ГОСТ 19503-88 1 страница

Гидразин - гидрат представляет собой бесцветную гигроскопическую жидкость, дымящую на воздухе, плотность 1,03 кг/м³, легко поглощает из воздуха диоксид углерода и кислород, смешивается с водой и спиртом, не растворим в эфире и хлороформе, горюч.

Молекулярная масс 50,06.

Массовая доля, %:

гидразин- гидрата - 64,0 – 67,0

аммиака - не более 0,06

остатка после прокаливания – не более 0,002.

2.3.8 Катализатор АКМ

Катализатор АКМ предназначен для гидрирования серосоединений. Активными компонентами катализатора являются комплексные соединения кобальта и молибдена, нанесенные на высокоразвитую поверхность активной окиси алюминия. Катализатор имеет синеголубую окраску и выпускается в виде гранул- таблеток неправильной формы или черенкообразных экструдатов.

2.3.9 Цинковый и цинкмедный поглотители для очистки газов от сернистых соединений

Цинковый поглотитель предназначен для тонкой очистки газов от сернистых соединений. Цинковый поглотитель марки ГИАП-10 (ГИАП-10-2) изготавливается в виде таблеток светло- серого цвета.

2.3.10 Катализаторы первичного риформинга

Катализаторы первичного риформинга никелевые R-67-7H, RК-201, RК-211 предназначены для процессов конверсии газообразных углеводородов в производстве аммиака. Представляют собой цилиндр с семью осевыми отверстиями, сводчатыми торцами от серого до темно серого цвета.

Объем загрузки- 29,2 м³.

2.3.11 Катализаторы вторичного риформинга

Никелевый катализатор RKS-2-7Н фирмы ТОПСЕ предназначен для конверсии газообразных углеводородов.

Катализатор представляет собой цилиндр с семью осевыми отверстиями серого цвета.

Объем загрузки- 27 м³.

2.3.12 Катализатор железохромовый среднетемпературной конверсии оксида углерода

Катализатор среднетемпературной конверсии оксида углерода марки G-3C предназначается для проведения процесса конверсии оксида углерода водяным паром под давлением от 1 до 30 кгс/см2 и температурах от 300 до 520оС. Катализатор имеет форму таблеток темно - коричневого цвета.

Объем загрузки- 80,6 м³.

2.3.11 Катализатор низкотемпературной конверсии оксида углерода

Катализатор низкотемпературной конверсии оксида углерода марки 83-3К предназначен для проведения каталитического процесса конверсии оксида углерода водяным паром при давлении до 3,0 МПа (30 кгс/см²) при температуре 200-300^оС и соотношении пар: газ= 0,4 - 0,8.

Катализаторы серии 83-3К изготавливаются из оксида меди на носителе, из оксида цинка и оксида алюминия. Имеют форму таблеток темно коричневого цвета.

Объем загрузки катализаторов 83-3К/83-3МК- 55/15 м³.

2.4 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И

СХЕМЫ

Процесс получения конвертированного газа условно подразделяется на следующие стадии:

- подготовка природного газа повышенного давления и сероочистка природного газа;

- паровая конверсия природного газа - первичный риформинг;

- паровоздушная конверсия - вторичный риформинг;

- 2-х ступенчатая конверсия оксида углерода;

- производство и распределение пара;

Вспомогательными узлами процесса получения конвертированного газа являются:

- система распределения топливного газа;

- система охлаждения аппаратов конверсии;

- система разогрева, восстановления и пассивации катализатора низкотемпературной конверсии СО п. 105-UI;

- система распределения азота;

- узел подготовки и подачи химреагентов.

2.4.1 Подготовка и сероочистка природного газа

В качестве сырья для получения аммиака используется природный газ. Основным источником технологического природного газа является трубопровод природного газа повышенного давления – 3,73-4,22 МПа (38-43 кгс/см²) ГП-43, из которого через ручную запорную арматуру производится отбор газа в цех. На входе природного газа в цех установлена электрозадвижка ЕmV-818 с дистанционным управлением, автоматически закрывающаяся при срабатывании блокировок группы «А».

Для очистки от пыли природный газ направляется на параллельно обвязанные фильтры поз. Ф-1/1,2. Насадка фильтров состоит из смоченных маслом И20А металлических колец Рашига, загруженных между двух рядов сеток. Контроль загрязнения фильтров осуществляется перепадомером PDI-800. Перепад на фильтре не должен превышать 39,24 кПА (0,4 кгс/см²). При повышении перепада до 39,24 кПа (0.4кгс/см²) срабатывает сигнализация. При выводе одного из фильтров в ремонт или на регенерацию сброс давления с него и продувка азотом осуществляется на свечу через огнепреградитель ОП-50.

Для определения состава природного газа поступающего в цех пре-дусмотрена анализная точка S-801, расположенная после электрозадвижки ЕmV-818.

Общий расход газа измеряется расходомером FI-810, показания которого корректируются в зависимости от температуры и давления приборами TI-859 и PI-809 соответственно. Регулирование давления природного газа, поступающего в блок сероочистки, производится при помощи клапана PCV-801 и поддерживается в пределах 3,43-3,83 МПа (35-39 кгс/см²). При снижении давления природного газа после регулирующего клапана до 35 кгс/см² срабатывает сигнализация PI-809L.

Природный газ после узла регулирования давления PRC-801 направляется для подогрева в рекуператор R-1, где нагревается отходящими дымовыми газами печи первичного риформинга до температуры не более 210^оС. Температура природного газа контролируется прибором TI-28-34. Показания температуры стенки змеевика рекуператора TI-28-33 и показания температуры дымовых газов после рекуператора TI-28-31, TI-28-32, также контролируются на РСУ.

После прохождения рекуператора R-1 природный газ смешивается с синтез-газом (азотоводородная смесь), отбираемым со всаса 2-ой ступени компрессора синтез-газа 103-J, до соотношения 0,125 моля водорода на моль природного газа, что соответствует содержанию водорода в смеси не более 11% объемных и может быть уменьшено в зависимости от содержания серы в природном газе на входе в установку. Регулирующий контур FRC-17 обеспечивает постоянство состава смеси регулятором соотношения FС-17, устанавливающим расход АВС в зависимости от расхода природного газа, измеряемого прибором FI-10. В пусковой период для обеспечения процесса гидрирования серосоединений в коллектор природного газа после рекуператора R-1 подается азотоводородная смесь с агрегата АМ-76 с давлением не более 5,0 Мпа (51 кгс/см²), температурой не более 49^оС и расходом не более 3500 нм³/ч (расходомер FI-852). Регулирование соотношения природный газ: азотоводородная смесь проводится дистанционно с ЦПУ. Далее газовая смесь направляется в змеевик подогрева технологического газа трубчатой печи R-1А, где нагревается дымовыми газами 101-В. Температура стенки змеевика не более 455^оС контролируется приборами TI-28-50,51. Температура газа на выходе из рекуператора R-1А измеряется TI-28-52. Регулятор ТС-1А поддерживает температуру газа на входе в сероочистку в пределах 370-400°С байпасированием холодного газа из трубопровода природного газа ГП-43 в подогретую в рекуператорах R-1, R-1А газовую смесь.

Очистка природного газа от соединений серы предназначена для защиты катализаторов, применяемых в производстве аммиака, от отравления и проводится в два этапа: гидрирование сероорганических соединений и адсорбция образовавшегося в результате гидрирования сероводорода.

Подогретая до оптимальной температуры гидрирования 370-400°С газовая смесь поступает в реактор гидросероочистки 101-D, заполненный 34м³ катализатора.

Гидрирование органических серосоединений до серо­водорода протекает на алюмо-кобальт-молибденовом катализаторе по реакциям:

С₂Н₅SН + Н₂«Н₂S+С₂Н₆

(С₂Н₅)₂S+2Н₂«Н₂S+2С₂Н₆

(С₂Н₅)₂S₂+3Н₂«2Н₂S+2С₂Н₆

(С₂Н₅)₂S₃+4Н₂«3Н₂S+2С₂Н₆

СОS+4 Н₂«СН₄+Н₂О+Н₂S

СS₂+4 Н₂«СН₄+2Н₂S

Перепад в аппарате замеряется прибором PDI-8. На входном коллекторе установлен предохранительный клапан SV-7. Сброс после реактора гидрирования 101­-D может быть осуществлён через ручную свечу. Схемой предусмотрен байпас мимо всей системы се­роочистки.

Очистка природного газа от сероводорода производится в ре­акторах 102-DА, DВ, загруженных катализатором ГИАП-10-А (на ос­нове оксида цинка) по реакции:

Н₂S+ Zn----> ZnS+Н₂О

Указанная реакция необратима, поэтому адсорбент регенерации не подлежит и при насыщении серой до 10% (100 частей ZnO адсор­бировало 18 частей серы) заменяется. В каждый реактор загружает­ся 56,6 м³ катализатора.

Схемой предусмотрено подключение реактора на последователь­ную или параллельную работу. После замены катализатора производится последовательное включение реакторов, причем реактор со свежим оксидом цинка находится вторым по ходу потока газа и служит, таким образом, для доочистки.

Содержание H₂S в газовой смеси после аппаратов сероочистки 102-DА, 102-DВ должно быть не более 0,5 мг/м³ в пе­ресчете на серу, температура газа 343-371 °С. Требуемое давление газовой смеси при потреблении природного газа повышенного давления поддерживается регулятором PC-801. При работе от источника природного газа ГП-12 давление регулируется регулятором РС-42, изменяющим число оборотов турбины компрессора природного газа 102-J.

Сопротивление аппаратов измеряется перепадомерами PDI-45 (102-DА), PDI-46 (102-DВ). На входных коллекторах установлены пре­до-хранительные клапаны SV-4, SV-5. На выходе после каждого ре­актора имеются свечи с вентилями для сброса газа на факел.

Аналитический контроль газа после сероочистки производится из анализной точки S-8.

После сероочистки очищенная от сернистых сое­динений газовая смесь поступает в узел смешения с паром среднего давления 3,83-4,07 МПа (39-41,5 кгс/см²).

2.4.2. Паровая конверсия природного газа.

Для получения необходимого в процессе синтеза аммиака водорода, технологией предусмотрена конверсия природного газа, состоящая из двух стадий.

Первая стадия – паровая каталитическая конверсия природного газа (первичный риформинг) осуществляется на никелевом катализаторе в реакцион­ных трубах трубчатой печи I0I-B.

Пеpед тpубчатой печью газовая смесь смешивается с водяным паpом до соотношения паp: углерод pавного 3,0 - 3,6/1.

Расход газовой смеси поддеpживается в каскадном режиме pегулятоpом FC-1 в соответствии с расходом подаваемого во вторичный риформинг воздуха. Регулятор FC-2 в каскадном режиме устанавливает в рабочих пределах расход пара, рассчитанный в мольном соотношении от расхода газовой смеси по FC-1. Для обеспечения безопасной pаботы пpедусмотpено автоматическое закpытие pегулиpующего клапана FСV-1 и электpозадвижки EmV-11, установленных на линии газовой смеси, пpи срабатывании блокировок группы «А».

После смешения с паpом паpогазовая смесь поступает в змеевик, pасположенный в конвекционной зоне тpубчатой печи (БТА), где за счет тепла дымовых газов, образующихся при сжигании топливного газа в потолочных горелках, нагpевается до темпеpатуpы не более 525°С (ТI-5-10).

Подогретая парогазовая смесь по 12 распределительным коллекторам поступает в реакционные трубы печи, установленные на подвесках в радиантной зоне печи по 42 реакционные трубы в каждом ряду. Газ проходит реакционные трубы сверху вниз, попадает в нижние сборные коллекторы и по подъемным трубам поступает в передаточный коллектор 107-D.

Общее сопротивление аппарата 10I-B (реакционных труб) изме­ряется перепадомером PDI-17 и должно быть не более 0,49 МПа (5,0 кгс/см²).

Реакционная труба представляет собой самостоятельный реа­ктор в котором в присутствии никелевого катализатора происходит взаимодей­ствие углеводородов с водяным паром за счет тепла, подводимого через стенку трубы. Рабочая температура стенок труб составляет не более 929°С и контролируется переносным оптическим пирометром. Максимально допустимая - стенки трубы 982°С, при достижении которой требуется усилить контроль за трубами.

Процесс конверсии метана с водяным паром ведется при температуре не более 830°С и давлении на выходе из I0I-B не более 3,63 МПа (37 кгс/см²) и протекает по реакциям:

СН₄+ Н₂О«СО+3 Н₂-Q

С_пН_м+пН₂О«пСО+ 2п+м Н ₂ -Q

СН₄+СО₂«2СО +2Н₂-Q

СО+Н₂О«СО₂+Н₂+Q,

в результате которых содержание водорода в конвертированном газе достигает 65-75%, а содержание метана не превышает 13 %.

При снижении соотношения пар: газ ниже 2,5 происходит выде­ление углерода, который отлагается на поверхности и в порах ка­тализатора, снижает его активность и вызывает механическое разрушение.

При незначительном зауглероживании катализатора, в процессе конверсии с оптимальным количеством пара, углерод может газифицироваться по реакции:

С + H₂O CO + H₂

Активность катализатора восстанавливается при условии, если не произошло его механическое разрушение.

Для исключения возможности зауглероживания катализатора агрегат должен быть немедленно остановлен автоматически или ди­станционно в случае недопустимого снижения соотношения пар: углерод.

Тепло, необходимое для проведения процесса первичного риформинга, образуется при сжигании топливного газа в смеси с продувоч­ными и танковыми газами отделения синтеза и АХУ в потолочных горелках инжекционного типа, расположенных между рядами реакционных труб. Сжигание топливного газа в горелках печи первичного риформинга производится с избытком воздуха, при котором нормаль­ное содержание кислорода в дымовых газах составляет не более 3,0 % объемных и замеряется автоматическим анализатором QI-4, сигнализирующим в ЦПУ завышение содержания кислорода.

Дополнительным источником тепла для подогрева парогазовой смеси являются дымовые газы туннельных горелок (13 штук) инжекционного типа, расположенных в торце каналов, по которым про­изводится отвод дымовых газов от потолочных горелок.

Утилизация тепла дымовых газов, температура которых на выходе из радиантной камеры должна быть не более 1032°С, осущест­вляется в конвекционной зоне печи, где расположены змеевики для подогрева:

- парогазовой смеси перед реакционными трубами печи первичного риформинга,

- паровоздушной смеси перед реактором вторичного риформинга,

- пара высокого давления перед турбиной 103-JТ компрессора синтез газа,

- технологического газа, подаваемого на сероочистку (R-1А),

- питательной воды, поступающей в паросборник I0I-F,

- топливного газа, подаваемого к горелкам печи первичного риформинга.

Кроме того, на нагнетании дымососов установлен рекуператор R-1, служащий для подогрева технологического природного газа

Контроль температуры стенок змеевиков, расположенных в конвекционной зоне печи, и змеевиков рекуператоров R-1, R-1А производится прибором TI-28.

Печь первичного риформинга смонтирована совместно со вспо­могательным котлом 101-ВU, служащим для получения дополнительного количества пара высокого давления, необходимого для поддержания парового баланса установки. Дымовые газы из топки вспомогательного котла поступают в конвекционную зону печи первичного риформинга перед змеевиком пароперегревателя первой ступени, где смешиваются с дымовыми газами печи.

Разрежение в печи первичного риформинга поддерживается в пределах -29 ¸ -118 Па (-3 ¸ -12 мм.вод.ст.) регулирующим контуром PIСA-19 с коррекцией от разрежения в топке вспомогательного котла 101-BU, путем изменения числа оборотов турбин дымососов 101-ВJАТ/ВJВТ регуляторами SC-7, SC-8. При этом регулятор ТС-126 выравнивает температуру дымовых газов в БТА, корректируя нагрузку каждого дымососа в зависимости от температуры дымовых газов перед ним. На всасе дымососов установлены заслонки с ручным приводом. При сниже­нии разрежения в печи до -20 Па (-2 мм.вод.ст.) поступает сигнал в ЦПУ.

Разрежение в топочном пространстве вспомогательного котла 101-BU поддерживается -49 ¸ -177 Па (-5 ¸ -18 мм.вод.ст.) регулятоpoм PС-114 путем прикрытия или открытия шибера на дымоходе вспомогательного котла. О завышении давления в топочном про­странстве вспомогательного котла 101-ВU до - 20 Па (-2мм.вод.ст.) подается сигнал в ЦПУ.

Дымовые газы отсасываются из печи первичного риформинга двумя дымососами 101-ВJА и 101-ВJВ, проходят межтрубное пространство рекуператора R-1 и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу с температурой не более 230ºС.

Состав конвертированного газа после 101-B (в пересчете на сухой газ) в объемных долях:

азот N₂ - не более 2,5%

оксид углерода СО - 8,0¸10,5 %

диоксид углерода СO₂ - 9,0¸11,0%

водород H₂ - 65¸75%

метан СН₄ - 9,0¸13,0 %

Остаточное содержание объемных долей метана в конвертиро­ванном газе определяется ручным анализом из анализной точки S-11 и автоматическим газоанализатором QI-1.

Схема ПАЗ трубчатой печи 101-B предусматривает отсечку топливного газа со сбросом газов дистилляции отпарной колонны в атмосферу, отсечку газа-восстановителя гомогенной очистки, а также отсечку газовой смеси, поступающей на технологию, со сбросом ее на факельную установку при нарушении технологического режима эксплуатации печи и по сигналу оператора с ЦПУ. Позволяет зафиксировать причину аварийной остановки.

Срабатывание защит происходит:

- При срабатывании блокировок группы «AА»

- При нажатии на операторской станции кнопки «Группа “А”»

- При нажатии физической кнопки с ЦПУ «Группа “А”»

- При снижении разрежения в трубчатой печи 101-B менее 5 мм.в.с. по любому из датчиков и остановке любого из дымососов с выдержкой времени 60 сек (блокировка «остановка дымососа»)

- При снижении разрежения в трубчатой печи 101-B менее 5 мм. в.с. по двум датчикам PS-19, PS-19-1 с выдержкой времени 2 сек или при их неисправности с выдержкой времени 4 сек (блокировка PS-19НН)

- При снижении давления топливного газа менее 1 кгс / см² или при неисправности датчиков давления топливного газа PS-3, PS-3-1, PS-3-2 с выдержкой времени 5 сек (блокировка РS-3LL)

- При снижении расхода газовой смеси в трубчатую печь 101-B менее 25000 м³/ч с выдержкой времени 5 сек или при неисправности дат-чиков расхода FS-1, FS-1-1, FS-1-2 с выдержкой времени 15 сек (блокировка FS-1LL)

- При снижении молярного соотношения пар/газ до 2,5 с выдержкой времени 5 сек (обработка сигналов с датчиков по заданному алгоритму) (блокировка FS-2LL)

- При неисправности датчиков расхода пара FS-2, FS-2-1, FS-2-2 с выдержкой времени 5 сек

- При срабатывании блокировок группы «А» по уровню в паросборнике.

Система защит печи включает в себя ключ деблокирования по снижению расхода газа в печь – DB FS-1 и ключ деблокирования по снижению соотношения – DB FS-2.

Отсечка топливного газа на пароперегреватель кроме того происходит при нарушении следующих параметров:

- При неисправности датчика или снижении давления топливного газа к пароперегревателю менее 0,1 кгс / см² (блокировка PS-31 LL)

- При неисправности датчика или снижении расхода пара из паросборника 101-F до 150 т/ч и остановленном компрессоре 103-J с выдержкой времени 2 сек (блокировка FS-33LL)

Схема отсечки топливного газа на пароперегреватель включает в себя ключ деблокирования DB TS-26.

2.4.3 Паровоздушная конверсия метана - вторичный риформинг

В реакторе вторичного риформинга производится окончательная конверсия непрореагировавшего в первичном риформинге метана кислородом воздуха и паром с одновременным обеспечением необходимого соотношения водорода и азота в синтез-газе.

Компримированный воздух с давлением до 3,49 МПа (35,6 кгс/см2) и температурой до 175оС подается в змеевик подогревателя паровоздушной смеси, находящегося в конвекционной зоне печи первичного риформинга, где нагревается до температуры 462-482оС и поступает в головку смесителя реактора вторичного риформинга.

Перед поступлением в змеевик подогревателя ПВС в воздух дозируется пар среднего давления через регулирующий клапан НСV-27. Непрерывная подача пара в трубопровод воздуха предусмотрена для защиты подогревателя ПВС от перегрева в период пуска и остановки агрегата и предотвращения обратного хода горячего газа при остановке компрессора 101-J. Кроме того, в период пуска и остановки агрегата (при отсутствии воздуха) пар предохраняет горелку 103-D от перегрева.

Регулятор FС-14 обеспечивает минимально необходимое количество дозируемого пара в зависимости от температуры змеевика ПВС и температуры воздуха на выходе из змеевика. Максимальное количество подаваемого пара 27 т/ч.

Схемой компрессора 101-J предусмотрена антипомпажная защита путем сброса воздуха на свечу 107-U регулятором расхода FC-4. Предварительная сигнализация в ЦПУ срабатывает при снижении расхода до 45000м³. Клапан FCV-4 открывается при снижении расхода до 37500м³/ч.

Регулятор FC-3 обеспечивает расход воздуха во вторичный риформинг в рассчитанном соотношении от расхода газовой смеси, подаваемой в печь первичного риформинга. Тонкая регулировка расхода воздуха в ручном режиме осуществляется сбросом части воздуха в атмосферу через клапан FCV-58.

При снижении расхода воздуха до 30 000 м³/ч с выдержкой времени 5 сек срабатывает блокировка FS-3LL, дающая сигнал к срабатыванию блокировок группы «В». При этом закрывается клапан FCV-3 и отсекатель EmV-3, прекращая подачу воздуха в реактор 103-D. Для защиты от перегрева змеевиков подогревателя ПВС, клапан НСV-27 на паре полностью открывается.

Постоянство давления в линии подачи воздуха на вторичный риформинг обеспечивается регулятором PC-51 и клапаном НС-1, изменяющими число оборотов турбины 101-JT, контроль ведется по датчику давления PI-51.

Подогретая до температуры 462-482^оС паровоздушная смесь поступает в смеситель по центральной трубе, оканчивающейся перфорированным куполом. Частично конвертированный газ из первичного риформинга через передаточный коллектор 107-D поступает в смеситель тангенциально, проходя затем ситчатый распределитель, установленный вокруг купола трубы ввода паровоздушной смеси.

При смешивании технологического газа с воздухом происходит частичное сгорание горючих компонентов газа с увеличением температуры до 1245^оС, которая обеспечивает конверсию оставшегося метана в конвертированном газе до объемной доли не более 0,5%.

Реактор вторичного риформинга заполнен никелевым катализатором в объеме 27 м³.

Процесс вторичного риформинга протекает по реакциям:

СН₄+ ½ О₂«СО+2Н₂+Q

СН₄+ О₂«СО₂+2Н₂+Q

СН₄+ 2О₂«СО₂+2Н₂О+Q

Н₂ +1/2 О₂«Н₂О+Q

СО+1/2 О₂«СО₂+Q

СН₄+ СО₂«2СО+2Н_{2_}-Q

СН₄+ Н₂О«СО+3Н₂-Q

СО+Н₂О«СО₂+ Н₂+Q

Содержание метана в газе после реактора определяется автоматическим анализатором QI-2 и лабораторным анализатором из точки S-12. Контроль температур в зоне катализатора вторичного риформинга производится приборами TI-4 и TI-7.

В карманы термопар TI-7(1¸7) подается азот для защиты спаев термопар от восстановления водородом, проникающим через стенки карманов.

Азот с давлением 3,24¸3,53 МПа (33,0¸36,0 кгс/см²) в количестве 0,7 м³/ч подается диафрагмовым компрессором 103-DJ. Расход азота в каждый термокарман регулируется игольчатым вентилем.

Состав газа после вторичного риформинга (в пересчете на сухой газ) в объемных долях:

диоксид углерода (СО₂) = (8,0±1,0)%

оксид углерода (СО) = не более 14%

водород (Н₂) = (57,0±3,0)%

метан (СН₄) = не более 0,5%

инертные газы (Ar+N₂) = (22,5±2,5)%

Сопротивление реактора 103-D измеряется перепадомером PDI-18. Конвертированный газ после 103-D с температурой не более 1010^оС и давлением не более 3,24 МПа (33 кгс/см²) поступает в два параллельно работающих котла 1-ой ступени 101-СА и 101-СВ, в которых за счет утилизации тепла газа получается пар с давлением 10,35 МПа (105,5 кгс/см²). Температура конвертированного газа на выходе из котлов-утилизаторов первой ступени не более 482 ^оС. Далее газ поступает в котел-утилизатор второй ступени 102-С, где охлаждается до 390^оС, нагревая воду для получением пара давлением не более 10,35 МПа (105,5 кгс/см²). Для регулирования температуры охлаждаемого конвертированного газа после котла 102-С выполнен байпас, по которому часть газа проходит мимо котла. Регулирование температуры на входе в конвертор СО 104-DА осуществляется регулятором TC-10.

Прибор TI-10 сигнализирует в ЦПУ о максимальной температуре газа 390^оС после котла-утилизатора второй ступени 102-С. Для предотвращения повышения давления в системе конверсии сверх допустимого на котле-ути-лизаторе 102-С установлены предохранительные клапана SV-8A, SV-8B, SV-8C, SV-8D.

После котлов-утилизаторов на линии конвертированного газа предусмотрена свеча с электрозадвижкой EmV-6, через которую газ при остановках и пусках агрегата срабатывается на факельную установку 102-U.

Верхняя часть двенадцати подъемных труб печи риформинга 101-В, передаточный коллектор 107-D, реактор вторичного риформинга 103-D, котлы-утилизаторы 101-СА и 101-СВ имеют водяные рубашки.

На заполнение рубашек подается конденсат от насосов 114-J/JA, 112- J/JA по линии 4 SC 80, а в аварийных случаях в рубашку может подаваться охлажденная вода по линии 4 CW 141 или отпарной конденсат от насосов 120-J/JA по линии 4 PW 87.

Конденсат поступает в рубашки 103-D и передаточного коллектора по линии 3 SC 20. Уровень регулируется прибором LC-3, расход замеряется прибором FI-69;

В рубашки 101-СА,СВ конденсат подается по линии 3 SС 21,22. Уровень регулируется прибором LC-63, LС-64, расходы замеряются приборами FI-72, FI-70.

При падении уровня в рубашках 103-D, в 101-СА,СВ приборы LI-3, LI-63, LA-6L, LI-64, LA-7L сигнализируют о минимальном уровне в рубашках. При дальнейшем падении уровня необходимо перейти на резервный источник подпитки водяных рубашек.

Рубашки снабжены устройствами для спуска воды по линиям ½ ВО 14-25, 6 DR 1, 3 DR 3, 1¹/₂ DR 4, 3 DR 5, 1½ DR 6. По коллектору 4 DR 53 вода сбрасывается в канализацию.

Водяные рубашки необходимо периодически дренировать (не реже одного раза в неделю) в течение нескольких минут для удаления механических примесей.

Предусмотрена подача в рубашки пара низкого давления по линиям 2 L 71, 3 L 73 для подогрева воды, во время остановки в зимнее время. Рубашки снабжены переливным устройством и линиями для рециркуляции. Сброс воды после перелива производится в систему охлаждающей воды.

Для контроля за уровнем в рубашках имеются также контрольные переливные трубки с наблюдением за струйкой воды и уровнемерные стекла.

2.4.4 Конверсия оксида углерода

После утилизации тепла в котлах-утилизаторах 101-СА,СВ и 102-С конвертированный газ с температурой 350-390 ^оС и содержанием оксида углерода не более 14% об. поступает в среднетемпературный конвертор оксида углерода 104-DA, заполненный железо-хромовым катализатором (85 м³).

Процесс конверсии оксида углерода с водяным паром является обратимым и идет по реакции:

СО + Н₂О «СО₂ + Н₂

Соотношение пар: газ составляет около 0,58.

Объемная доля оксида углерода в газе в результате конверсии снижается до 4,0 % (на сухой газ), а температура возрастает до 450 ^оС (не более).

Аналитический контроль газа после среднетемпературного конвертора оксида углерода осуществляется лабораторным анализом из точки S-13.

Состав конвертированного газа после 104-DА в пересчете на сухой газ в объемных долях:

Аргон + азот (Ar+N₂) - (20,5±2,5) %

диоксид углерода (СО₂) - не более 17,0 %