Сероочистка природного газа 1 страница

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

СпНм+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 462-482оС 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 1245оС, 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+2Н2_-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)%

(азот+аргон)

Сопротивление реактора 103-D измеряется перепадомером PDI-18. Конвертированный газ после 103-D с температурой не более 1010оС 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 390оС, 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 390оС 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 %

оксид углерода (СО) - не более 4,0 %

водород (Н2) - (61,5±3,5) %

метан (СН4) - не более 0,35 %.

Перед поступлением в низкотемпературный конвертор 104-DВ газ проходит котел-утилизатор 103-С, охлаждаясь до 340 оС.

За счет утилизации тепла конвертированного газа, в котле получается пар с давлением не более 105,5 кгс/см2.

После котла-утилизатора 103-С конвертированный газ проходит газовый теплообменник 104-С, где охлаждается до 240оС за счет нагрева газа, поступающего в метанатор, и направляется в низкотемпературный конвертор СО 104-DВ.

Температура газа на входе в низкотемпературный конвертор устанавливается в зависимости от активности катализатора. При работе на свежем катализаторе температура на входе в конвертор поддерживается на уровне 210 оС, а по мере старения катализатора постепенно поднимается до 240оС.

Регулирование температуры обеспечивается с помощью регулирующего контура TRCA-11, путем байпасирования части газа мимо котла-утилизатора 103-С. При повышении температуры на входе в НТК до 250оС поступает сигнал в ЦПУ.

На байпасе клапана TCV-11 имеется свеча с электрозадвижкой EmV-7 для сброса газа на факельную установку 102-U в пусковой период и при аварийной ситуации. При срабатывании защит гр. «А» задвижка EmV-7 с задержкой 30 сек открывается на ранее установленное оператором значение. Если по истечении 20 сек. после выдачи сигнала на открытие не пропадает концевой выключатель закрытия и степень открытия менее 5%, выдается сообщение о неотработке и открывается задвижка EmV-6 на ранее установленное оператором значение. EmV-7 может также управляться дистанционно из ЦПУ.

В низкотемпературном конверторе 104-DВ, заполненном цинкмедным катализатором (70,0 м3) происходит окончательная конверсия оксида углерода с водяным паром при соотношении пар: газ =0,45. Объемная доля СО после конвертора не более 0,65%, а температура в зоне катализатора поддерживается не более 255оС.

Газ после конвертора 104-DВ направляется в систему очистки от СО2. Контроль состава газа после низкотемпературного конвертора СО осуществляется лабораторным анализом из точки S-14. В конверторе 104-DВ возможно образование в незначительных количествах метанола, формальдегида и муравьиной кислоты.

Предусмотрена подача пара среднего давления в линию входа и выхода газа в высокотемпературный конвертор для его разогрева в пусковой период (при разогреве катализаторов риформингов воздухом и для окисления катализатора СТК перед его заменой).

При пуске НТК разогревается циркуляционным азотом с помощью системы разогрева 105-UI.

Газ от конвертора 104-DВ отсекается задвижкой с электроприводом EmV-1, управляемой из ЦПУ. Схемой предусмотрена возможность подачи газа мимо конвертора через байпасную линию. Эта линия используется при пуске агрегата для наладки режима отделения «Карсол», когда НТК находится на разогреве или же при остановке агрегата, когда низкотемпературный конвертор отключается от схемы. Установленная на байпасной линии задвижка EmV-2 с дистанционным управлением из ЦПУ сблокирована с задвижкой EmV-1 таким образом, что при открытии одной из них, вторая закрывается и наоборот. Предусмотрена возможность раздельного управления задвижками EmV-1 и EmV-2.

Сопротивление конвертора 104-DА, 104-DВ измеряется перепадомером

PDI-23. Температура в 104-DВ измеряется прибором TI-3.

Состав конвертированного газа перед очисткой в пересчете на сухой газ в объемных долях:

азот (N2) - (20,5±2,5)%

диоксид углерода (СО2) – (17,75±0,75)%

оксид углерода (СО) - не более 0,65%

водород (Н2) - (62,0±3,0)%

метан (СН4) – не более 0,5%

2.4.5 Схема распределения топливного газа

Природный газ, отобранный из коллектора природного газа ГП-12 на топливо, используется в производстве аммиака для получения пара в пусковом и вспомогательном котлах, для нагрева синтез-газа в подогревателе 102-В и для обеспечения прохождения эндотермической реакции конверсии метана в печи первичного риформинга.

Природный газ через отсекатель EmV-18подается на установку по линии 8 NG 31 и поступает в сепаратор топливного газа 121-F, в котором происходит отделение жидких углеводородов содержащихся в газе, поступающем на установку. Регулирующий клапан PCV-7, установленный перед сепаратором топливного газа, поддерживает давление в коллекторе топливного газа 8 FG 1 0,49-0,69 МПа (5-7 кгс/см2).

Уровень в сепараторе 121-F регулируется выдачей жидких углеводородов на утилизацию через регулирующий клапан LCV-1. О завышении уровня в сепараторе 121-F выше допустимого (700мм) сигнализирует прибор LA-57Н. Линия выдачи жидких углеводородов снабжена пароспутником, а сепаратор – змеевиком обогрева. В зимнее время в змеевик подается пар по линии 2 LS 63 с отводом конденсата по линии 1½ SC 86.

Общий расход топливного газа на установку контролируется датчиком FI-60. Для предотвращения завышения давления в коллекторе топливного газа сверх допустимого в нем установлены предохранительные клапаны SV-40А, SV-40В.

Из коллектора топливного газа 8 FG 1 производится распределение топлива на горелки огневого подогревателя 102-В, пускового и вспомогательного котлов, горелки факельной установки, а также, в смеси с продувочными и танковыми газами – горелки печи риформинга.

По линии 1 ½ FG 13 топливный газ подается на горелки факельной установки. По этой же линии производится сброс давления и продувка коллектора топливного газа.

По линии 4 FG 2 топливный газ подается на горелку пускового котла 106-U. Тепло, полученное от сгорания топливного газа, используется для производства пара среднего давления.

Схема ПАЗ пускового котла 106-U предусматривает отсечку топливного газа на горелку при нарушении технологического режима его эксплуатации и по сигналу оператора с ЦПУ. Позволяет зафиксировать причину аварийной остановки.

Срабатывание защиты пускового котла происходит:

- При нажатии на операторской станции кнопки «Стоп 106-U»;

- При погасании пламени горелок пускового котла (2 из 2-х датчиков) с выдержкой времени 3 сек (блокировка ХS-707)

- При останове дутьевого вентилятора 106-UJ

- При снижении уровня в барабане котла ниже -100мм по сигналу от датчиков LS-704, LS-735LL с учетом их исправности с выдержкой времени 2 сек (блокировка LS-704LL)

- При снижении давления топливного газа ниже 2,25 кгс/см2 по сигналу от датчиков PS-706, PS-723L и PS-724LL (2 из 3-х) с учетом их исправности (блокировка PS-706LL)

При этом выдается сигнал на закрытие отсечных клапанов EmV-725 и EmV-726 и открытие свечи безопасности EmV-727 с удержанием сигнала до восстановления нормальных параметров.

По линии 6 FG 7 газ подается на 5 горелок вспомогательного котла 101-BU. Тепло, полученное от сгорания топливного газа, используется для производства пара высокого давления.

Давление пара 100 поддерживается регулирующим контуром PRCA-36 посредством регулятора давления топливного газа PC-116. Регуляторы РС-114 и ТС-4-10 ограничивают подачу газа на горелки при падении разрежения в 101-BU и повышении температуры подъемных труб. Регулятор FC-22 исключает снижение расхода топливного газа ниже минимального.

Схема ПАЗ 101-BU предусматривает отсечку топливного газа на вспомогательный котел при нарушении технологического режима его эксплуатации и по сигналу оператора с ЦПУ. Позволяет зафиксировать причину аварийной остановки.

Срабатывание защит 101-BU происходит:

- При нажатии на операторской станции кнопки «Группа ”АА”».

- При нажатии физической кнопки с ЦПУ «Группа ”АА”».

- При снижении уровня в паросборнике п.101-F менее 0 мм или неисправности датчиков LS-53, LS-50, LS-50-2 с выдержкой времени 30 сек (блокировка LS-53LL)

- При снижении давления топливного газа менее 0,33 кгс/см2 и расхода топливного газа менее 2000 м3/ч или при неисправности датчиков давления и расхода топливного газа PS-116, PS-116-2, PS-116-3, FS-22 с выдержкой времени 1 сек (блокировка PS-116LL)

- При снижении разрежения во вспомогательном котле менее 0 мм. в.с. с выдержкой времени 2 сек. или при неисправности датчиков разрежения PS-114, PS-114-1 с выдержкой времени 2 сек (блокировка PS-114HH)

- При снижении разрежения в трубчатой печи 101-B менее 5 мм. в.с. или неисправности датчиков разрежения PS-19, PS-19-1 и остановке обоих дымососов (блокировка «остановка дымососов»)

- При снижении разрежения в трубчатой печи менее 5 мм.в.с. и разрежения во вспомогательном котле 101-BU менее 0 мм.в.с. или неисправности датчиков разрежения PS-19, PS-19-1, PS-114, PS-114-1 с выдержкой времени 2 сек (блокировка PS-19-114HH)

Основная часть топливного газа по линии 8 FG 1 поступает в змеевик подогревателя топливного газа, расположенный в конвекционной зоне печи риформинга 101-В, где подогревается до температуры около 90оС. Подогретый газ смешивается с продувочными и танковыми газами, поступающими из отделения синтеза, и подается по коллектору 10 FG 5 к горелкам печи 101-В. Давление в коллекторе 0,2-0,37 МПа (2,0-3,7 кгс/см2) поддерживается регулятором PC-3, который в автоматическом и каскадном режимах обеспечивает регулировку давления в рабочих пределах и удержание степени открытия клапанов по рядам на уровне 50% открытия. О минимальном и максимальном давлении топливного газа прибор PI-3 посылает сигнал в ЦПУ.