Сероочистка природного газа

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