ИНСТРУКЦИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА И РАБОЧЕМУ МЕСТУ

Открытое акционерное общество

«Череповецкий «Азот»

 

 

СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ

Председатель Первичной Главный инженер

Профсоюзной организации ОАО «Череповецкий «Азот» ОАО «Череповецкий «Азот» ___________Н.П. Щеколдин

___________ Г.Л. Кабатова «___»______________2007г.

«___»______________2007г.

 

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОХРАНЕ ТРУДА И РАБОЧЕМУ МЕСТУ

АППАРАТЧИКА СИНТЕЗА

Р а з д е л 1 Сероочистка, конверсия и парообразование  

ГОСТ 201-76

Молекулярная масса 380,12.

Представляет собой чешуйки или кристаллы, способные слеживаться.

Массовая доля общего Р₂О₅, % - не менее 18,5.

рН 1%-го водного раствора 11,5-12,5

Массовая доля нерастворимого в воде осадка,% - не более 0,03.

 

2.3.7 Гидразин - гидрат N₂Н₄·Н₂О

 

ГОСТ 19503-88

Молекулярная масс 50,06. Массовая доля, %: гидразин- гидрата - 64,0 – 67,0

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 %

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 240^оС 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 240^оС.

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 250^оС 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 255^оС.

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 90^оС. 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.

При снижении давления до 1,0 кгс/см² клапан PCV-3 закрывается, прекращая подачу топлива к горелкам печи. Клапан также закрывается при срабатывании блокировок группы «А».

Из коллектора 10 FG 5 топливный газ распределяется на:

- горелки пароперегревателя по линии 4 FG 21 (регулирующий клапан TCV-26);

- туннельные горелки по линии 3 FG 9 (клапан с дистанционным управлением НСV-3);

- потолочные горелки (регулирующие клапаны НС-30¸42)

Расход топливного газа на 24 горелки пароперегревателя замеряется прибором FI-23 и регулируется клапаном TCV-26 по температуре пара на выходе из пароперегревателя.

Клапан закрывается при понижении расхода через пароперегреватель до 150 000 кг/ч (блокировка FS-33LL) или при понижении давления топливного газа, поступающего на горелки пароперегревателя до 0,01 МПа (0,1 кгс/см²) (блокировка PS-31LL).

Расход топливного газа на 13 туннельных горелок замеряется прибором F-20 и регулируется клапаном с дистанционным управлением НСV-3.

Проектом предусматривается подача газов дистилляции из отпарной колонны 103-Е через сепаратор I50-F к туннельным горел­кам 101-В для сжигания их в смеси с топливным газом. Давление в I50-F регулируется регулятором PC-26, после которого газ направляется через отсекатель EmV-50 в систему топливного газа или через отсекатель ЕмV-51 сбрасывается в атмосферу. При срабатывании блокировок группы «А» или LS-I5НН (сверхмаксимальный уровень в сепараторе газов дистилляции) происходит автоматичес­кое открытие EmV-51 и закрытие ЕmV-50.

По коллектору 10 FG 6 газ подводится к 260 потолочным горелкам. Расход газа на потолочные горелки (до 31000 м3/ч) замеряется прибором F-19. Топливный газ распределяется по 13 коллекторам (коллекторы 4 FG 8А ¸ 8N) к двадцати потолочным горелкам в каждом ряду. Регулирование давления топливного газа по рядам горелок производится регуляторами РС-118¸ 130 с помощью клапанов HC-30¸42.

По линии 1 ½ V 41 топливный газ, подаваемый к потолочным горелкам, можно сбрасывать на факел при продувке и сбросе давления из топливной системы печи первичного риформинга.

 

2.4.6 Система охлаждения аппаратов конверсии

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 cтекла.

2.4.7 Система циркуляции азота для разогрева, восстановления и пассивации катализатора низкотемпературной конверсии СО газодувкой п. 105-UJI

 

Для нагрева и восстановления катализатора низкотемпературной конверсии оксида углерода предусмотрена система циркуляции азота.

Азот для подпитки системы подается из коллектора азота низкого давления, далее по линии 4 N 10 через ручной запорный вентиль и съемный участок в контур циркуляции.

Циркуляция ведется газодувкой 105-UJI с приводом от паровой турбины. Давление на нагнетании газодувки 0,29 МПа (3,0 кгс/см²) (PG-135) максимальная температура 205^оС (прибор TG-103), расход 21800 м³/ч (прибор FI-53).

Давление всаса азотодувки 0,2 МПа (2 кгс/см²) регулируется клапаном PCV-48 (ВО), при этом избыток газа сбрасывается на факельную установку.

Для поддержания температуры циркуляционного газа на необходимом в процессе разогрева, восстановления и пассивации уровне предусмотрен теплообменник 105-UCI. Газ проходит по межтрубному пространству, а в трубное может подаваться охлаждающая вода, либо пар среднего давления. Перед всасом газодувки установлен сепаратор 105-UFI для отделения образующегося в процессе восстановления и пассивации конденсата, оборудованный уровнемером LG-48 и предохранительным клапаном SV-34.

При восстановлении катализатора низкотемпературного конвертора водород со стороны по линии 1 ½ Н 9 подается в линию азота 4 N 10, расход водорода замеряется расходомером FI-68, расход подпиточного азота FI-67.

При пассивации воздух подается в систему по линии 3 А 32 или через дренаж перед FI-­68 со шланговой станции, либо от компрессора воздуха КИПиА 1401-J, когда компрессор воздуха 101-J остановлен (находится в ремонте).

2.4.8 Схема распределения азота

 

Для продувок аппаратов при подготовке их к ремонту от горючих, взрывоопасных и токсичных сред, защиты пирофорных катализаторов от воздействия окислителей, а также для опрессовок сосудов, работающих под давлением, применяется инертный газ – азот. Кроме того, азот применяется для исключения создания взрывоопасной смеси в маслобаках компрессии и коллекторах факельной установки.

Чистый 99,998 % азот из межцеховых коммуникаций с давлением до 5,5 кгс/см² поступает в цех по коллектору 6 N 1 и распределяется по трубопроводам 6 LN 1, 4 N 2.

Азот для опрессовки подается по коллектору 1 ½ N1.

Через систему: вентиль, съемный участок, обратный клапан, вентиль- азот для продувок подводится в следующие трубопроводы схемы:

- в линию природного газа 16 NG 1 на входе в цех по линиям 1¹/₂ N 7

и 6 LN 16;

- в линию 10 NG 11 ПГ на нагнетании 102-J по линиям 1 N 41 и

1¹/₂ N 3;

- в линию 10 NG 14 после 101-D по линии 1½ N 25;

- в линию 6 V 65 (сброс газа после 102-DА) по линии 1 ½ N 17;

- в линию 6 V 67 (сброс газа после 102-DВ) по линии 1 ½ N 18;

- в линию 10 NG 18 (ПГ после сероочистки) по линии 1 ½ N 31;

- в радиантную зону 101-В по линии 4 LN 3 и далее по 6 линиям 1 ½ LN 4А¸4F;

- в линию 18 NG 23 (в реакционные трубы 101-В) по линии 4 N 69;

- в линию 16 RV 159 (сброс газа через предклапана из 102-С) по линии 1 LN 11;

- в пусковую линию 4 PG 19 высокотемпературного конвертора СО 104-DА по линии 1 ½ N 27 и 1 N 43;

- в линию 2 PG 8 (байпасная линия между 104-DВ и 106-D) азот подводится по линии ¾ N 12;

- в линию циркуляционного азота 16 N 21 по линии 4 N 10;

- в конвертор 103-D подается 0,7м³/ч азота с давлением 3,43 МПа (35 кгс/см²) в карманы термопар 103-D от компрессора 103-DJ;

- в коллекторы сбрасываемых газов, идущих на факельную установку 102-U;

- в линию природного газа повышенного давления после эл. задвижки EmV-818;

- в линию АВС на агрегат АМ-76 от 105-F.

 

2.4.9 Производство и потребление пара

Деминерализованная вода из емкости 1206-F насосом 1210-J/JA подается в теплообменники 106-С и 107-С, где подогревается до 120^оС конвертированным газом и «бедным» раствором «Карсол» соответственно. Количество подаваемой воды измеряется расходомером FI-47, сигнализирующим минимальный расход, а качество ее определяется кондуктометром QI-14, сигнализирующим максимальную электропроводность, и анализатором QI-17, сигнализирующим максимальное содержание кремниевой кислоты.

Нагретая вода поступает в дегазационную головку деаэратора (собственно деаэратор) 101-U, где щелевыми форсунками равномерно распределяется по поверхности насадки.

Стекая вниз по насадке, вода соприкасается с подаваемым в нижнюю часть головки паром. Выделяющиеся при этом газы (N₂, O₂, CO₂) сбрасываются в атмосферу, а вода с температурой не более 126^оС стекает в нижнюю часть деаэратора (бак-аккумулятор).

Постоянное давление в деаэраторе не более 0,14МПа (1,4 кгс/см²) поддерживается автоматически регулятором подачи пара низкого давления PC-16. Для исключения превышения допустимого давления на деаэраторе и предотвращения его вакуумирования при опорожнении установлены предохранительные клапаны SV-43A, SV-43B, SV-71.

В бак аккумулятор деаэрированной воды вводится насосом 106-LJ раствор гидразина с массовой долей не более 1,0% для связывания оставшегося в воде кислорода по реакции:

N₂H₄ + O₂ → 2H₂O + N₂

В трубопровод на выходе деаэрированной воды из бака-акумулятора вводится 1,0% раствор аммиака насосом 108-LJ (для поддержания требуемого рН воды и связывания остаточной свободной углекислоты).

Уровень воды в аккумуляторе поддерживается автоматически регулятором LC-49, изменяющим количество воды, подаваемой в деаэратор. Максимальный (300 мм) и минимальный (100 мм) уровни в деаэраторе по LI-49 сигнализируются на ЦПУ. Регулятор FC-47, получая сигнал от регулятора LC-49, управляет клапанами LCV-49A и LCV-49В через разветвитель сигнала, открывая при пуске вначале клапан В, а затем клапан А.

При максимальном подъеме уровня воды в аккумуляторе 3100мм от дна бака-аккумулятора бескамерный сигнализатор уровня LA-61Н открывает отсекатель EmV-24 на линии сброса воды в емкость 1301-F.

При недопустимом падении уровня воды в аккумуляторе 950 мм от дна аккумулятора бескамерный сигнализатор уровня LA-62L включает резервный насос 1210-J/JA подачи деминерализованной воды.

Их бака-аккумулятора вода насосом 110-J с приводом от электродвигателя подается на пусковой котел 106-U, а насосом 104-J(JA) с приводом от конденсационной турбины подается под давлением не более 13,7 МПа (140,0 кгс/см²) в подогреватели питательной воды 101-В, 114-С, 123-С.

При постоянной работе котла 106-U питание его может осуществляться от насосов 104-J/JA.

От насосов 110-J и 104-J/JA через дроссельные шайбы или регулирующие клапаны предусмотрена периодическая подача питательной воды для промывки через стационарно установленные форсунки приборов и узлов отделения «Карсол» в случае отложения на них осадка и во время остановок.

Вода в змеевик 101-В подается через обратный клапан и запорную арматуру на входе.

На входе воды в подогреватель 114-С установлен клапан HCV-11, который автоматически закрывается при срабатывании блокировок группы «С».

На входе воды в подогреватель 123-С установлена электрозадвижка EmV-13, которая автоматически закрывается по блокировке схемы защит компрессора синтез-газа 103-J.

Для своевременного обнаружения попадания аммиака в питательную воду при нарушении герметичности между трубным и межтрубным пространством подогревателя 123-С на трубопроводе выхода воды из него установлен кондуктомер CRA-16, сигнализирующий максимальную электропроводность воды. Для защиты межтрубного пространства подогревателя от недопустимого повышения давления установлены предохранительные клапаны SV-69A, SV-69В.

Вода, нагретая до температуры не более 314 ^оС, после подогревателей 101-В, 114-С, 123-С объединяется в один коллектор и поступает в паросборник 101-F. Из паросборника по спускным трубам вода поступает в котлы-утилизаторы 101-СА/СВ, 102-С, 103-С и вспомогательный котел 101-BU, где за счет утилизации тепла конвертированного газа и сжигания топливного газа происходит испарение воды при давлении 9,8-10,3 МПа (100¸105,5 кгс/см²).

Пароводяная эмульсия возвращается в паросборник 101-F за счет естественной циркуляции по подъемным трубам. Для отделения воды от насыщенного пара паросборник оборудован циклонными сепараторами и отбойными устройствами. Насыщенный пар с давлением 9,8-10,3 МПа (100¸105,5 кгс/см²) и температурой не более 314 ^оС поступает в змеевики двухступенчатого пароперегревателя, вмонтированного в конвекционную камеру печи первичного риформинга 101-В.

За счет тепла дымовых газов печи 101-В, вспомогательного котла 101-BU и горелок пароперегревателя пар, проходя 2 ступени змеевиков пароперегревателя, перегревается до 460-490 ^оС и поступает в коллектор пара высокого давления.

На коллекторе пара после перегревателя установлен предохранительный клапан SV-48 и ручная свеча 6 V 22.

Температура перегрева пара поддерживается автоматически регулятором TC-26, изменяющим давление топливного газа посредством регулятора РС-31. Количество топливного газа на горелки пароперегревателя измеряется расходомером FI-23. Всего установлено 24 горелки инжекционного типа. После первой ступени перегрева температура пара 430^оС контролируется прибором TI-7-11 и при повышении ее до 440^оС подается сигнал в ЦПУ. Регулятор ТС-7-11 ограничивает подачу газа на горелки пароперегревателя при повышении температуры первой ступени пароперегревателя. О минимальной и максимальной температуре после второй ступени перегревателя (460^оС и 500^оС соответственно) подается сигнал в ЦПУ.

В случае недопустимого снижения расхода пара через пароперегреватель срабатывает блокировка FS-33LL и подача топливного газа к горелкам пароперегревателя автоматически прекращается.

Автоматическое прекращение подачи топливного газа к горелкам происходит так же при минимальном давлении топливного газа (блокировка РS-31LL).

При пуске системы парообразования необходимо наладить устойчивую циркуляцию воды между паросборником и котлами, особенно 101-СА, СВ. Контроль за циркуляцией в котлах 101-СА/СВ осуществляется с помощью плотномеров DR-1 и DR-2, измеряющих плотность воды в опускных трубах соответственно 101-СА/СВ, а также дифманометров PD-21,22, измеряющих перепад давления между опускными и подъемными трубами соответственно 101-СА/СВ.

Для восстановления нормальной циркуляции или первоначального возбуждения ее в опускные трубы котлов 101-СА/СВ предусмотрен впрыск более холодной воды от насосов 104-J/JA через клапаны с дистанционным регулированием НСV-25 и НСV-24 соответственно.

С целью обеспечения постоянства солевого состава котловой воды осуществляется постоянная продувка паросборника в барабан продувок с помощью клапана с дистанционным управлением НСV-73 и расходомера FI-71. Выделившийся в барабане 156-F пар вторичного вскипания направляется в коллектор пара 0,34 МПа (3,5 кгс/см²), а вода регулятором уровня LC-60 отводится в емкость 1301-F. Барабан продувок оборудован предохранительным клапаном SV-63.

Регулирование уровня в паросборнике 101-F осуществляется регулятором LC-50 посредством регулятора FC-49. Регулятор FC-49 предназначен для управления расходом питательной воды через клапан BFWC-1 на пусковых операциях и регулировкой оборотов насосов 104-J(104-JA) при нормальной нагрузке. Блок разделения выходного сигнала производит разделение управления на клапан и регулятору «Woodward» турбонасоса.

При нормальной работе одного из насосов питательной воды второй постоянно находится в резерве. При этом ручная арматура на всасе и нагнетании насосов открыта, а турбина находится в работе на малых оборотах (500 об/мин) за счет минимальной подачи пара через отсекатели EmV-20 на турбину 104-JТ или EmV-21 на турбину 104-JAT, вода с нагнетания насоса поступает в бак- аккумулятор деаэратора через предохранительный клапан RCV-1А (104-J) или RCV-1В (104-JA).

При значительном снижении уровня воды в паросборнике до 101-F 150 мм или уменьшении расхода питательной воды до 230 000 кг/ч срабатывают блокировки соответственно LS-122LL и FS-49LL, при этом, отсекатель EmV-20 (EmV-21) на подаче пара в турбину резервного насоса питательной воды открывается, т.е. в работу включается второй насос 104-J/JA.

При снижении расхода питательной воды за счет прикрытия клапана BFWC-1, регулирующего уровень в паросборнике 101-F, но максимальном уровне в нем (450 мм), блокировка LS-53HН дает запрет на пуск резервного насоса 104-J или 104-JA.

При недопустимом снижении уровня в паросборнике 101-F или неисправности датчиков уровня срабатывает блокировка «LS-53LL», посылающая с выдержкой времени 30 сек сигнал к отключающему устройству группы «АА».

Регулятор PC-36 стабилизирует давление пара в коллекторе пара 100кгс/см². Выходной сигнал регулятора воздействует на регулятор PC-116, регулирующий давление в коллекторе топливного газа перед горелками вспомогательного котла в рабочих пределах. Вспомогательный котел 101-BU оборудован горелками импеллерного типа (всего 5 шт.) с тангенциальным выходом топливного газа через крыльчатку и служит для восполнения баланса пара высокого давления.

При завышении давления пара в коллекторе пара 100 кгс/см² полное закрытие клапана PCV-36 не допускается регулятором РС-116, поддерживающим давление на горелки вспомогательного котла в рабочих пределах.

Для предотвращения повышения давления в паросборнике сверх допустимого последний оборудован предохранительными клапанами SV-41-А¸D и регулятором PC-35 со сбросом пара в атмосферу.

Потребителем пара высокого давления является турбина 103-JT активного типа, предназначенная для привода компрессора 103-J.

После первой ступени турбины производится отбор основной части пара с давлением 3,8-4,1 МПа (39-41,5 кгс/см²) в коллектор пара среднего давления для питания турбин компрессоров и насосов. Давление отбора пара поддерживается постоянным при помощи регулятора «Аскания», управляющим клапаном отбора.

Пар среднего давления потребляется на технологические нужды в процессе паровой конверсии метана и на привод следующих турбин:

- 101-JT-воздушного компрессора 101-J;

- 102-JT-компрессора природного газа 102-J (во время ее работы);

- 105-JT – аммиачного компрессора 105-J;

- 101-BJAT/BJBT – дымососов 101-BJA, BJB;

- 104-JT/JAT- насосов питательной воды 104-J/JA;

- насосов маслосистемы компрессоров и турбин;

- 105-UJIT-азотодувки 105-UJI.

Турбины насосов, маслонасосов и азотодувки – противодавленческие. Отработанный пар из них с давлением 0,38 МПа (3,87 кгс/см²) поступает в коллектор пара низкого давления. Остальные турбины – конденсационные.

Для пуска и остановки производства, а также на случай остановки компрессора 103-J, в схеме распределения пара предусмотрена станция дросселирования пара РОУ 9,8-10,3 МПа (100¸105,5 кгс/см²) на 3,8-4,1 МПа (39-41,5 кгс/см²) с четырьмя параллельно установленными клапанами: НCV-22, НСV-23, PCV-13A, PCV-13В. При остановке компрессора 103-J клапан НСV-23 открывается на заранее установленное задание степени открытия, обеспечивающее байпасирование турбины 103-JT для защиты коллекторов пара высокого давления от превышения давления и сохранения давления в коллекторах пара 40 кгс/см². Клапан НСV-22 открывается для обеспечения потребности в паре 40 кгс/см² турбины 105 -JT.

Одновременно открывается доступ к управлению регуляторами PC-13 и PC-39 для стабилизации давления пара 40 кгс/см² через клапаны PCV-13А и В.

Клапан PCV-13В включается в работу после полного открытия клапана «А», обеспечивающего 50% пропускной способности. Схемой управления предусмотрено одновременное регулирование давления пара высокого и среднего давления в зависимости от задания регулятора PC-13 для пара среднего давления и регулятора PC-39 для пара высокого давления через селектор максимального сигнала.

Постоянная температура 370-380^оС в коллекторе пара среднего давления поддерживается автоматически регулятором TC-9 путем впрыска питательной воды (от насоса 104-J/JA) и перегретого пара высокого давления через вмонтированное в паропровод на выходе из станции дросселирования) увлажнительное устройство.

Из контура регулирования температуры TICA­-9 подается сигнал минимальной (350^оС) температуры пара среднего давления.

Для поддержания давления в период пуска и остановки производства, а также в аварийных случаях коллектор пара среднего давления оборудован свечой с автоматическим регулятором давления PC-25.

Коллектор пара среднего давления снабжен предохранительными клапанами SV-50- А,В,С.

Отработанный пар противодавленческих турбин с давлением 0,38 МПа (3,87 кгс/см²) и температурой не более 295 ^оС из поступает в коллектор 14 LS 3 и используется на нужды производства.

Давление в коллекторе пара низкого давления 0,34 МПа (3,5 кгс/см²) поддерживается регулятором PC-15 путем редуцирования пара среднего давления с автоматическим регулированием температуры редуцированного пара регулятором TC-13, впрыском конденсата из коллектора 4 SC 80.

Для исключения превышения давления коллектор пара низкого давления снабжен предохранительными клапанами SV-45-А¸D.

В коллектор 14 LS 3 поступает также пар вторичного вскипания из бака продувок котлов 156-F.

Из коллектора 14 LS 3 часть пара подается в деаэратор 101-U, отпарную колонну 103-Е и кипятильник этой колонны 170-С, в коллектора гомогенной очистки и на паровую защиту печи 101-В в аварийных ситуациях. Остальной пар после снижения температуры до не более 200^оС (за счет впрыска конденсата из коллектора 4 SС 80 через клапан автоматического регулятора температуры TC-17) распределяется по коллекторам 14 LS 24 и 10 LS 5. Из коллектора 10 LS 5 запитаны все обогревающие спутники установки.

Из коллектора 14 LS 24 пар подается к эжекторам конденсационных турбин, в змеевики аппаратов, к шланговым станциям.

Избыток пара 0,34 МПа (3,5 кгс/см²) отводится на сторону.

Для сброса пара в период пуска и остановки производства коллектор 14 LS 3 оборудован свечой с автоматическим регулятором давления PC-20.

Пропускная способность паровых клапанов определяется по диаграммам и ниже приведенной таблице

 

Позиция	% открытия
НСV-23	16т	35т	70т	130т	200т
PCV-13A,B	16т	35т	70т	130т	200т
PCV-25	10т	20т	38т	75т	150т
НСV-22	7т	12т	28т	46т	66т
PCV-15	5т	9,8т	20т	37т	74т
PCV-20	3т	6т	14т	23т	45т

 

Конденсат из пароспутников и змеевиков по линиям 4 SC 303, SC 314 собирается в сборник 180-F.

Конденсат после конденсатоотводчиков, отводящих конденсат из трубопроводов пара среднего давления по линиям 4 SC 409 и 6 SC 409 поступает в сборник 181-F, пар из которого по линии 4 LS 423 отводится в коллектор 14 LS 10, а конденсат через конденсатоотводчик сливается в сборник 180-F.

Сборник конденсата 180-F оборудован воздушником с обратным холодильником 180-FC и погружными насосами 122-J/JA, откачивающими конденсат в емкость 1201-F или 2010-F отделения деминерализации. Нормально в работе находится один из насосов 122-J/JA, второй насос находится в резерве и включается в работу автоматической блокировкой LS-72НН при завышении уровня в сборнике.

При минимальном уровне в сборнике насосы автоматически останавливаются блокировкой LS-72LL.

 

2.4.10 Пусковой котел 106-U

 

В пусковой период и для восполнения баланса пара среднего давления 4,2 МПа (43 кгс/см²) на предприятии в эксплуатации находится пусковой котел.

Пусковой котел (двухбарабанный, с естественной циркуляцией) предназначен для выработки пара среднего давления. Перегретый пар с давлением не более 4,2 МПа (43 кгс/см²) и температурой 370-380 ^оС используется в пусковой период для обеспечения паром турбин дымососов и насосов питательной воды. В дальнейшем – является дополнительным источником пара на случай аварийной остановки агрегата ТЕС.

По ходу газа котел двухходовой с поворотом дымовых газов в горизонтальной плоскости. В качестве топлива используется природный газ, поступающий из коллектора топливного газа после сепаратора 121-F по линии 4 FG 2. Подача топливного газа в топку котла осуществляется через горелку, установленную с фронта котла.

Воздух на горение подается дутьевым вентилятором 106-UJ. Воздух делится на два потока при поступлении в два тангенциальных регистра горелки и далее двумя противоположно закрученными потоками направляется в зону горения. Угол поворота лопаток тангенциальных регистров регулируется по месту. Горелка оборудована автоматическим запальным устройством.

Продукты сгорания топливного газа у задней стенки топки поворачиваются на 180^о и, пройдя конвективный пучок, поступают в дымовую трубу высотой 30метров. В месте поворота газов перед конвективным пучком установлен пароперегреватель, топка котла экранирована защитными экранами.

Температура пара после пароперегревателя регулируется впрыском питательной воды автоматически регулятором TC-705.

На выходе пара из котла установлена электрозадвижка МОV-36. Для защиты котла от завышения давления установлены два предохранительных клапана SV-732, SV-733: SV-733 – рабочий на верхнем барабане котла, срабатывающий при повышении давления до 49 кгс/см²; SV-732 – контрольный на коллекторе перегретого пара, срабатывающий при повышении давления до 47 кгс/см².

Для предотвращения образования накипи в трубках котла в питательную воду после регулятора LC-704 вводится раствор тринатрийфосфата.

Для стабилизации солесодержания котловой воды, предусмотрена непрерывная продувка из верхнего барабана и периодическая из нижнего барабана согласно графику.

Пусковой котел оснащен местными и дистанционными контрольно- измерительными приборами.

Предусматривается автоматическое регулирование:

- уровня –LC-704 с коррекцией по расходу пара;

- температуры перегретого пара TC-705;

- давления топливного газа PC-706;

- соотношения газ : воздух с коррекцией по давлению пара FIC-702, FIC-703, PIC-701. Схемой АПС предусматривается предупредительная сигнализация параметров.

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

Срабатывание защиты происходит:

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

- При погасании пламени горелок пускового котла XS-707/1,2 с выдержкой времени 3 сек.

- При останове дутьевого вентилятора 106-UJ.

- При отказе датчика или снижении уровня в барабане котла LS-704 (100 мм), LS-735LL (100 мм).

- При отказе датчика или снижении давления топливного газа в подогреватель PS-706, PS-724LL и PS-723L менее 2,25 кгс/см².

При этом выдаётся сигнал на закрытие отсечных клапанов EmV-725, EmV-726; выдаётся сигнал на открытие свечи безопасности EmV-727.

 

2.4.11 Схема подачи химических реагентов

Для обеспечения нормальной работы паровых котлов к питательной воде предъявляются жесткие требования. Поддержание свойств питательной воды на защитном уровне осуществляется дозировкой химических реагентов.

Для защиты от возможного образования накипи и дополнительного умягчения воды применяется тринатрийфосфат Na₃PO₄´ 12Н₂О. Для удаления кислорода из питательной воды и против железоокисного накипеобразования применяется гидразингидрат (N₂H₄)´Н₂О.

Концентрация кислорода в воде после деаэратора не должна превышать 7 мкг/кг.

Для поддержания на заданном уровне значения рН применяется аммиачная вода NН₄ОН.

В схеме предусмотрено три бака для приготовления реагентов:

1) 107-LF-бак- смеситель для фосфатов, снабженный мешалкой. В бак подводится конденсат по линии ¾ SC7 и пар для обогрева линии 1 LS 134. Раствор концентрацией 5% готовится растворением тринатрийфосфата Na₃PO₄´ 12Н₂О в конденсате. Насос 107-LJB подает раствор тринатрийфосфата в пусковой котел 106-U, насосы 107-LJA, LJC в паросборник 101-F,

2) 106-LF-бак- смеситель для гидразина. Конденсат поступает в бак по линии ¾ SC 7. Раствор гидразина концентрацией 1% из бака подается в деаэратор 101-U насосом 106-LJ по линии 1 CF-2.

3) 108-LF-бак для аммиачной воды. По линии ¾ SC-10 в бак поступает конденсат, по линии 1NH 167 аммиак из ресивера 109-F. Аммиачная вода концентрацией 1% насосом 108-LJ подается в деаэратор 101-U по линии 1 NH 109.

Все баки снабжены паровыми подогревателями и уровнемерными стеклами.

Насос 107-LJC является резервным для трех систем подачи реагентов.

На каждой системе имеется по два перепускных клапана с нагнетания насоса в бак (SV-778 и SV-782) , (SV-777 и SV-780) , (SV-779 и SV-787).

Нагрузка насосов с реагентами определяется анализами питательной и котловой воды.

 

2.4.12 Описание технологического процесса гомогенной очистки дымовых газов от оксидов азота

 

При сжигании топливного газа в печи первичного риформинга в смеси с танковыми и продувочными газами, содержащими аммиак, содержание оксидов азота в дымовых газах достигает 400 мг/м³ и выше. Количество образующихся оксидов азота также зависит от режима горения.

При использовании в качестве топлива, наряду с природным газом, танковых и продувочных газов, не отмытых от аммиака, количество оксидов азота увеличивается примерно в 3-4 раза. Сжигание водородсодержащих газов приводит к повышению температуры пламени горелки, а также к увеличению оксидов азота. С целью снижения выбросов оксидов азота в атмосферу с дымовыми газами из трубчатой печи, предусмотрено гомогенное восстановление их аммиаком.

Метод основан на избирательном восстановлении оксидов азота аммиаком в газовой фазе в отсутствии катализатора при температуре 900-980^оС по реакциям:

6 NO + 4 NH₃= 5 N₂+ 6 H₂ O+1593 кДж/моль

6 NO₂ + 8 NH₃= 7 N₂+ 12 H₂ O+2931 кДж/моль

4 NO + 4 NH₃ +О₂= 4 N₂+ 6 H₂ O

 

Кроме того при температуре 900-950^оС при контакте аммиака с металлом или керамическими материалами, которые используются для футеровки поверхностей, возможны побочные реакции окисления аммиака кислородом :

4 NH₃ + 3 O₂= 3 N₂ +6 Н₂О + 1236 кДж/моль

4 NH₃ + 5O₂= 4 NО +6 Н₂О + 759 кДж/моль

4 NH₃ + 4 O₂= 2 N₂ О+6 Н₂О + 989 кДж/моль

 

В качестве газа- восстановителя используется:

- газообразный аммиак из линии всаса второй ступени 105-J после 128-С;

- десорбированные газы из емкости мгновенного вскипания 116-F;

- газы дистилляции отпарной колонны после 150-F.

Требуемое количество аммиака поддерживается автоматически с помощью регулирующего клапана FCV-901 , установленного на линии газообразного аммиака после 128-C.

Для равномерного распределения газа – восстановителя по сечению газохода печи предусмотрен подвод в линию газа- восстановителя перегретого пара 3,5 кгс/см². Этот же пар служит для охлаждения впрыскивающих форсунок ввода газа- восстановителя в переходной зоне.

Требуемое количество пара поддерживается автоматически с помощью регулирующего клапана FCV-902.

При срабатывании блокировок PS-19HН, PS-3LL и блокировок от ключа группы «А». Клапан FCV-901 автоматически закрывается, прекращая подачу аммиака на форсунки гомогенной очистки. Газы дистилляции отпарной колонны автоматически переводятся на сброс через отсекатель EmV-51. Перевод сброса десорбированных газов из емкости мгновенного вскипания 116-F в атмосферу (с клапана PCV-1098A на клапан PCV-1098B) производится апппаратчиком вручную.

 

2.5 КОНТРОЛЬ ПРОИЗВОДСТВА И УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ

Наименование стадии процесса, места измерения параметров	Контролируемый параметр и позиция прибора	Частота и способ контроля	Нормы и технические показатели	Кто контролирует
2.5.1 РАСХОД
Трубопровод смеси природного газа и АВС в печь первичного риформинга 101-В	Расход газовой смеси FRCA-1	Непрерывная регистрация и регулирование	50000-38000 м3/ч	аппаратчик
Трубопровод пара среднего давления в печь первичного риформинга 101-В	Расход пара FRCA-2	- // -	не менее 92 т/ч	- // -
Трубопровод парогазовой смеси печь первичного риформинга 101-В	Соотношение пар : газ FrRA-1	- // -	не менее 3,0÷3,7 : 1,0	- // -
Трубопровод воздуха во вторичный риформинг 103-D	Расход воздуха FRC-3	- // -	не менее 60400 м3/ч	- // -
Трубопровод природного газа в подогреватель 103-В.	Расход природного газа FI-10	Непрерывная регистрация	28000-40000 м3/ч	- // -
Трубопровод пара в линию воздуха до подогревателя воздуха печи 101-В	Расход пара FC-14	Непрерывная регистрация и регулирование	не менее 5,3 т/ч	- // -
Трубопровод продувочных и танковых газов	Расход продувочных и танковых газов FI-15	Непрерывная регистрация	не более 13000 м3/ч	- // -
Трубопровод синтез- газа со всаса 2 ст. 103-J компрессора на дозировку в природный газ перед подогревателем	Расход синтез- газа FRCA-17	Непрерывная регистрация и регулирование	не более 6700 м3/ч	- // -
Трубопровод топливного газа к потолочным горелкам печи 101-В	расход топливного газа FI-19	Непрерывная регистрация	не более 31000 м3/ч	- // -
Трубопровод топливного газа к туннельным горелкам печи 101-В	Расход топливного газа FС-20	Непрерывная регистрация и регулирование	не более 2500 м3/ч	- // -
Трубопровод пара ( подача пара при восстановлении и окислении катализатора в 104-DА, в 105-UCT при разогреве катализатора 104-DВ)	Расход пара FI-21	Непрерывная регистрация	не более 20 т/ч	- // -
Трубопровод топливного газа к горелкам вспомогательного котла	Расход топливного газа FС-22	- // -	не более 7000 м3/ч	- // -
Трубопровод топливного газа к горелкам пароперегревателя	Расход топливного газа FI-23	- // -	не более 4500 м3/ч	- // -
Трубопровод пара после паросборника 101-F	Расход пара FS-33	- // -	не более 300 т/ч	аппаратчик
Трубопровод питательной воды в деаэратор 101-U	Расход питательной воды FС-47	Непрерывная регистрация и регулирование	не более 390 т/ч	- // -
Трубопровод питательной воды котлов после насосов 104-J/JA (на паросборник)	Расход питательной воды FС-49	- // -	не более 385 т/ч	- // -
Трубопровод пара низкого давления для обогрева	Расход пара FI-50	Непрерывная регистрация	не более 28 т/ч	- // -
Трубопровод на нагнетании газодувки 105-UJ1	Расход азота FI-53	Контроль во время работы 105-UJI	не более 21800 м3/ч	- // -
Трубопровод пара для пропарки змеевиков 103-В	Расход пара FI-55	Контроль при подключении трубопровода 8S2	до 9 т/ч	- // -
Трубопровод воздуха на сброс в атмосферу ( с нагнетания 101-J)	Расход воздуха FIC-58	Непрерывная регистрация и регулирование	0-2500 м3/ч	- // -
Трубопровод природного газа на установку из газопровода ГП 12	Расход природного газа FI -59	Непрерывная регистрация	не более 70000 м3/ч	- // -
Трубопровод топливного газа	Расход природного газа на топливо FI -60	- // -	не более 29500 м3/ч	- // -
Трубопровод воздуха от компрессора 101-J для окисления катализаторов	Расход воздуха FI-61	Контроль при окислении катализаторов	не нормируется	- // -
Трубопровод азота в систему 105-UJ	Расход азота FI-67	При работе системы периодический визуальный контроль	не более 1500 м3/ч	- // -
Трубопровод АВС в систему циркуляции 105-UJ	Расход водорода FI-68	При работе системы периодический визуальный контроль	не более 600 м3/ч	- // -
Трубопровод воды на рубашку охлаждения 103-D и 107-D	Расход воды FI-69	Контроль по месту	не менее 10 м3/ч	- // -
Трубопровод воды на рубашку охлаждения котла- утилизатора 101-СА	Расход воды FI-70	Непрерывная регистрация	не менее 3 м3/ч	- // -
Трубопровод конденсата после 156-F	Расход воды FI-71	- // -	не более 5 т/ч	- // -
Трубопровод воды на рубашку охлаждения котла- утилизатора 101-СВ	Расход воды FI-72	- // -	не менее 3 м3/ч	- // -
Трубопровод подачи пара 40 в заводскую сеть	Расход пара FC 80	Непрерывная регистрация и регулирование		- // -
Трубопровод топливного газа на пусковой котел 106-U	Расход топливного газа FIC-702	- // -	900-5670 м3/ч	аппаратчик
Трубопровод воздуха на 106-U (нагнетание вентилятора 106-UT)	Расход воздуха FIC-703	- // -	10-80% открытия клапана	- // -
Трубопровод непрерывной продувки верхнего барабана 106-U	Расход конденсата FI-714	Контроль по месту	не более 1,5 т/ч	- // -
Трубопровод питательной воды в 106-U	Расход питательной воды FI-720	Непрерывная регистрация	20-62 т/ч	- // -
Трубопровод пара пускового котла 106-U (после охлаждения)	Расход пара FI-­737	- // -	0-60 т/ч	- // -
Трубопровод природного газа из коллектора ГП 43 на сероочистку	Расход природного газа FI-810	- // -	не более 40000 м3/ч	- // -
Трубопровод азото-водородной смеси ( на пусковой период)	Расход АВС FI-852	- // -	не более 3500 м3/ч	- // -
Трубопровод газообразно­го аммиака на сторону	Расход га­зообразно­го аммиака FI-860	- // -	Не более 17,2 т/ч,	- // -
Трубопровод газообразного аммиака от линии 24 NH37А-110 после 128-С на гомогенное восстановление оксидов азота ( в печь первичного риформинга 101-В)	Расход аммиака FRC-901	Непрерывная регистрация и регулирование	50-150 м3/ч	- // -
Трубопровод перегретого пара 3,5 на гомогенное восстановление оксидов азота	Расход пара FRC-902	- // -	не менее 500 кг/ч	- // -
Трубопровод азота в ствол факела 102-U	Расход азота FRC-931	- // -	не более 80 м3/ч	- // -
Трубопровод азота на 102-U	Расход азота FRC-932	- // -	не более 250 м3/ч	- // -
2.5.2 УРОВЕНЬ
Сепаратор топливного газа 121-F, на аппарате	Уровень конденсата LIC-1	Непрерывная регистрация и регулирование	150-510 мм	- // -
Сепаратор 120-F, на аппарате	Уровень конден­сата LIC-2	- // -	150-510 мм	- // -
Водяная рубашка 103-D, 107-D, на коллекторе	Уровень воды LIC-3	- // -	не менее 200мм	- // -
Сепаратор отпарного газа для 101-В	Уровень конденсата LI-15	Непрерывная регистрация	Не более 300мм	- // -
Деаэратор 101-U, на деаэраторе	Уровень воды LIC-49	Непрерывная регистрация и регулирование	100-300 мм	- // -
Паросборник 101-F, на паросборнике	Уровень котловой воды LC-50	- // -	150-450 мм	аппарвтчик
Паросборник 101-F, на паросборнике	Уровень котловой воды LIC-53	- // -	150-450 мм	- // -
Сборник конденсата 104-JC-F, на сборнике	Уровень конденсата LIC-56	- // -	250-450 мм	- // -
Барабан продувки котлов 156-F, на аппарате	Уровень воды LIC-60	- // -	150-350мм	- // -
Водяная рубашка котла- утилизатора 101-СА, на рубашке	Уровень воды LICA-63	- // -	наличие перелива	- // -
Водяная рубашка котла- утилизатора 101-В, на рубашке	Уровень воды LICA-64	- // -	наличие перелива	- // -
Сборник конденсата пара 180-F, на сборнике	Уровень конденсата LI-72	Непрерывная регистрация	1100-2000 мм	- // -
Верхний барабан пускового котла	Уровень воды LRCA-704	Непрерывная регистрация и регулирование	от минус 80 мм до плюс 80мм	- // -
Сепаратор факела 102-U	Уровень кон­денсата (во­ды) LI-931	Непрерывная регистрация	640-1100 мм	- // -
Сепаратор природного газа 121-F, на аппарате	Уровень конденсата LG-4	Периодический контроль по месту	не более ¼ стекла	- // -
Рубашка 103-D, на аппарате	Уровень воды LG-7	- // -	не менее 2/3 стекла	- // -
Рубашка 107-D, на аппарате	Уровень воды LG-8	- // -	не менее 2/3 стекла	- // -
Деаэратор 101-U, на аппарате	Уровень питательной воды LG-35А, LG-35В	- // -	не менее 1/2 стекла	- // -
Сборник конденсата 104-JCF, на сборнике	Уровень конденсата LG-40	- // -	не менее 2/3 стекла	- // -
Паросборник 101-F, на паросборнике	LG-36 LG-37	- // -	1/5-4/5 стекла	- // -
Сборник продувок с котлов 156-F	Уровень воды LG-43	- // -	не более ¾ стекла	- // -
Бак- смеситель для фосфатов 107-LF, на баке	Уровень раствора LG-765	- // -	не менее 1/3 стекла	- // -
Бак- смеситель для гидразина 106-LF, на баке	Уровень раствора LG-764	- // -	не менее 1/3 стекла	аппаратчик
Бак для аммиачной воды 108-LF, на баке	Уровень аммиачной воды LG-766	- // -	не менее 1/3 стекла	- // -
Верхний барабан пускового котла 106-U, на котле	Уровень котловой воды LG-716	- // -	½ - ¾ стекла	- // -
2.5.3 ДАВЛЕНИЕ
Трубопровод природного газа на вхо­де в се-пара­тор 120-F	Давление газа PIC-1	Непрерывная регистрация и регулирование.	6,6-10,0 кгс/см2 (0,65-0,98 МПа)	- // -
Плотность кот. 101-СА	Перепад давления DI-1	Непрерывная регистрация	не более 1,5 кгс/см2 (0,147МПа)	- // -
Плотность кот. 101-СВ	Перепад давления DI-2	- // -	не более 1,5 кгс/см2 (0,147МПа)	- // -
Трубопровод топливного газа на горелки печи 101-В	Давление топливного газа PICA-3	Непрерывная регистрация и регулирование	2,0-3,7 кгс/см2 (0,196 -0,363МПа)	- // -
Коллектор топливного газа	Давление топливного газа PIC-7	- // -	5-7 кгс/см2 (0,49-0,689МПа)	- // -
Трубопровод природного газа ГП 12 на входе в цех	Давление природного газа PIA-9	Непрерывная регистрация	7-16 кгс/см2 (0,689МПа -1,57МПа)	- // -
Коллектор парогазовой смеси после подогревателя перед входом в реакционные трубы печи 101-В	Давление парогазовой смеси PI-11	- // -	не более 37 кгс/см2 (3,63МПа)	- // -
Коллектор пара среднего давления	Давление пара PIC-13	Непрерывная регистрация и регулирование	39,0-41,5 кгс/см2 (3,9-4,15 МПа)	- // -
Трубопровод дымовых газов (дымосос 101-В) .	Разряжение дымовых газов PI 14	Непрерывная регистрация	Не более -0,01 кгс/см2 (-0,981кПа)	- // -
Коллектор пара низкого давления	Давление пара PIC-15	Непрерывная регистрация и регулирование	3,5 кгс/см2 (0,343МПа)	- // -
Давление воды и газа в деаэраторе 101-U .	Давление парогазовой смеси PIC 16	- // -		- // -
Печь первичного риформинга 101-В, на аппарате	Сопротивление PDI-17	Непрерывная регистрация	не более 5 кгс/см2 (0,49 МПа)	аппаратчик
Дымовые газы в топочном пространстве 101-В	Давление дымовых газов PICA-19	Непрерывная регистрация и регулирование	минус 3¸минус 12 мм вод. ст. (-29 ¸ -118 Па)	- // -
Коллектор пара низкого давления	Давление пара PIC-20	- // -	3,5 кгс/см2 (0,343 МПа)	- // -
Котел- утилизатор 101-СА, 101-СВ	Перепад давления PDI -21 PDI -22	Непрерывная регистрация	0,05-0,8 (4,91-78,5 кПа)	- // -
Коллектор пара сред­него дав­ления, на трубопро­воде	Давление пара PICA-25	Непрерывная регистрация и регулирование	39,0-41,5 кгс/см2 (3,83 - 4,07 МПа).	- // -
Коллектор топливного газа к горелкам пароперегревателя печи 101-В	Давление топливного газа PC-31	- // -	0,22-0, 59 кгс/см2 (0,022-0,059 МПа)	- // -
Трубопровод конвертирован­ного газа - сброс после 104-DА	Давление конвертиро-ван­ного газа PI-34	Непрерывная регистрация	Не более 31,0 кгс/см2 (3,04 МПа)	- // -
Коллектор пара высокого давления	Давление пара PICA-35	Непрерывная регистрация и регулирование	100-105,5 кгс/см2 (9,81-10,30 МПа)	- // -
Коллектор пара высокого давления	Давление пара PRCA-36	- // -	100-105,5 кгс/см2 (9,81-10,30 МПа)	- // -
Паросборник 101-F, на аппарате	Давление пара PI-39	Непрерывная регистрация	100-105,5 кгс/см2 (9,81-10,30 МПа)	- // -
Коллектор пара низкого давления со стороны (на трубопроводе)	Давление пара PIС 41	Непрерывная регистрация и регулирование		- // -
Трубопровод смеси природного газа и АВС после сероочистки	Давление природного газа PRC-42	- // -	не более 42 кгс/см2 (4,12 МПа)	- // -
Трубопровод топливного газа перед горелками подогревателя	Давление топливного газа PI-43 PI-43_1	Непрерывная регистрация	0,5-1,75 кгс/см2 (0,049-0,172 МПа)	- // -
Трубопровод продувочных и танковых газов на сжигание в печь 101-В	Давление продувочных и танковых газов PIC-44	Непрерывная регистрация и регулирование	6-8 кгс/см2 (0,589-0,785 МПа)	аппаратчик
Трубопровод пара для разогрева и пассивации катализаторов 104-DА, DВ	Давление PIC-47	- // -	не более 31 кгс/см2 (3,04 МПа)	- // -
Трубопровод системы 105-UI на выходе из 104-DВ	Давление PIC-48	- // -	не более 2 кгс/см2 (0,196МПа)	- // -
Трубопровод воздуха на нагнетании компрессора 101-J	Давление PI-51	Непрерывная регистрация	не более 36 кгс/см2 (3,53МПа)	- // -
Трубопровод пара 40 из цеха в заводскую сеть .	Давление пара PI -80	- // -	40,5 кгс/см2 (3,972МПа)	- // -
Отработанный пар турбины 104-JT/JAT	Разряжение PICA-95	Непрерывная регистрация и регулирование	минус 390¸ минус 610 мм рт. ст.	- // -
Дымовые газы вспомогательного котла 101-BU	Давление дымовых газов PC-114	- // -	минус 5¸ минус 18 мм рт. ст. (-49¸-117 Па)	- // -
Трубопровод топливного газа на вспомогательный котел 101-BU	Давление топливного газа PICA-116	- // -	0,15-1,75 кгс/см2 (0,0147-0,172 МПа)	- // -
Топливный газ на 1 – 13 ряд потолочных горелок 101-В.	Давление топливного газа PI 118¸130	- // -	0 -4,0 кгс/см2 (0-0,392 МПа)	- // -
Дымовые газы огневого подогревателя 103-В	Давленире дымовых газов РI162	Непрерывная регистрация	Не более 0 мм.вод.ст.	- // -
Коллектор топливного газа перед туннельными горелками печи 101-B	Давление топливного газа PI-190	- // -	0,15-1,75 кгс/ см2 (14,7-172кПа)	- // -
Линия регулирующего масла насоса питательной воды 104-J	Давление масла РI621	- // -	Не менее 3,1 кгс/см2 (0,304 МПа)	- // -
Линия смазочного масла 104-J	Давление масла РS622_1, РS622_2	- // -	Не менее 0,7 кгс/см2 (0,069 МПа)	- // -
Линия регулирующего масла насоса питательной воды 104-JА	Давление масла РI623	- // -	Не менее 3,1 кгс/см2 (0,304 МПа)	- // -
Линия смазочного масла 104-JА	Давление масла РS624_1, РS624_2	- // -	Не менее 0,7 кгс/см2 (0,069 МПа)	аппаратчик
Линия смазочного масла 101-ВJА	Давление масла РS661_1, РS661_2	- // -	Не менее 0,7 кгс/см2 (0,069 МПа)	- // -
Линия регулирующего масла 101-ВJА	Давление масла РS663	- // -	Не менее 3,1 кгс/см2 (0,304 МПа)	- // -
Линия смазочного масла 101-ВJВ	Давление масла РS666_1, РS666_2	- // -	Не менее 0,7 кгс/см2 (0,069 МПа)	- // -
Линия регулирующего масла 101-ВJВ	Давление масла РS668	- // -	Не менее 3,1 кгс/см2 (0,304 МПа)	- // -
Коллектор пара на выходе из котла 106-U после MOV-36	Давление пара PI -701	- // -	не более 43 кгс/см2 (4,22МПа)	- // -
Коллектор топливного газа к пусковому котлу	Давление топливного газа PIC-706	Непрерывная регистрация и регулирование	не более 4,5 кгс/см2 (0,442МПа)	- // -
Нагнетание вентилятора 106-U	Давление воздуха PI-711	Непрерывная регистрация	не более 410 мм вод. ст. (4,02кПа)	- // -
Дымоход пускового котла 106-U	Давление дымовых газов в дымоходе PI-712	- // -	не более 150 мм вод. ст. (1,47кПа)	- // -
Дымоход пускового котла 106-U	Давление дымовых газов на выходе PI-713	- // -	минус 10 ¸ плюс 50 мм вод. ст.	- // -
Трубопровод природного газа на входе в цех из газопровода ГП43	Перепад давления природного газа на фильтрах Ф-1/1,2 PDI-800	- // -	не более 0,4 кгс/см2 (39,24 кПа)	- // -
Трубопровод природного газа повышенного давления на установку	Давление природного газа PRC-801	Непрерывная регистрация и регулирование	35-39 кгс/см2 (3,43-3,83 МПа)	- // -
Трубопровод природного газа из газопровода ГП 43 на входе в цех после фильтров Ф-1/1,2	Давление природного газа PI-809	Непрерывная регистрация	не более 43 кгс/см2 (4,217 МПа)	аппаратчик
Линия азота в ствол факела 102-U	Давление азота РI 931	- // -	.	- // -
Линияазота на 102-U	Давление азота РI 932	- // -	Не менее 0,2кгс/см2. (19,6кПа)	- // -
МАНОМЕТРЫ
Реактор гидросероочистки 101-D, на аппарате	Сопротивление PDI -8	Периодический контроль по месту	не более 0,25 кгс/см2 (24,53кПа)	- // -
Перед горелками вспомогательного котла 101-BU, на трубопроводе	Давление топливного газа PG-9А¸9Е	Периодический контроль по месту	0,5-1,75 кгс/см2 (0,049-0,172 МПа)	- // -
Коллектор ПГС перед входом в реакционные трубы печи 101-В	Давление ПГС PG-11	Периодический контроль по месту	не более 37кгс/см2 (3,63МПа)	- // -
Трубопровод природного газа и АВС на входе в 101-D	Давление PG-16	Периодический контроль по месту	не более 42гс/см2 (4,12МПа)	- // -
Коллектор природного газа перед основными горелками вспомогательного котла 101-BU	Давление PG-17	Периодический контроль по месту	0,5-1,75 кгс/см2 (0,049-0,172 МПа)	- // -
Реактор вторичного риформинга 103 D	Сопротивление PDI -18	Периодический контроль по месту	не более 0,9 кгс/см2 (0,088МПа)	- // -
Коллектор топливного газа перед туннельными горелками печи 101-В	Давление PG-19	Периодический контроль по месту	0,5-1,75 кгс/см2 (0,049-0,172 МПа)	- // -
Коллектор конвертированного газа 107-D перед реактором 103-D	Давление PG-21	Периодический контроль по месту	не более 33 кгс/см2 (3,24МПа)	- // -
Коллектор конвертированного газа на выходе из реактора 103-D	Давление PG-22	Периодический контроль по месту	не более 33 кгс/см2 (3,24МПа)	- // -
Конверторы СО 1 и 2 ступени 104-DА, 104-DВ, на аппаратах	Сопротивление PdI-23	Периодически контроль по месту	не более 0,5 кгс/см2 ( 0,049МПа)	- // -
Трубопровод АВС на дозировку в природный газ перед 103-D	Давление АВС PG-26	Контроль при подключении FRC-17	не менее 45 кгс/см2 (4,42МПа)	- // -
Трубопровод кон.газа перед реактором 104-DВ	Давление газа PG-27	Периодический контроль по месту	не более 31 кгс/см2 (3,04 МПа)	- // -
Трубопровод кон.газа на выходе из реактора 104-DВ	Давление газа PG-28	Периодический контроль по месту	не более 31 кгс/см2 (3,04 МПа)	аппаратчик
Коллектор топливного газа перед горелками пароперегревателя печи 101-В	Давление топливного газа PG-33	Периодический контроль по месту	0,5-1,75 кгс/см2 (0,049-0,172 МПа)	- // -
Реактор сероочистки 102-DА, на аппаратах	Перепад давления газовой смеси PDI-45	Периодически контроль по месту	не более 0,8 кгс/см2 (79кПа)	- // -
Реактор сероочистки 102-DВ, на аппаратах	Перепад давления газовой смеси PDI-46	Периодический контроль по месту	не более 0,8 кгс/см2 (79кПа)	- // -
Фильтр на всасе насоса 104-J	Сопротивление PdGA-56	Периодически контроль по месту	не более 0,1 кгс/см2 (9,8кПа)	- // -
Фильтр на всасе насоса 104-JА	Сопротивление PdGA-57	Периодически контроль по месту	не более 0,1 кгс/см2 (9,8кПа)	- // -
Трубопровод нагнетания питательных насосов 104-J, 104-JA	Давление питательной воды PG-85, PG-86	Периодический контроль по месту	до 130,5 кгс/см2 (12,8 МПа)	- // -
Паросборник 101-F, на аппарате	Давление пара PG-88	Периодический контроль по месту	100-105,5 кгс/см2 (9,81-10,30 МПа)	- // -
Трубопровод нагнетания конденсационных насосов 114-J, 114-JA	Давление конденсата PG-96, PG-97	Периодический контроль по месту	до 12 кгс/см2 (1,18МПа)	- // -
Коллектор пара высокого давления после пароперегревателя	Давление пара PG-101	Периодический контроль по месту	100-105,5 кгс/см2 (9,81-10,30 МПа)	- // -
На отборе с 3-го колеса насоса 104-J, 104-JA	Давление питательной воды PG-139 PG-140	Периодический контроль по месту	до 60 кгс/см2 (5,89кПа)	- // -
Подогреватель природного газа 103-В	Разряжение дымовых газов PG-152	Периодический контроль по месту	минус 5 ¸минус 20 мм вод. ст.	- // -
Азот на обдув термопар	Давление азота PG-243	Периодический контроль по месту	33-36 кгс/см2 (3,24-3,53МПа)	- // -
Трубопровод выхода воды из разгрузочного устройства насосов 104-J, 104-JA	Давление воды PG-257 PG-258	Периодический контроль по месту	не более 4 кгс/см2 (0,39МПа)	аппаратчик
Трубопровод нагнетания питательного насоса 110-J	Давление питательной воды PG-107	Контроль при работе насоса	не более 66,0 кгс/см2 (6,47МПа)	- // -
Трубопровод питательной воды перед всасом насосов 104-J, 104-JA, 110-J	Давление воды PG-259 PG-260 PG-261	Периодический контроль по месту	не менее 2,0 кгс/см2 (0,196МПа)	- // -
Коллектор нагнетания маслонасосов питательных насосов 104-J, 104-JA (после фильтров)	Давление масла PG-623 PG-630 Перепад давления на масло-фильтрах	Периодический контроль по месту	не менее 3,1 кгс/см2 (0,304МПа) не более 1,0 кгс/см2 (0,098МПа)	- // -
Коллектор масла на смазку питательных насосов 104-J, 104-JA	Давление масла PG-624 PG-631	Периодический контроль по месту	не менее 0,5 кгс/см2 (0,05 МПа)	- // -
Коллектор выхлопа турбины 104-JAT, 104-JBT	Разрежение PG-627 PG-634	Периодический контроль по месту	минус 390 ¸минус 610 мм рт. ст. (минус 52¸ минус 81 кПа)	- // -
Коллектор нагнетания маслонасосов турбин дымососов после фильтров 101-BJAT, 101-BJBT	Давление масла PG-662 PG-672	Периодический контроль по месту	не менее 2,0 кгс/см2 (0,196МПа)	- // -
Коллектор нагнетания маслонасосов турбин дымососов после фильтров 101-BJAT, 101-BJBT	Перепад давления на фильтрах PG-661, PG-671	Периодический контроль по месту	не более 0,8 кгс/см2 (79кПа)	- // -
Коллектор масла на смазку 101-BJAT, 101-BJBT	Давление масла PG-663 PG-673	Периодический контроль по месту	не более 0,8 кгс/см2 (79кПа)	- // -
Паросборник пускового котла	Давление пара PG-715	Периодический контроль по месту	не более 43 кгс/см2 (4,22МПа)	- // -
Линия топливного газа к пусковому котлу 106-U после регулятора PIC-706	Давление газа PG-722	Периодический контроль по месту	3-4,5 кгс/см2 (0,294-0,44МПа)	- // -
Насос гидразина 106-LJ	Давление на нагнетании PG-784	Периодический контроль по месту	не более 3,5 кгс/см2 ( 0,343МПа)
Насос аммиачной воды 108-LJ	Давление на нагнетании PG-786	Периодический контроль по месту	не более 6 кгс/см2 (0,589МПа)	аппаратчик
Насос подачи фосфатов в пусковой котел 106-U 107-LJB	Давление на нагнетании PG-788	Периодический контроль по месту	не более 55 кгс/см2 (5,4МПа)	- // -
Насосы подачи фосфатов в паросборник 101-F 107-LJA, 107- LJC	Давление на нагнетании PG-785 PG-789	Периодический контроль по месту	не более 130 кгс/см2 (12,75МПа)	- // -
Трубопровод газообразного аммиака в печь первичного риформинга 101-В. Гомогенное восстановление азота	Давление газообразного аммиака PG-901	Контроль по месту	0-2кгс/см2 (0,196МПа)	- // -
Трубопровод воздуха в системе зажигания бегущего пламени на горелки факела 102-U после регулирующего клапана	Давление воздуха PG-933	Периодический контроль по месту	0,6-1,5 кгс/см2 (0,059-1,47МПа)	- // -
2.5.4 ТЕМПЕРАТУРА
Трубопровод природного газа на выходе из подогревателя 103-В	Температура природного газа TRCA-1	Непрерывная регистрация и регулирование	370-400 оС	аппаратчик
Трубопровод природного газа на , на байпасе рекуператоров R-1 и R-1А	температура природного газа ТRС1АA (TI1A, TI1B)	- // -	370-400 оС	- // -
Паропровод среднего давления к 104-DА, 104-DВ 104-VCI	Температура пара TIC-2	- // -	не более 380оС	- // -
Реактор 103-D, на корпусе аппарата	Температура корпуса аппарата TI-3-1А¸Н	Непрерывная регистрация	не более 205 оС	- // -
Коллектор деминерализованной воды перед теплообменником 106-С, 107-С	Температура воды TI-3-15	- // -	не более 50 оС	- // -
Коллектор деминерализованной воды после теплообменника 106-С, 107-С	Температура воды TI-3-16	- // -	не более 120 оС	- // -
Деаэратор 101-U, на аппарате	Температура питат. воды TI-3-17	- // -	не более 126 оС	- // -
Сборник конденсата 180-F	Температура конденсата TI-3-19	- // -	не более 100 оС	- // -
Трубопровод кон.газа на входе в 104-DА	Температура газа TI-3-25	- // -	не более 390 оС	аппаратчик
Реактор 104-DА (в слое катали­затора)	Температура катализатора TI-3-26¸29	- // -	не более 450 оС	- // -
Реактор 104- DА (в слое катали­затора)	Температура катализатора TI-3-31,32,34, 35	- // -	не более 450 оС	- // -
Трубопровод кон.газа на входе в 104-DВ	Температура газа TI-3-36	- // -	200-240 оС	- // -
Реактор 104-DВ (в слое катали­затора)	Температура катализатора TI-3-37¸40	- // -	не более 255 оС	- // -
Реактор 104-DВ (в слое катали­затора)	Температура катализатора TI-3-42¸43, 45,46	- // -	не более 255 оС	- // -
Выход техно­логического газа из 104-С, на трубопро­воде	Температура газа TI-3-47	- // -	Не более 320°С	- // -
Паросборник 101-F, на аппарате	Температура корпуса TI-4-1¸6	- // -	не более 314 оС, скорость подъема при пуске 50оС в час	- // -
Трубопровод питательной воды на выходе из : 101-СА 102-С 101-СВ 101-BU	Температура воды TI-4-7 -8 -9 -10	- // -	не более 314 оС	- // -
Трубопровод питательной воды из 114-С	Температура воды TС-4-11	Непрерывная регистрация и регулирование	не более 314 оС	- // -
Трубопровод питательной воды из : 123-С	Температураводы TС-4-12	- // -	не более 314 оС	- // -
Трубопровод питательной воды из : 114-С 123-С	Температураводы TI-4 -13	- // -	не более 314 оС	- // -
Трубопровод питательной воды на входе в паросборник 101-F	Температура воды TI-4-14	Непрерывная регистрация	не более 314 оС	- // -
Трубопровод пара на выходе из 101-F	Температура пара TI-4-15	- // -	не более 314 оС	аппаратчик
Паропровод после 1 секции пароперегревателя 101-В	Температура пара TI-4-16	- // -	не более 430 оС	- // -
Паропровод после II секции пароперегревателя 101-В	Температура пара TS-4-17	- // -	не более 460- 499 оС	- // -
Трубопровод ПГС после котлов 101-СА, 101-СВ	Температура ПГС TI-4-19 TI-4-20	- // -	не более 482 оС	- // -
Котел 102-С, на байпасе котла	Температура ПГС TI-4-21	- // -	не более 482 оС	- // -
Трубопровод кон. ПГС после котла 102-С	Температура ПГС TI-4-22	- // -	350-390 оС	- // -
Реактор 101-D, катализаторный слой	Температура в слое катализатора TI-5-1¸7	- // -	370-400 оС	- // -
Трубопровод смеси природного газа и АВС на выходе из 102-DА/DВ	Температура газовой смеси TI-5-8	- // -	343-371 оС	- // -
Трубопровод ПГС на входе в подогреватель 101-В	Температура ПГС TI-5-9	- // -	не менее 350 оС	- // -
Коллектор ПГС перед входом в реакционные трубы печи 101-В	Температура ПГС TI-5-10	- // -	не более 525 оС	- // -
Трубопровод паровоздушной смеси на входе в реактор 103-D	Температура паровоздушной смеси TI-5-11	- // -	462-482 оС	- // -
Коллектор на выходе кон.газа из реакционных труб печи 101-В 1¸12	Температура газа TS-5-12¸23	- // -	760-830 оС	- // -
Дымовые газы перед 1 секцией пароперегревателя 101-В печи	Температура дымовых газов TI-5-24¸25	- // -	не более 900 оС	- // -
Дымовые газы перед дымососами	Температура дымовых газов TI-5-26¸27	- // -	не более 230 оС	- // -
Дымовые газы после дымососов	Температура дымовых газов TI-5-28	- // -	не более 230 оС	аппаратчик
Дымовые газы на выходе из радиантной зоны печи 101-В	Температура дымовых газов TI-5-31¸43	- // -	не более 1032 оС	- // -
Дымовые газы печи 101-В после 2-ой секции пароперегревателя	Температура дымовых газов TI-5-44,45	- // -	не более 800 оС	- // -
Дымоходы вспомогательного котла	Температура дымовых газов TI-5-46	- // -	не более 621 оС	- // -
Коллектор кон.газа перед реактором 103-D	Температура кон.газа TS-7-1	- // -	не более 860 оС	- // -
Реактор 103-D, слои катализатора     верхний слой     нижний слой	Температура в слоях катализатора TI -7-2 TI -7-3 TI -7-4 TI -7-5	- // -	не более     1245оС 1200оС 1100оС 1050оС	- // -
Трубопровод на выходе кон.газа из 103-D	Температура кон.газа TI -7-6,7	- // -	не более 1010 оС	- // -
Реактор 101-D. Верх нижнего слоя катализатора.	Температура слоя катализатора TI -7-9	- // -	370-400 оС	- // -
Паропровод высокого давления на выходе из пароперегревателя 1-ой секции	Температура пара TI -7-11	- // -	не более 430 оС	- // -
Паропровод после РОУ-105/40,5	Температура пара TICA-9	Непрерывная регистрация и регулирование	370-380 оС	- // -
Трубопровод кон.газа на входе в 104-DА	Температура газа TRCA-10	- // -	не более 390 оС	- // -
Трубопровод технологического газа на входе в 104-DВ	Температура газа TRCA-11	- // -	200-240 оС	- // -
Конвертиро­ванный газ на выходе из подогревате­ля 104-С (на входе в метанатор), на трубопроводе	Температура кон.газа TRC-12	- // -	Не более 320 0С	- // -
Паропровод после РОУ-40,5 кгс/см2-3,5 кгс/см2	Температура пара TIС-13	- // -	285-295 оС	- // -
Паропровод 3,5 кгс/см2 после пароохладителя	Температура пара TIC-17	Непрерывная регистрация и регулирование	не более 200 оС	аппаратчик
. Трубопровод пара высоко­го давления на выходе из пароперегре­вателя 101-В (горячая сто­рона).	Температура пара TRCA-26	- // -	460-490°С	- // -
Реактор 104-DА (в слое катали­затора)	Температура катализатора TI-27-1¸2	Непрерывная регистрация	не более 450 оС	- // -
Реактор 104-DВ (в слое катали­затора)	Температура катализатора TI -27-3,4	- // -	не более 255 оС	- // -
Дымоход пускового котла 106-U	Температура дымовых газов TI -27-6	- // -	не более 375 оС	- // -
Трубопровод паровоздушной смеси на входе в конвертор 103-D	Температура ПВС TI -27-7	- // -	462-482 оС	- // -
Трубопровод питательной воды пускового котла	Температурапитательной воды TI -27-11	- // -	не более 126 оС	- // -
Подогреватель природного газа в конвекционной зоне печи 101-В	Температура стенки TI-28-1	- // -	не более 150 оС	- // -
Подогреватель питательной воды в конвекционной зоне печи 101-В	Температурастенки TI-28-2	- // -	не более 371 оС	- // -
1-ая секция пароперегревателя печи 101-В	Температура стенки TI-28-3	- // -	не более 535 оС	- // -
2-ая секция пароперегревателя печи 101-В	Температура стенки TI-28-4	- // -	не более 535 оС	- // -
Наружная по­верхность стенки труб подогревате­ля воздуха в конвекцион­ной зоне пе­чи 101-В, на трубопроводе	Температура стенки TI-28-5	- // -	не более 627 оС	- // -
Наружная по­верхность стенки труб подогревате­ля парогазо­вой снеси в конвекцион­ной зоне 101-В, на тру­бопроводе	Температура стенки TI-28-6	- // -	не более 682 оС	- // -
Наружная по­верхность стенки труб подогревате­ля природно­го газа 103-В, на трубопроводе	Температура стенки TS-28-7¸10	- // -	не более 462 оС	- // -
Трубопровод газа на вы­ходе из 103-В	Температура природного газа TS -28-11¸14	- // -	370-400 оС	- // -
Подогреватель природного газа 103-В , конвекционная зона	Температура дымовых газов TI-28-15	- // -	не более 850 оС	аппаратчик
Дымовые газы, выбрасываемые в атмосферу после подог­ревателя 103 –В, на дымовой трубе	Температура дымовых газов TI-28-16	- // -	не более 350 оС	- // -
Оголовок факельной установки 102-U	Температура природного газа TI-28-17, 18,23,24	- // -	не менее 100 оС	- // -
Трубопровод газа на входе в цех из газопровода ГП12	Температура природного газа TI-28-21	- // -	минус 40¸ плюс 35 оС	- // -
Дымовые газы печи первичного риформинга после рекуператора (левый проход)	Температура дымовых газов TI-28-31	- // -	не более 210 оС	- // -
Дымовые газы после рекуператора (правый проход)	Температура дымовых газов TI-28-32	- // -	не более 210 оС	- // -
Температура стенки змеевика рекуператора R-1	Температура стенки змеевика TI-28-33	- // -	не более 180 оС	- // -
Трубопровод природного газа после рекуператора R-1	Температура природного газа TI-28-34	- // -	не более 210 оС	- // -
Стенка рекуператора R1	Температура стенки TI28-50, TI28-51	- // -	370-400°С	- // -
Природный газ после рекуператора R1	Температура природного газа TI28-52[В1]	- // -	370-400°С	- // -
Дымосос 101-BJA	Температура подшипников TI-29-1¸8	- // -	не более 70оС	- // -
Трубопровод смазочного масла после холодильника дымососа 101-BJA	Температура масла TI-29-9	- // -	35-50оС	- // -
Дымосос 101-BJB	Температура подшипников TI-29-10¸17	- // -	не более 70оС	- // -
Трубопровод смазочного масла холодильника дымососа 101-BJB	Температура масла TI-29-18	- // -	35-50оС	аппаратчик
Коллекторы на выходе из реакционных труб печи 101-В	Температура газа TS-30-1¸12	- // -	760-830 оС	- // -
Пар 40 на завод.	Температура пара TI-43-24	- // -	380 оС	- // -
Пар 40 на завод.	Температура пара TI-80	- // -	380 оС	- // -
Трубопровод смазочного масла после холодильников 104-J-C1A/ C1B	Температура масла TI-621-1	- // -	35-50оС	- // -
Насос 104-JT	Температура подшипников TI-621-2 TI-621-3	- // -	не более 70оС	- // -
Подшипник шестерни редуктора 104-J	Температура подшипника TI-621-4 TI-621-5	- // -	Не более 70 0С	- // -
Подшипник колеса редуктора 104-J	Температура подшипника TI-621-6 TI-621-7	- // -	Не более 70 0С	- // -
Подшипник насоса 104-J	Температура подшипника TI-621-8 TI-621-9	- // -	Не более 70 0С	- // -
Трубопровод пара на выхлопе турбины 104-JT	Температурапара TI-621-10	- // -	59-80оС	- // -
Трубопровод смазочного масла после холодильников	Температурамасла TI-621-11	- // -	35-50оС	- // -
Подшипник турбины 104-JAT	Температура подшипника TI-621-12 TI-621-13	- // -	Не более 70 0С	- // -
Подшипник шестерни редуктора насоса 104-JA	Температура подшипника TI-621-14 TI-621-15	- // -	Не более 70 0С	- // -
Подшипник редуктора 104-JA	Температура подшипника TI-621-16 TI-621-17	- // -	Не более 70 0С	аппаратчик
Подшипник насоса 104-JA	Температура подшипника TI-621-18 TI-621-19	- // -	Не более 70 0С	- // -
Трубопровод конденсата на входе 104-JC	Температура конденсата TI-621-21	- // -		- // -
Трубопровод конденсата на выходе из конденсатора 104-JC	Температура конденсата TI-621-22¸23	- // -	59-80оС	- // -
Трубопровод на выходе из пускового котла 106-U	Температура пара TIС-705	Непрерывная регистрация и регулирование	370-380оС	- // -
Трубопровод природного газа из газопровода ГП 43 на входе в цех после фильтров Ф-1/1,2	Температуа природного газа ТI-859	Непрерывная регистрация	минус 30 ÷ 40 0 С	- // -
Трубопровод природного газа после 121-F	Температура природного газа TI - 860	- // -	минус 30 ÷ 40 0 С	- // -
2.5.5 АВТОМАТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Коллектор 107-D кон.газа после первичного риформинга 101-В	содержание метана в конвертированном газе QI1	Непрерывная регистрация	Объемная доля метана 9-13%	- // -
Трубопровод конвертированного газа после вторичного риформинга 103-D	содержание метана в конвертированном газе QI2	- // -	Объемная доля метана не более 0,5%	- // -
Печь первичного риформинга 101-В дымоход	содержание кислорода в дымовых газах QI4	- // -	Объемная доля кислорода не более 3,0%	- // -
Трубопровод деминерализованной воды в деаэратор	удельн. эл. проводность QI -14	- // -	не более 0,5 мкСм/см	- // -
Трубопровод питательной воды на выходе из деаэратора 101-U	рН питательной воды QI -15	- // -	8,5-9,5	- // -
Трубопровод питательной воды на выходе из подогревателя 123-С	удельн. эл. проводности QI -16	- // -	не более 20 мкСм/см	аппаратчик
Трубопровод деминерализованной воды до деаэратора 101-U	содерж. кремниевой кислоты QI -17	- // -	Объемная доля 0,001-0,002% (10-20 ррм)	- // -
2.5.6 ЧИСЛО ОБОРОТОВ
Паровая турбина питательного насоса 104-JT	SS-9	Непрерывная регистрация	не более 3000 об/мин	аппаратчик
Паровая турбина питательного насоса 104-JАT	SS-10	- // -	не более 3000 об/мин	- // -
Дымосос 101-BJA, на турбине	SС-7	- // -	не более 800 об/мин	- // -
Дымосос 101-BJВ, на турбине	SС-8	- // -	не более 800 об/мин	- // -
2.5.7 ПРИБОРЫ КОНТРОЛЯ ПОГАСАНИЯ ПЛАМЕНИ
Погасание пламени в 103B	XS103_1…4		Наличие пламени	аппаратчик
Погасание пламени запальника 106U	X707		Наличие пламени	- // -
Погасание пламени в 106-U	XS707A, XS707B		Наличие пламени	- // -

 

2.5.8 АНАЛИТИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

 

Наименование стадий процесса, места измерения параметров или отбора проб	Контролируемый параметр	Частота и способ контроля	Нормы и технические показатели	Кто контролирует
S-1 S- 801 Трубопровод природного газа из газопроводов ГП 12 и ГП43 на входе в цех	Объемная доля в %: СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 СО2 N2   Массовая концентрация: сернистых соединений (Sобщ.)	1 раз в декаду	91,44±7,32 3,95±3,8 1,22±1,165 0,36±0,34 0,25±0,25 0,24±0,16 не более 5,0   не более 56 мг/м3	лаборант ОТК
S-2 Трубопровод азотоводородной смеси 3Н10 на входе в сепаратор природного газа 120-F (АВС со стороны)	Объемная доля в %: Н2 N2 СО СО2 NH3	по требованию	75,0±3,0 25,5±3,5 не более 10 ррм не более 5 ррм отсутствие	Лаборант УТК ЛЦПА
S-4 Трубопровод смеси природного газа и АВС на выходе из подогревателя природного газа 103-В	Объемная доля в %: Н2	1 раз в 15 дней	не более 11,0%	- // -
S-5 Трубопровод смеси природного газа и АВС на выходе из реактора гидриросероочистки 101-D	Массовая концентрация: Сероводорода (S общ.)	по требованию	не более 70 мг/м3	- // -
S-6/7 Трубопровод газовой смеси на выходе из реактора сероочистки 102-DА/DВ	Массовая концентрация: Сероводорода (S общ.)	по требованию	не более 0,5 мг/м3	- // -
S-8 Трубопровод газовой смеси на выходе из реактора сероочистки 102-DА/DB	Массовая концентрация: Сероводорода (S общ.)	1 раз в месяц	не более 0,5 мг/м3	- // -
S-9 Трубопровод дымовых газов на выходе из подогревателя природного газа 103-В	Объемная доля в %: О2 СО2 Массовая концентрация: ( NO+NO2) SO2 СО	1 раз в декаду   1 раз в 15 дней	не более 3,0 не более 10,0     не более 250 мг/м3 не нормируется не нормируется	лабор. УТК ЛЦПА   лаборант ПСЛ
S-10 Дымовая труба после печи первичного риформинга 101-В	Объемная доля в %: О2 СО2 Массовая концентрация : (NO+NO2) SO2 СО	1 раз в декаду   1 раз в 15 дней	не более 2,5±0,5 не более 10,0     не более 250 мг/м3 не нормируется не нормируется	лабор. УТК ЛЦПА   лабор. ПСЛ
Дымовая труба на выходе из 106-U	Объемная доля в %: О2 СО2 Массовая концентрация : (NO+NO2) SO2 СО	1 раз в месяц     1 раз в 15 дней	не более 2,5±0,5 не более 10,0     не более 250 мг/м3 не нормируется не нормируется	лабор. УТК ЛЦПА     лабор. ПСЛ
S-11 Трубопровод конвертированного газа на выходе из реактора первичного риформинга 101-В	Объемная доля в %: Н2 СО СО2 СН4 (Ar+N2)	1 раз в сутки	70,0±5,0 9,25±1,25 10,0±1,0 11,0±2,0 не более 2,5	лабор. УТК ЛЦПА
S-12 Трубопровод конвертированного газа на выходе из реактора вторичного риформинга 103-D	Объемная доля в %: Н2 СО СО2 СН4 (Ar+N2)	1 раз в сутки	57±3,0 не более 14,0 8,0±1,0 не более 0,5 21,5±1,5	- // -
S-13 Трубопровод конвертированного газа на выходе из cреднете-мпературного конвертора СО 104-DА	Объемная доля в %: Н2 (Ar+N2) СО СО2 СН4 Сооотношение пар: газ Массовая концентрация: Сероводорода (Sобщ)	1 раз в неделю     по требованию	61,5±3,5 20,5±2,5 не более 4,0 не более 17,0 не более 0,5 (0,4¸0,5):1   не более 0,5 мг/м3	- // -
S-14 Трубопровод конвертированного газа на выходе из низкотемпературного конвертора СО 104-DВ	Объемная доля: Н2 (Ar+N2) СО СО2   СН4	1 раз сутки	62,0±3,0 20,5±2,5 не более 0,65 17,75±0,75 не более 0,5	лабор. УТК ЛЦПА
S-38 Трубопровод циркуляционного азота на входе в низкотемпературный конвертор СО п. 104-DВ	Объемная доля в %: Н2 при восстановлении катализатора	по требованию	(0- 20,0)	- // -
S-39 Трубопровод питательной волы на выходе из деаэратора 101-U	рН   Массовая концентрация: О2 SiO2   ион NH4+ гидразин –гидрата железо (Fe общ) окисляемость СО2   медь (Си+2) натрий (Na+) сульфаты (SО4-2) хлориды (Сl-) нитриты (NО2-) + нитраты (NО-3)   масло   щелочность   жесткость С(1/2Са+2+1/2Мg+2)	3 раза в сутки     1 раз в сутки 3 раза в сутки     1 раз в сутки   3 раза в сутки 1 раз в месяц     1 раз в декаду по требованию	9,0±0,5   не более 0,007 мг/дм3 не более 0,02 мг/дм3   не более 1,4 мг/дм3 0,025± 0,015 мг/дм3 не более 0,03 мг/дм3 не нормируется не нормируется   не более 10 мкг/дм3 не нормируется не нормируется не нормируется   не более 20 мкг/дм3   не более 0,3 мг/дм3   не нормируется   не более 3 мкмоль/дм3	- // -
S-40 Трубопровод питательной воды на выходе из подогревателя 123-С	Удельная электропроводность рН Массовая концентрация: ион NH4+ SiO2	по требованию	не более 20 мкС м/см   9,0 ±0,5     не нормируется не нормируется	Лабор. УТК ЛЦПА
S-41 Трубопровод котловой воды (продувки с паросборника 101-F)	рН   Массовая концентрация: SiO2 РО43- Cl- Щелочность (общ.)     Железо (Fe общ)   Кальций Са+2   Магний (Мq+2) Сухой остаток Окисляемость Натрий (Na+) Алюминий (Al+3) Медь (Cu+2) Сульфаты (SO4-2) Нитриты (NO2-) и нитраты(NO3-)	3 раза в сутки     1 раз в сутки 3 раза в сутки   1 раз в месяц   По требованию -«- -«- 1 раз в месяц -«-   1 раз в месяц	8,7-10,8   не более 1,2 мг/дм3 (10±5) мг/дм3 не более 1,0 мг/дм3 не более 0,25 ммоль/дм3   не более 1 мг/дм3   не нормируется   не нормируется не более 60мг/дм3 не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется не нормируются	- // -
S-42 Трубопровод насыщенного пара высокого давления на выходе из паросборника 101-F в пароперегреватель	рН Массовая концентрация: SiO2   солесодержание Удельная эл.проводность железа (Feобщ.) ион аммония NH4+ Натрий (Na+) Сульфаты SO4-2 Хлориды Cl- Фосфаты РО4-3 Окисляемость	3 раза в сут.     3 раза в сутки -«- 1 раз в сутки   -«- По требов. 1 раз в месяц 1 раз в месяц -«- -«- 1 раз в месяц	не нормируется     не более 0,008 мг/дм3   не более 2 мг/дм3 0,5¸3,0 мкСм/см (макс. 10,0 мкСм/См) не более 0,03 мг/дм3 не нормируется не более 0,025 мг/дм3 не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется	лабор. УТК ЛЦПА
Трубопровод парового конденсата на выходе из турбин 114-J,JA	рН массовая концентрация: ион аммония NH4+ Feобщ SiO2 SO4-2 Си+2 Окисляемость   Натрий (Na+) хлориды (Сl-) Фосфаты (РО4-3)	по требованию   -«- -«- 1 раз в квартал	9±0,6     не более 1,0 мг/дм3 не более 0,3 мг/дм3 не более 0,02 мг/дм3 не более 0,5 мг/дм3 не более 0,02 мг/дм3 не более 0,5 мгО2/дм3   не более 0,01 мг/дм3 не более 0,5 мг/дм3 не нормируется	лаборант УТК ЛЦПА
Трубопровод пара среднего давления на выходе из пускового котла 106-U	рН Массовая концентрация: SiO2 Железо ион аммония NH4+ фосфаты (РО4-3) хлориды (Сl-) сульфаты (SO4-2) натрий (Na+)	1 раз в сутки     1 раз в сутки 1 раз в нед. по требован. 1 раз в квартал	не менее 8,5     не более 0,02 мг/дм3 не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется	- // -
Котловая вода из верхнего барабана пускового котла 106-U	рН Массовся концентрация: РО4-3 SiO2 солесодержание кальций (Са+2) магний (Мg+2) окисляемость железо (Fe общ) алюминий (Аl+3) медь (Си+2) хлориды (Сl-) натрий (Na+)	1 раз в сутки   по требован. -«- 1 раз в квартал	9,9 ±0,4     (10±5 )мг/дм3 не более 2,0 мг/дм3 (100±10) мг/дм3 не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется не нормируется	- // -
Раствор гидразин-гидрата из бака 106-LF	Массовая доля: Гидразин- гидрата	По требованию	не более 1,0%	- // -
Раствор тринатрийфосфата из бака 107-LF	Массовая доля: фосфатов (ион РО4-3)	По требованию	не более 5,0%	- // -
Аммиачная вода из бака 108-LF	Массовая доля: ион NH4+	По требованию	не более 1,0%	- // -
Воздух производсвенных помещений	Массовая концентрация: аммиака	1 раз в неделю	не более 20 мг/м3	лабор. ПСЛ
Воздух производственных помещений, территории цеха	Объемная доля «горючих»: (водород, метан, оксид углерода)	По требованию, при подготовке и проведении сварочных и газоопасных работ	не более 20% от нижнего предела взрываемости	- // -
Трубопровод 6 LN 1 технологического азота для продувок аппаратов	Объемная доля «горючих»: (водород, метан, оксид углерода)   Аммиак	по требованию   по требованию	отсутствие     отсутствие	- // -
Трубопровод 10 DМW 42 глубокообессоленной воды на агрегат после бака 1206-F	рН   мутность окисляемость жесткость С(1/2 Са+2+ ½ Мg+2) щелочность   натрий (Na+)	1 раз в 2 месяца - // - - // - 1 раз в 2 месяца - // -   - // -	7,5±1   отсутствие не более 0,8 мгО2/дм3 не более 1 мкмоль/дм3   не более 30мкмоль/дм3 не более 0,03мг/дм3	- // -

 

2.6 Перечень параметров сигнализации и блокировок

Позиция	Наименование рабочего параметра	Единизмере-ния	Установочное значение сигнальных величин (L , Н) и блокировочных (LL, НН)	Действие блокировки
сверх максим НН	макс.   Н	миним.   L	сверх. миним LL
Расход
FRCA-1	Смесь природного газа и АВС в печь первичного риформинга поз. 101-В	м3/ч					Светозвуковая сигна-лизация. Блокировка группы «А»
FrRA-1	Молярное соотношение пара к газу в поз. 101-В				3,0	2,5	Светозвуковая сигна-лизация. Блокировка группы «А»
FRCA-2	Пар в поз. 101-В	т/ч					Светозвуквая сигна-лизация. Блокировка группы “B”
FRC-3	Воздух во втоичный риформинг поз. 103-D	м3/ч					Светозвуквая сигна-лизация. Блокировка группы “B”
FI-10	Расход природного газа в подогреватель 103-В.	м3/ч					Светозвуквая сигна-лизация. Схема защит огневого подогревателя 103-В
FRCA-17	Расход синтез- газа				По неисправности датчика	Светозвуквая сигна-лизация. Схема защит по группе "А"
FС-22	Топливный природ-нвй газ к горелкам вспомогательного котла 101-BU	м3/ч					Светозвуквая сигна-лизация. Блокировка группы "101BU"
FS-33	Пар после паросборника 101-F	т/ч					Светозвуквая сигна-лизация. Схема защит по группе"А".
FC-47	Деминерализованная вода на деаэратор 101-U	т/ч					Светозвуквая сигна-лизация.
FC-49	Питательная вода котлов после насосов 104-J/JA	т/ч					Светозвуковая сигна-лизация. Схема защит питательных насосов 104-J, 104-JA .
FIC-703	Расход топливного газа	℅					Схема защит пускового котла 106-U
FI-810	Расход природного газа	м3/ч					Светозвуковая сигна-лизация.
FA-76	Азот в сбросный коллектор 12V100 на факельную установку	м3/ч					- // -
FA-77	Азот в сбросный коллектор на факельную установку	м3/ч					- // -
FA-91	Азот в сбросный коллектор 14РV64 на факельную установку	м3/ч					- // -
FA-92	Азот в сбросный коллектор 14РV61 на факельную установку	м3/ч					- // -
Уровень
LIC 1	Конденсат в 121-F	мм					Светозвуковая сигна-лизация.
LIC2	Конденсат в 120-F	мм					Светозвуковая сигна-лизация. Схема защит компрессора 102-J
LIC-3	В водяной рубашке 103-D	мм			200 От нормального уровня		Светозвуковая сигна-лизация
. LI 15	Сепаратор отпарного газа для 101-В	мм					Светозвуковая сигна-лизация. Блокировка группы “А”
LIC-49	В деаэраторе 101-U	мм					Светозвуковая сигна-лизация. Группа локальных блокировок. Уровень в деаэраторе 101- U
LC-50	В паросборнике 101-F	мм					Светозвуковая сигна-лизация. Блокировка групп "АА" , "А"
LIC-53	В паросборнике 101-F	мм					Светозвуковая сигна-лизация. Блокировка групп "АА" , "А"
LIC-56	В сборнике конденсата 104-JCF	мм					Светозвуковая сигна-лизация. Группа локальных блокировок . Уровень в конденсаторе 104- JС-F
LICA-63	В водяной рубашке 101-СА	мм			-50		Светозвуковая сигна-лизация.
LICA-64	В водяной рубашке 101-СВ	мм			-50		Светозвуковая сигна-лизация.
LI-72	В сборнике конден-сата пара 180-F	мм					Группа локальных блокировок . Уровень в сборнике парового конденсата 180-F
LRCA 704	Вода в барабане 106-U	мм			-80	-100	Светозвуковая сигна-лизация. Схема защит пускового котла 106-U
LI931	Конденс.в сепараторе 102-U	мм					Светозвуковая сигна-лизация.
LS2H	В сепараторе 159-F	мм					- // -
LA6L	В водяной рубашке котла- утилизатора 101-СА	мм			-100		- // -
LA7L	В водяной рубашке котла- утилизатора 101-СВ	мм			-100		- // -
LA8L	В абсорбере 101-ЕА	мм					Группа локальных блокировок . Схема защит абсорбера 101ЕА
LA57H	В сепараторе 121-F	мм					Светозвуковая сигна-лизация.
LS59HH	Конденсат в сепараторе 120-F	мм					Схема защит компрессора 102-J
LA61H	В деаэраторе	мм					Группа локальных блокировок. Уровень в деаэраторе 101- U
LA62L	В деаэраторе 101-U	мм					- // -
LA101H	В паросборнике 101-F	мм		350 (1167 мм от днища барабана)
LA122L	В паросборнике 101-F	мм				150мм(967 мм от днища барабана)	Автозапуск резервного насоса 104-JA/J.
LA621L	Маслобак насоса 104-J	мм					Светозвуковая сигна-лизация.
LA622L	Маслобак насоса 104-JА	мм					- // -
LA661L	Маслобак дымососа 101-ВJА	мм					- // -
LA662L	Маслобак дымососа 101-ВJВ	мм					- // -
LS735LL	Уровень воды в верхнем барабане пускового котла	мм				-100	Светозвуковая сигна-лизация. Схема защит пуского котла 106-U
LA761L	Бак смеситель гидра-зина 106-LF	мм					- // -
LA762L	Бак смеситель фосфа-тов 107-LF	мм					- // -
LA763L	Бак аммиачной воды 108-LF	мм					- // -
Давление
PICA-3	Природный газ на сжигание в печь первичного риформинга 101-В	кгс/см2		3,7	2,0	1,0	Светозвуковая сигна-лизация. Блокировка группы «А»
PI-9	Природный газ из газопровода ГП 12 на входе в цех	кгс/см2			6,5		Светозвуковая сигна-лизация.
PI14	На всасе дымососа 101-BJA, 101-ВJВ	мм.вод ст.		-100			- // -
4 PICA-19	Дымовые газы в топочном прост-ранстве печи 101-В	мм.вод ст.	= +5	-2			Светозвуковая сигнализация. Блокировка групп “АА”,«А»
PICA-20	В коллекторе пара низкого давления	кгс/см2		4, 4,0	3, 3,0		Светозвуковая сигна-лизация.
PICA-25	В коллекторе пара среднего давления	кгс/см2		4, 42,2	3, 38,0		- // -
PC31	Топливный газ на горелки пароперегревателя печи 101-В	кгс/см2			0,6	0,1 для природного газа 0,15 для топливной смеси	Светозвуковая сигна-лизация. Блокировка группы «А»
PICA-35	Пар высокого давления на 101-F	кгс/см2					Светозвуковая сигна-лизация.Группа локальных блокировок. Давление в паросборнике 101-F.
PRCA-36	В коллекторе пара высокого давления	кгс/см2					Светозвуковая сигна-лизация.
PI39	Пар ВД после 101-F	кгс/ см2					- // -
PI43	Топливный газ перед горелками подогревателя 103-В	кгс/см2			0,4	0,12	Светозвуковая сигна-лизация. Схема защит огневого подогревателя 103-В.
PI43_1	Топливный газ перед горелками подогревателя 103-В	кгс/см2			0,4	0,12	- // -
PICA95	На входе в 104-JC	мм.рт.ст.		-390			Светозвуковая сигна-лизация.
PI112	На входе 1402-J/JA	кгс/см2			3,5	3,0	Светозвуковая сигна-лизация.
PC114 (PI114, PI114-1)	Дымовые газы вспомогательного котла 101-BU	мм. рт ст		-2			Светозвуковая сигна-лизация. Блокировка группы «AА»
PICA-116 (PI116, PI116-2, PI116-3)	Топливного газа на вспомогательный котел 101-BU	кгс/см2			0,7	0,33	Светозвуковая сигна-лизация. Блокировка группы «AА»
РI162	Дымовые газы огневого подогревателя 103-В	мм.вод ст.					Светозвуковая сигна-лизация. Схема защит огневого подогревателя 103-В.
PI621	Масло регулятора104-J	кгс/см2			3,1		Светозвуковая сигна-лизация.
PS622_1	Смазочное масло 104-J	кгс/см2			0,7	0,5	Светозвуковая сигна-лизация. Схема защит питательных насосов 104-J , 104-JA.
PS622_2	Смазочное масло 104-J	кгс/см2			0,7	0,5	Светозвуковая сигна-лизация. Схема защит питательных насосов 104-J , 104-JA.
PI623	Масло регулятора 104-JA	- // -			3,1		Светозвуковая сигна-лизация.
PS624_1	Смазочное масло 104-JA	- // -			0,7	0,5	Светозвуковая сигна-лизация. Схема защит питательных насосов 104-J , 104-JA.
PS624_2	Смазочное масло 104-JA	кгс/см2			0,7	0,5	- // -
PS661_1	Смазочное масло 101-BJA	- // -			0,8	0,6	Светозвуковая сигна-лизация.Схема защит дымососов 10-ВJА , 104-ВJВ.
PS661_2	Смазочное масло 101-BJA	- // -			0,8	0,6	- // -
PS663	Регулирующее масло 101-BJA	- // -				1,6	- // -
PS666_1	Смазочное масло 101-BJB	- // -			0,8	0,6	- // -
PS666_2	Смазочное масло 101-BJB	- // -			0,8	0,6	- // -
PS668	Регулирующее масло 101-BJB	- // -				1,6	- // -
PIC-701	Давление пара	кгс/см2					Светозвуковая сигна-лизация.
PIC 706	ТГ на 106-U	кгс/см2				2,25	Светозвуковая сигна-лизация.Схема защит пуского котла 106-U
PDI800	Максимальный перепад давления на фильтрах Ф-1/1,2	кгс/см2		0,45	0,4		Светозвуковая сигна-лизация.
PI809	Природный газ из газопровода ГП 43 на входе в цех	кгс/см2					- // -
PdA-56H	Сопротивление фильтра на всасе 104-J	кгс/см2		0,1			Светозвуковая сигна-лизация.
PdA-57H	Сопротивление фильтра на всасе 104-JА	кгс/см2		0,1			- // -
PA621_2L	Масло регулятора104-J	- // -				3,1	Схема защит питательных насосов 104- J, 104- JА
PS621_3LL	Масло предельных защит 104-J	- // -				0,3	Остановка насоса 104-J
PS622LL	Смазочное масло 104-J	- // -				0,5	Схема защит питательных насосов 104- J, 104- JА
PS623_2L	Масло регулятора 104-JA	- // -				3,1	Схема защит питательных насосов 104- J, 104- JА
PS623_3L	Масло предельных защит 104-JA	- // -				0,3	Остановка насоса 104-JА
PS624LL	Смазочное масло 104-JA	- // -				0,5	Схема защит питательных насосов 104- J, 104- JА
PS661LL	Смазочное масло 101-BJA	кгс/см2				0,6	Схема защит дымососов 101-ВJА, 101-ВJВ
PS663_1L	Масло предельных защит 101-BJA	- // -				0,3	Схема защит дымососов 101-ВJА, 101-ВJВ
PS663LL	Регулирующее масло 101-BJA	- // -			1,6		Схема защит дымососов 101-ВJА, 101-ВJВ
PA665H	Пар из турбины 101-BJAT	- // -		4,5			Светозвуковая сигна-лизация.
PS666LL	Смазочное масло 101-BJB	- // -				0,6	Схема защит дымососов 101-ВJА, 101-ВJВ
PS668_1L	Масло предельных защит 101-BJB	- // -				0,3	- // -
PS668LL	Регулирующее масло 101-BJB	- // -			1,6		- // -
PA670H	Пар из турбины 101-BJBT	- // -		4,5			Светозвуковая сигна-лизация.
PS723L	Топливный газ в коллекторе на 106-U	- // -			3,0		Схема защит пускового котла 106-U.
PS724LL	ТГ в 106-U	- // -				2,25	- // -
Температура
TRCA-1	Природный газ на выходе из 103-В	оС					Светозвуковая сигна-лизация. Схема защит огневого подогревателя 103-В.
TRC1AA (TI1A, TI1B)	ПГ после байпаса	оС					Светозвуковая сигна-лизация. Блокировка группы «А»
TI4-16	Пар высокого давления на выходе из пароперегревателя I секции	оС					Светозвуковая сигна-лизация.
TS5_1	Катализатор 101-D	оС					Светозвуковая сигна-лизация. Блокировка группы «А»
TS5_12	Конгаз из 1 трубы печи 101-B	оС					Блокировка группы "B"
TS5_13	Конгаз из 2 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS5_14	Конгаз из 3 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS5_15	Конгаз из 4 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS5_16	Конгаз из 5 трубы печи 101-B	оС					- // -
328.TS5_17	Конгаз из 6 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS5_18	Конгаз из 7 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS5_19	Конгаз из 8 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS5_20	Конгаз из 9 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS5_21	Конгаз из 10 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS5_22	Конгаз из 11 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS5_23	Конгаз из 12 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS7_1	Температура конвертирован­ного газа на входе 10З-D	оС					- // -
TI7-2	Верхний слой катализатора в реакторе 103-D	оС					Светозвуковая сигна-лизация.
TI7-3	Средний (верхний) слой катализатора в реакторе 103-D	оС					- // -
TI7-4	Средний (нижний) слой катализатора в реакторе 103-D	оС					- // -
TI7-5	Нижний слой катализатора в реакторе 103-D	оС					- // -
TI7-9	Верх (нижнего) слоя катализатора 101-D	оС					- // -
TI7-11	Пар высокого давления на выходе из пароперегревателя I секции	оС					- // -
TICA-9	Пар после РОУ 105/40	оС					- // -
TRCA-10	Технологический газ на входе в 104-DА	оС					- // -
TRCA-11	Технологический газ на входе в 104-DВ	оС					- // -
TRC 12	КГ на выходе из 104-С	оС					- // -
TIСA19	Синтез- газ из воздушного холодильника 124-С	оС					- // -
TRСA-26	Пар высокого давления на выходе из пароперегревателя II секции	оС					Светозвуковая сигна-лизация.Схема защит компрессора синтез-газа 103-J
TI27_6	Дымовые газы 106-U	оС					Светозвуковая сигна-лизация.
TS27_8	Пар ВД на 103-JT	оС					Светозвуковая сигна-лизация.Схема защит компрессора синтез-газа 103-J
TI28-1	Наружная поверхность стенки труб подогревателя природного газа в конвекционной зоне печи 101-В	оС					Светозвуковая сигна-лизация.
TI28-2	Наружная поверхность стенки труб подогревателя питательной воды в конвекционной зоне печи 101-В	оС					- // -
TI28-3	Наружная поверхность стенки труб пароперегревателя II секции в конвекционной зоне печи 101-В	оС					- // -
TI28-4	Наружная поверхность стенки труб пароперегревателя I секции в конвекционной зоне печи 101-В	оС					- // -
TI28-5	Наружная поверхность стенки труб подогревателя воздуха в конвекционной зоне печи 101-В	оС					- // -
TI28-8,7, 9, 10	Наружная поверхность стенки труб в подогревателе I03-В газовой смеси в радиантной зоне	оС					Светозвуковая сигна-лизация. Схема защит огневого подогревателя 103-В.
TI28_11,12, 13,14	ПГ после змеевика 103-В	оС					- // -
TI28_17,18	Нал.пламени на дежурн.гор. 102-U	оС					Светозвуковая сигна-лизация.
TI28_23,24	Нал.пламени на дежурн.гор.ФУ 102-U	оС					- // -
TI29-1	Подшипник турбины 101-BJAT	оС					- // -
TI29-2	Подшипник турбины 101-BJAT	оС					- // -
TI29-3	Подшипник малой шестерни редукто-ра дымососа 101-BJA	оС					- // -
TI29-4	Подшипник малой шестерни редукто-ра дымососа 101-BJA	оС					- // -
TI29-5	Подшипник боль-шой шестерни редуктора дымососа 101-BJA	оС					- // -
TI29-6	Подшипник большой шестерни редуктора дымососа 101-BJA	оС					- // -
TI29-7	Подшипник дымососа 101-BJA	оС					- // -
TI29-8	Подшипник дымососа 101-BJA	оС					- // -
TI29-9	Смазочное масло после холодиль-ника дымососа 101-BJA	оС					- // -
TI29-10	Подшипник турбины 101-BJВТ	оС					- // -
TI29-11	Подшипник турбины 101-BJВТ	оС					- // -
TI29-12	Подшипник малой шестерни редукто-ра дымососа 101-BJВ	оС					- // -
TI29-13	Подшипник малой шестерни редукто-ра дымососа 101-BJВ	оС					- // -
TI29-14	Подшипник боль-шой шестерни редуктора дымососа 101-BJВ	оС					- // -
TI29-16	Подшипник дымососа 101-BJВ	оС					- // -
TI29-17	Подшипник дымососа 101-BJВ	оС					Светозвуковая сигна-лизация.
TI29-18	Смазочное масло после холодильника дымососа 101-BJВ	оС					- // -
TI29-9	Смазочное масло после холодиль-ника дымососа 101-BJA	оС					- // -
TS30_1	Конгаз из 1 трубы печи 101-B	оС					Светозвуковая сигна-лизация.Блокировка группы "B"
TS30_2	Конгаз из 2 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS30_3	Конгаз из 3 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS30_4	Конгаз из 4 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS30_5	Конгаз из 5 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS30_6	Конгаз из 6 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS30_7	Конгаз из 7 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS30_8	Конгаз из 8 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS30_9	Конгаз из 9 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS30_10	Конгаз из 10 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS30_11	Конгаз из 11 трубы печи 101-B	оС					- // -
TS30_12	Конгаз из 12 трубы печи 101-B	оС					- // -
TI621-1	Масла после холодильника насосов 104-JT- C1A/C1B	оС					Светозвуковая сигна-лизация.
.TI621-2	Подшипников турбины насоса 104-JТ	оС					- // -
TI621-3	Подшипников турбины насоса 104-JТ	оС					- // -
TI621-4	Подшипник шес-терни редуктора насоса 104-J	оС					- // -
TI621-5	Подшипник шес-терни редуктора насоса 104-J	оС					- // -
TI621-6	Подшипник колеса редуктора насоса 104-J	оС					- // -
TI621-7	Подшипник колеса редуктора насоса 104-J	оС					- // -
TI621-8	Подшипник насоса 104-J	оС					- // -
TI621-9	Подшипник насоса 104-J	оС					- // -
TI621-11	Масло после холодильника 104-JT- C1A/C1B	оС					- // -
TI621-12	Подшипник турбины насоса 104-JАТ	оС					- // -
TI621-13	Подшипник турбины насоса 104-JАТ	оС					- // -
TI621-14	Подшипник шес-терни редуктора насоса 104-JА	оС					- // -
TI621-16	Подшипник (насо-са) редуктора насоса 104-JА	оС					- // -
TI621-17	Подшипник (насоса) колеса редуктора насоса 104-JА	оС					- // -
TI621-18	Подшипник насоса 104-JA	оС					- // -
TI621-19	Подшипник насоса 104-JА	оС					- // -
TI621-22	Конденсат после конденсатора 104-JС	оС					- // -
TI621-23	Конденсат после конденсатора 104-JС	оС					- // -
TIC705	Пар в 106-U	оС					- // -
Погасание пламени
XS103_1	Погасание пламени в 103B		Наличие пламени
XS103_2	Погасание пламени в 103B		Наличие пламени
XS103_3	Погасание пламени в 103B		Наличие пламени
XS103_4	Погасание пламени в 103B		Наличие пламени
ХА-707 А,В	Сигнализатор погасания пламени						Остановка 106-U при срабатывании обоих датчиков (А,В). Закрытие от-секателей EmV-725, 726. Открытие EmV-727.
Число оборотов
JA-9	паровая турбина 104-JT	об/мин
JA-10	паровая турбина 104-JАT	об/мин
Автоматический анализ
QI 4	Содержание О2 в дымовых газах после 101-В	об.дол, % не более		4,0
XA1H	Содержание Н2 в помещении анализаторной №1	Об. доля,%					От нижнего предела взрываемости
QI 14	Деминерализованная вода в деаэраторе 101-U	мкСм/см		2,0
QI 16	Электропроводность питательной воды в паросборнике 101-F	- // -
QI 17	Содержание кремния в деминерализован-ной воде в деаэраторе 101-U	ррм
QI 18	Электропроводность конденсата пара после холодильников 101-JC¸105-JC	мкСм/см

 

2.7 Перечень систем сигнализации состояния оборудования, исполнительных органов и систем блокировок

 

№ п.п	Позиция обору-дования, арма-туры, блокиров-ки	Наименование оборудования, исполнительных органов, систем блокировок	Что сигнали-зируется
	101-ВJАT	Дымосос печи	остановка
	101-ВJАT-JA	Вспомогательный маслонасос	остановка
	101-ВJВT	Дымосос печи	остановка
	101-ВJВT-JA	Вспомогательный маслонасос	остановка
	104-J	Насос питательной воды	остановка
	104-J-JA	Вспомогательный маслонасос	остановка
	104-JA	Насос питательной воды	остановка
	104-JА-JA	Вспомогательный маслонасос	остановка
	106-UJ	Дутьевой вентилятор пускового котла	остановка
	106-UJ	- // -	готов к продувке
	106-UJ	- // -	идет продувка
	106-UJ	- // -	закончена продувка
	106-LJ	Насос подачи гидразина	остановка
	107-LJА	Насос подачи фосфата	остановка
	107-LJC	Насос подачи фосфата	остановка
	107-LJВ	Насос подачи фосфата	остановка
	108-LJ	Насос подачи аммиачной воды	остановка
	110-J	Насос питательной воды	остановка
	114-J	Насос конденсата	остановка
	114-JA	Насос конденсата	остановка
	122-J	Насос парового конденсата	остановка
	122-JA	Насос парового конденсата	остановка
	EmV-1	Клапан на входе газа в конвертор 104-DВ	закрытие
	EmV-2	Клапан на байпасе конвертора 104-DВ	открытие
	EmV-3	Отсекатель на линии подачи воздуха в реактор 103-D	закрытие
	EmV-6	Клапан на сбросе газа на свечу перед конвертором 104-DА	открытие
	EmV-7	Клапан на свече после конвертора 104-DА	открытие
	EmV-11	Отсекатель на линии природного газа в печь 101-В	закрытие
	EmV-18	Отсекатель на входе природного газа из газопровода ГП 12 на агрегат	закрытие
	EmV-20	Клапан на линии подачи пара в турбину насоса 104-JT	открытие
	EmV-21	Клапан на линии подачи пара в турбину насоса 104-JАT	открытие
	EmV-24	Клапан на сбросе воды из деаэратора 101-U	открытие
	EmV-725	Отсекатель подачи топливного газа в котел 106-U	закрытие
	EmV-818	Отсекатель на входе природного газа из газопровода ГП 12 на агрегат	закрытие
	FS-2LL	Регулятор соотношения пар:газ	Остановка по группе “А”
	FS-1-LL	Выход природного газа из реактора сероочистки	Остановка по группе “А”
	FS-3LL	Расход воздуха на вторичный риформинг	Остановка по группе “В”
	FCV-17	Клапан на линии подачи синтез- газа перед подогревателем	закрытие
	FS-22LL	Расход топливного газа во вспомогательный котел 101-BU	остановка 101-BU, 103-J
	НC-23	Клапан на станции дросселирования пара	открытие
	НC-22	Клапан на станции дросселирования пара	открытие
	HC-27	Клапан на линии подачи пара в линию воздуха	открытие
	НС-802	Клапан на линии подачи АВС с агрегата АМ-76 в трубопровод природного газа повышенного давления	закрытие
	РCV-1	Клапан на линии подачи природного газа в печь 101-В	закрытие
	PS-3LL	Регулятор давления топливного газа на туннельные, потолочные горелки и пароперегреватель	Остановка по группе “А”
	РCV-3	Клапан на линии подачи топливного газа к горелкам печи 101-В	закрытие
	PCV-13А	Клапан на станции дросселирования	открытие
	PCV-13В	Клапан на станции дросселирования пара	открытие
	PCV-44	Клапан на сбросе топливного газа на факел (танковые и продувочные газы)	открытие
	РS-116LL	Регулятор давления топливного газа к горелкам вспомогательного котла	остановка 101-BU, 103-J
	PCV-801	Клапан на линии подачи природного газа на сероочистку	закрытие
	TCV-1	Клапан на линии подачи топливного газа в подогреватель 103-В	закрытие
	TCV-26	Клапан на линии подачи топливного газа в горелки пароперегревателя печи 101-В	закрытие
	LS-53LL LS-50LL	Уровень в паросборнике 101-F	Остановка по группе “AА”
	MOV-36	Электрозадвижка на выдаче пара из котла 106-U	закрытие
	Кнопка по группе “C”	Кнопка аварийной остановки группы «C»	Остановка по группе “C”
	Кнопка по группе “В”	Кнопка аварийной остановки группы «В»	остановка по гр. «В»
	Кнопка по группе “А”	Кнопка аварийной остановки цеха	Остановка по группе “А”
	Кнопка по группе “АА”	Кнопка аварийной остановки по группе «АА»	Остановка по группе “АА”

 

2.8 Перечень отсечной арматуры, используемой в

«Плане локализации и ликвидации аварийных ситуаций цеха по

производству аммиака № 1»

Позиция по схеме	Место установки отсечной арматуры	Время срабатывания (сек)
EmV-1	Конвертированный газ в реактор низкотемпературной конверсии СО
EmV-2	Конвертированный газ в отделение очистки газа от диоксида углерода
EmV-11	Природный газ в печь первичного риформинга.
HC-8A(8B)	Продувочные газы на топливо
EmV-6	Сброс конверитрованного газа на факельную установку
EmV-7	- // -
FCV-17	Синтез- газ на сжигание с природным газом (со всаса II ступени 103-J)
EmV-18	Природный газ на топливо
PCV-44	Продувочные и танковые газы
EmV-800	АВС с агрегата АМ-76 в пусковой период
EmV-818	Природный газ на технологию
EmV-50	Отпарной газ на топливо

 

2.9 Перечень регуляторов, арматуры, предохранительных клапанов

2.9.1. Перечень систем автоматического регулирования.

Позиции регуляторов	Наименование регулируемого параметра	Тип клапана	Положение клапана или отсекателя при отсутствии
Воздух КИП	Электроэнергии
РАСХОД
FC-1	Газовая смесь, поступающая в трубчатую печь	ВО	закрыт	закрыт
FC-2	Пар среднего давления, поступающий на смешение с газовой смесью	ВЗ	блокировка	открыт
FC-3	Расход воздуха в пеактор вторичного риформинга 103-D	ВЗ	блокировка	открыт
FC-8	АВС, дозируемая в природный газ со всаса 1-й ступени компрессора 103-J (при использовании в качестве сырья природного газа из газопровода ГП12)	ВО	закрыт	закрыт
FC-14	Расход пара в линию воздуха до подогревате­ля воздуха печи 101-В	ВЗ	открыт	открыт
FC-17	Соотношение рециркуляционного газа из 103-J с природным газом на выходе из 102-J в подогреватель 103-В	ВО	закрыт	закрыт
FC-20	Расход топливного газа к туннельным го­релкам печи 101-В	ВО	закрыт	закрыт
FC-58	Расход сброса воздуха при тонкой регулировке с нагнетания воздушного компрессора 101-J в атмосферу.	ВЗ	открыт	открыт
FC-702	Расход топливного газа на пусковой котел 106-U	ВО	закрыт	-
УРОВЕНЬ
LC-1	Уровень в сепараторе топливного газа 121-F (дренаж)	ВО	закрыт	-
LC-3	Уровень в водяной рубашке реактора вторичного риформинга 103-D	ВЗ	открыт	-
LC-49	Уровень в деаэраторе 101-U	ВЗ	открыт	-
LC-50	Уровень в паросборнике 101-F	ВО	блокировка	закрыт
LC-56	Уровень в сборнике конденсата 104-JCF	ВО	закрыт	-
LC-60	Уровень в барабане продувки котлов 156-F	ВЗ	открыт	-
LC-63	Уровень водяной рубашки в котле- утилизаторе 1-й ступени 101-СА	ВЗ	открыт	-
LICА-64	Уровень водяной рубашки в котле- утилизаторе 1-й ступени 101-СВ	ВЗ	открыт	-
LC-704	Регулятор уровня в барабане котла 106-U	ВЗ	блокировка	-
ДАВЛЕНИЕ
PC-1	Давление на всасе компрессора природного газа 102-J	ВО	закрыт	закрыт
PC-3	Давление топливного газа в коллекторе к горелкам первичного риформинга 101-В	ВО	закрыт	закрыт
PC-7	Давление топливного газа в сепараторе 121-F	ВО	закрыт	закрыт
PC-13	Давление пара в коллекторе Р-40,5 кгс/см2 (4,05 МПа)	ВО	закрыт	закрыт
PC-15	Дросселирование пара со среднего давления на низкое давление Р-3,5 кгс/см2 (0,35 МПа)	ВО	закрыт	закрыт
PC-16	Давление в деаэраторе 101-U	ВЗ	открыт	-
PC-19	Разрежение в печи первичного риформинга 101-В (нагрузка дымососов 101-BJA/BJB)		-	-
PC-20	Давление пара в коллекторе пара низкого давления сбросом на глушитель 109-U	ВО	закрыт	закрыт
PC-23	Давление пара в коллекторе Р-40,5 кгс/см2
PC-25	Давление пара в коллекторе Р-40,5 кгс/см2 (4,05 МПа) сбросом пара на глушитель 108-U	ВО	закрыт	закрыт
PC-35	Давление пара высокого давления сбросом на глушитель	ВО	закрыт	-
PC-36	Давление пара высокого давления после паросборника 101-F	ВО	закрыт	закрыт
PC-39	Дросселирование пара высокого давления на 101-F на среднее давление пара	ВО	-	-
PC-41	Давление пара низкого давления со стороны	ВО
PC-42	Давление природного газа на выходе из реактора сероочистки 102-DА/DВ (оборотами) 102-J (при использовании в качестве сырья природного газа из газопровода ГП12)		-	-
PC-44	Давление продувочных и танковых газов сбросом на свечу	ВЗ	открыт	-
PC-47	Давление пара среднего давления в 104-DА/DВ	ВО	закрыт	-
PC-48	Давление в системе циркуляции азота со сбросом на свечу	ВО	закрыт	-
PC-95	Давление пара выхлопа 104-JT		-	-
PC-114	Разряжение во вспомогательном котле 101-BU	ВЗ	открыт	открыт
PC-117	Давление пара выдачи за пределы установки	ВО	-	-
PC-706	Давление топливного газа на пусковой котел 106-U	ВО	закрыт	-
PC-801	Давление газа в трубопроводе природного газа на сероочистку (при использовании в качестве сырья природного газа из газопровода ГП43)	ВО	закрыт	-
ТЕМПЕРАТУРА
TC-1AА	Температура на выходе из подогревателя природного газа R-1A перед сероочисткой	ВО	закрыт	закрыт
TC-2	Температура на подаче пара среднего давления в конвертор 104-DА/DВ	ВО	закрыт	закрыт
TC-9	Температура пара среднего давления	ВО	закрыт	закрыт
TC-10	Температура на входе в высокотемпературный конвертор 104-DА	ВО	закрыт	закрыт
TC-11	Температура на входе в низкотемпературный конвертор 104-DВ	ВО	закрыт	закрыт
TC-12	Температура на входе в метанатор после подогревателя газа 104-С	ВО	закрыт	закрыт
TC-13	Температура пара в коллекторе низкого давления	ВО	закрыт	закрыт
TC-17	Температура пара в коллекторе низкого давления	ВО	закрыт	закрыт
TC-26	Температура пара высокого давления после пароперегревателя	ВО	закрыт	закрыт
TC-705	Температура пара из пускового котла 106-U	ВО	блокировка	-

 

 

2.9.2 Перечень сиcтем дистанционного регулирования

Позиции регуляторов	Наименование регулируемого параметра	Тип клапана	Положение клапана или отсекателя при отсутствии
Воздух КИП	Электроэнергии
НС-3	Расход топливного газа на туннельные горелки печи первичного риформинга 101-В	ВО	закрыт	закрыт
НС-11	Расход воды для питания котлов в подогреватель 114-С	ВО	закрыт	закрыт
НС-22	Перепуск пара высокого давления на станции дросселирования.	ВЗ	открыт	открыт
НС-23	Автоматический перепуск пара высокого давления при остановке компрессора 103-J	ВО	закрыт	закрыт
НС-24	Расход питательной воды в опускную трубу котла 101-СВ для возбуждения циркуляции	ВО	закрыт	закрыт
НС-25	Расход питательной воды в опускную трубу котла 101-СА для возбуждения циркуляции	ВО	закрыт	закрыт
НС-27	Расход пара среднего давления в линию технологического воздуха.	ВЗ	открыт	открыт
НС-30¸42	Клапаны топливного газа по коллекторам потолочных горелок печи 101-В	ВО	закрыт	закрыт
НС-73	Постоянная продувка из паросборника 101-F	ВЗ	открыт	-
НС-75	Расход пара в турбины 104-JT/JAT	ВО	закрыт	-
НС-621	Расход пара на турбину 104-JT	ВО	закрыт	-
НС-622	Расход пара на турбину 104-JАT	ВО	-	-
НС-802	АВС с агрегата АМ-76 в трубопровод природного газа ГП 43.	ВО	закрыт	-

 

 

2.9.3 Перечень арматуры с дистанционным управлением

ЕмV-1	Вход газа в низкотемпературный конвертор 104-DВ	-	блокировка
ЕмV-2	Байпас низкотемпературного конвертора 104-DВ	-	блокировка
ЕмV-3	Подача технологического воздуха в реактор 103-D	-	блокировка
ЕмV-6	Сброс технологического газа перед высокотемпературным конвертором СО 104-DА	-	блокировка
EmV-7	Сброс технологического газа на факельную установку после высокотем-пературного конвертора СО 104-DА	-	блокировка
EmV-11	Подача газовой смеси в печь первичного риформинга	-	блокировка
EmV-13	Вход воды в подогреватель 123-С
EmV-18	Вход природного газа на установку	-	блокировка
EmV-20	Вход пара на турбину 104-JT	открыт	-
EmV-21	Вход пара на турбину 104-JАT	открыт	-
EmV-27	Байпас на сборнике конденсатора 104-JCF
EmV-50	Отпарной газ к туннельным горелкам 101-В	закрыт	-
EmV-51	Сброс отпарного газа в атмосферу	открыт	-
EmV-725	Топливный газ на пусковой котел 106-U	-	закрыт
EmV-621	Соленоидный клапан системы регулирующего масла турбины 104-JT	-	-
EmV-622	Соленоидный клапан системы регулирующего масла турбины 104-JАT	-	-
EmV-666	Соленоидный клапан системы регулирующего масла турбины 104-ВJАT	-	-
EmV-661	Соленоидный клапан системы регулирующего масла турбины 104ВJВT	-	-
EmV-800	АВС с агрегата АМ-76 в трубопровод природного газа ГП 43 (в период пуска)
EmV-818	Природный газ из газопровода ГП 43
МОУ-33	Вакуумная вытяжка из турбины насоса 104-JAT	-	-
МОУ-34	Вакуумная вытяжка из турбины насоса 104-JT	-	-
МОУ-36	Выход пара из пускового котла 106-U	-	-

 

2.9.4 Перечень предохранительных клапанов отделения конверсии

природного газа

Позиция по схеме	Место установки	Давление срабатывания, кгс/см2 (МПа)	Место выброса
SV-1	Природный газ на всасе 102-J	11,9 (1,19)	В атмосферу выше 101-F
SV-2А,В	Нагнетание 102-J	47,6(4,76)	- // -
SV-3А,В	Нагнетание 101-J	38(3,8)	в атмосферу
SV-4,5	Природный газ на входе в 102-DА	47,6(4,76)	- // -
SV-6	Всас IIст. 102-J	31(3,1)	- // -
SV-7	Природный газ на входе в 101-D	47,6(4,76)	- // -
SV-8	Газ на выходе 102-С	35,5(3,55)	- // -
SV-9	Вход газа в 104-DВ	35,5(3,55)	- // -
SV-11	Газ на входе в 104-DА	35,5(3,55)	- // -
SV-15	Нагнетание 102-J	47,3(4,73)	- // -
SV-33	На коллекторе пара 10 LS 5	8(0,8)	- // -
SV-34	На сепараторе 105-VFI	3(0,3)	- // -
SV-40	На сепараторе 121-F	8(0,8)	в атмосферу выше 101-В
SV-41 А, В, С, Д	В паросборнике	116(11,6) 119(11,9)	в атмосферу
SV-42	На линии продувки 101-F	5 (0,5)
SV-43 А,В	На деаэраторе 101-U	3,5(0,35)	- // -
SV-45	На коллекторе пара низкого давления 14 LS 3	5 (0,5)	в атмосферу
SV-48	На линии пара после пароперегревателя	111,5(11,15)	- // -
SV-50 А,В	На коллекторе среднего давления 16 N 6	47,5 (4,75)	- // -
SV-51	На выхлопе пара из 101-BJAT	5 (0,5)	- // -
SV-59,	На выхлопе 104-JT На выхлопе 104-JAT	0,73 (0,073) абс.	- // -
SV-61	На выхлопе 101-BJBT	5,0 (0,5)	в атмосферу
SV-62	На линии 2 MS 49 перед 105-UCI	47,5(4,75)
SV-63	Барабан продувок 156-F	5 (0,5)	- // -
SV-69 А,В	На подогревателе питательной воды 123-С	125 (12,5)
SV-71	На деаэраторе 101-U	вакуум 0,1(0,01)	- // -
SV-79	Нагнетание компрессора азота 103-DJ	42 (4,2)
SV-81	На линии 1 N 42 азота в линию 10 NG 11 перед подогревателем 103-В (не эксплуатируется)	52,5 (5,25)
SV-82	На линии азота в 104-DА	39 (3,9)
SV-732	На пусковом котле 106-U	47 (4,7)
SV-733	- // -	49 (4,9)
SV-777	На нагнетании насоса 106-LJ	4,2 (0,42)
SV-778	На нагнетании насоса 107-LJА	130(13)
SV-779	На нагнетании насоса 108-LJ	4,2 (0,42)
SV-780	На нагнетании насоса 107-LJС	4,2 (0,42)
SV-781	На нагнетании насоса 107-LJС	4,2(0,42)
SV-782	На нагнетании насоса 107-LJВ	55 (5,5)
SV-783	На нагнетании насоса 106-LJС	130 (13,0)
SV-104-JC-7/15	На конденсаторе пара эжекторов отсоса инертов 104-JC	3,5(0,35)

 

 

2.10 Оценка взрывоопасности производства аммиака

Для общей оценки потенциальной опасности и разработки соответствующих защитных мероприятий агрегат аммиака разделен на 7 блоков (см. схему) согласно Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств ПБ-09-540-03.

Для каждого блока рассчитаны энергетические показатели взрывоопасности.

Количественная оценка взрывоопасности технологических блоков, входящих в схему производства приведена в таблице.

 

2.11 Количественная оценка взрывоопасности технологических

блоков, входящих в схему производства

 

Наименование установки	Позиция запорной арматуры, являющейся границами бло- ков по технологической схе- ме	Относи- тельный энергети- ческий потенци- ал блока	Общая приведенная масса блока,кг	Катего- рия взрывоопасности
Блок 1. Система топливного газа	От клапанов PCV-7 и НСV -8А(8В) до горелок и клапана РСV-44	4,788	11,05	III
Блок 2. Подготовка и сероочистка природного газа высокого давления	от EmV-818, до EmV-11 и FCV-17 (включая систему компрессора 102-J от ЕmV-18 и клапанов FCV-8,PCV-1 до EmV-11)	5,38	18,65	III
Блок 3. Конверсия метана и конверсия СО 1 ступени	от EmV-11 до электрозадвижек EmV-1, EmV-2, EmV-6, EmV-7	9,845	96,05	III
Блок 4. Конверсия СО II ступени и очистка СО2	от EmV-1 и EmV-7 до электрозадвижки EmV-8 и клапана PCV-5	7,415	41,04	III
Блок 5. Метанирование, компремирование свежего синтез- газа и циркуляционного синтез -газа	от EmV-8, EmV-9 до EmV-5, EmV-410, клапанов FCV-17 и PCV-4, HCV-74	30,4		II
Блок 6. Синтез аммиака.	от EmV-5, EmV-410 до EmV-9 и HCV-8А (8В)	8,181	55,11	III
Блок 7. Аммиачная компрессия	от EmV-14 до задвижек на входе и выходе газообразного аммиака из компрессора 105-J	15,30		III

[В1]