Лекция: Компьютеры обрабатывают информацию путем выполнения некоторых алгоритмов. 1 страница

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

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

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

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

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

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

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

Реактор вторичного риформинга заполнен никелевым катализатором в объеме 27 м3.

Процесс вторичного риформинга протекает по реакциям:

СН4+ ½ О2«СО+2Н2+Q

СН4+ О2«СО2+2Н2+Q

СН4+ 2О2«СО2+2Н2О+Q

Н2 +1/2 О2«Н2О+Q

СО+1/2 О2«СО2+Q

СН4+ СО2«2СО+2Н2_-Q

СН4+ Н2О«СО+3Н2-Q

СО+Н2О«СО2+ Н2+Q

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

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

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

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

диоксид углерода (СО2) = (8,0±1,0)%

оксид углерода (СО) = не более 14%

водород (Н2) = (57,0±3,0)%

метан (СН4) = не более 0,5%

инертные газы (Ar+N2) = (22,5±2,5)%

(азот+аргон)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.4.4 Конверсия оксида углерода

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

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

СО + Н2О « СО2 + Н2

Соотношение пар: газ составляет около 0,58.

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

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

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

Аргон + азот ( Ar+N2) — (20,5±2,5) %

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

оксид углерода (СО) — не более 4,0 %

водород (Н2) — (61,5±3,5) %

метан (СН4) — не более 0,35 %.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Сопротивление конвертора 104-DА, 104-DВ измеряется перепадомером

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

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

азот (N2) — (20,5±2,5)%

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

оксид углерода (СО) — не более 0,65%

водород (Н2) — (62,0±3,0)%

метан (СН4) – не более 0,5%

2.4.5 Схема распределения топливного газа

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

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

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

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

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

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

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

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

Срабатывание защиты пускового котла происходит:

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

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

— При останове дутьевого вентилятора 106-UJ

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

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

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

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

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

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

Срабатывание защит 101-BU происходит:

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

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

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

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

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

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

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

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

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 Очистка конвертированного газа от СО2 раствором

«Карсол»

Очистка конвертированного газа от углекислоты производится путем абсорбции ее горячим активированным раствором поташа (раствор «Карсол») при давлении не более 2,8 МПа (28,5 кгс/см2). Состав раствора «Карсол» в массовых долях:

— поташ К2СО3 (химический абсорбент) 25-28%;

— активатор LRS-10 не более 3,5% (в пересчете на ДЭА)

— пятиокись ванадия V2О5 (ингибитор коррозии) 0,35-0,45 %;

В случае вспенивания раствора в него вводится антипенная присадка «UCON»-50НВ-5100, поставляемая по импорту или отечественный заменитель Полиэфир 1601-2-50 тип Б (Лапрол).

Процесс очистки осуществляется по реакции:

К2СО3+ СО2+ Н2О® КНСО3+ 114 ккал/кг

Регенерация насыщенного раствора протекает при подводе тепла и снижения давления в обратном порядке:

2 КНСО3 <=> К2СО3+ СО2 ↑+ Н2О- Q

В данной схеме предусматривается регенерация раствора до двух уровней содержания СО2.

80% насыщенного раствора регенерируется до остаточного содержания СО2, равного 23,4м3 на 1 м3 раствора (47%- ная конверсия карбоната в бикарбонат) –частично регенерированный «полубедный» раствор.

Остальные 20% раствора подвергаются дополнительной регенерации до остаточного содержания СО2, равного 14,2 м3 на 1м3 раствора 23%-ная конверсия карбоната в бикарбонат – глубоко регенерированный «бедный» раствор.

Содержание К2СО3 в массовых долях в нем составляет 25-28%.

Конвертированный газ после низкотемпературного конвертора СО подвергается охлаждению («закалке») до температуры не более 190оС путем впрыска конденсата из сепаратора 102-F насосом 121-J/JA через вмонтированные в газопровод форсунки. Количество поданного конденсата измеряется расходомером FI-28, регулируется клапаном НС-4 с дистанционным управлением в соответствии с показаниями регистратора температуры газа TI-7-10 (прибор сигнализирует в ЦПУ максимальную температуру газа). В пусковой период для охлаждения газа подается питательная вода от насоса 104-J/JA по линии 1 BF 34 после клапана НСV-4.

Тепло, выделяющееся при конденсации водяных паров, и тепло газа передается раствору «Карсол» в кипятильниках 105-СА,105-СВ регенератора 102-ЕА, где газ охлаждается до температуры не более 138оС. Затем, проходя через теплообменник 106-С, где подогревается деминерализованная вода идущая в деаэратор 101-U, газ охлаждается до температуры не более 85 оС и поступает в сепаратор 102-F.

Отделившийся в сепараторе 102-F газовый конденсат возвращается на впрыск в конвертированный газ насосами 121-J/JA через клапан НС-4, а избыток его, через клапан регулятора уровня в 102-F, направляется в отпарную колонну 103-Е.

Предельные уровни в сепараторе 102-F сигнализируются в ЦПУ: максимум – LIC-17, минимум – LA-21L.

Состав неочищенного конвертированного газа ( в пересчете на сухой) в об. долях:

Диоксид углерода (СО2)- 17,0¸18,5%

Оксид углерода (СО) не более 0,65%

Водород (Н2) – 59,0¸65,0%

Метан (СН4) не более 0,5%

Азот +аргон (N2+Ar)- 18,0¸23,0%

Конвертированный газ из сепаратора 102-F с давлением не более 2,8 МПа (28,5 кгс/см2) и температурой не более 85 оС распределяется на два потока и поступает в нижнюю часть абсорберов 101-ЕА и 101-ЕВ.

Количество газа (не более 116 000м3/ч), поступающего на каждый абсорбер, измеряется установленными на газопроводах расходомерами FI-56 (101-ЕА) и FI-57 (101-ЕВ).

Абсорберы представляют собой двухкорпусные колонные аппараты с шестью слоями насадки. В качестве насадки применяются керамические седла «Инталлокс», керамическая насадка типа «Славянская», нержавеющая насадка фирмы NORTON и г. Рыбинска.

Насадка нижнего слоя абсорберов орошается «полубедным» раствором, который поглощает из идущего вверх потока газа большую часть СО2, снижая содержание СО2 с 19,0% до 1,7%.

В верхнем корпусе абсорберов насадка орошается «бедным» раствором, при этом объемная доля СО2 в газе снижается с 1,7% до содержания не более 0,1%. Насыщенный СО2 раствор обоих потоков собирается в нижней части абсорберов.

Очищенный от СО2 конвертированный газ на выходе из абсорберов объединяется в один поток и поступает в сепаратор 103-F, в котором освобождается от унесенного раствора «Карсол» и далее проходит, соответственно межступенчатый теплообменник 136-С, газовый подогреватель 104-С, поступает в метанатор 106-D для гидрирования остаточных СО и СО2.

На выходе из сепаратора установлен предохранительный клапан SV-20 и автоматический газоанализатор QI-3. При повышении содержания СО2 более 0,1% в газе, анализатор подает сигнал в ЦПУ.

Отделившийся в сепараторе 103-F раствор «Карсол» регулятором уровня LC-16 отводится в сепаратор 113-F. Предельные уровни в сепараторе сигнализируются в ЦПУ:

Максимальный- LA-55H,

Минимальный- LA-56 L.

Из нижней части абсорберов насыщенный СО2 раствор с температурой не более 111оС, через клапаны регуляторов уровня LC-4, LC-5 и через гидравлические турбины 107-JAHT и 107-JВНТ выдается в емкость мгновенного вскипания 116-F.

При этом давление раствора снижается с 28,5 кгс/см2 до давления 5-9 кгс/см2.

Гидравлические турбины компенсируют часть энергии (около 50% или 516 кВт), необходимой для питания электроприводов насосов «полубедного» раствора 107-JAM, 107-JBM.

Установленные на этих насосах (на одном валу с турбиной) электродвигатели (мощностью 1050 кВт каждый), обеспечивают требуемую производительность, однако при работе турбин потребляемая им мощность соответственно снижается.

Количество раствора, поступающего на турбины, изменяется регуляторами уровня в абсорберах 101-ЕА и 101-ЕВ LC-4 и LC-5 соответственно. Последние определяют степень открытия клапана «А» на подаче раствора в турбины (при повышении уровня в абсорбере степень открытия клапана «А» увеличивается, при снижении уровня – уменьшается).

Для обеспечения нормальной работы гидравлической турбины подача раствора в ней не должна быть ниже 200 м3/час, нормальный расход- 732 м3/ч.

При значительном снижении уровня в абсорбере расход раствора на гидравлическую турбину через клапан «А» может снижаться ниже допустимого. Для обеспечения нормальной работы турбины в этих условиях регуляторы уровня в абсорберах LC-4, (LC-5), закрывают клапаны «А», в то же время открываются клапаны «В» на линиях переброса с нагнетания насосов 107-JA(107-JB) на вход в турбины 107-JAHT (107-JВНТ).

Ниже приводятся данные о положении клапанов «А» и «В» в зависимости от выходного сигнала регуляторов уровня.

При нормальной работе турбина вращается с такой же скоростью, как и электродвигатель 2975 об/мин.

Для защиты агрегата «мотор -насос- турбина» от сверхоборотов турбины снабжены блокировками SA-5 НН (107-JАНТ) и SA-6 НН (107-JВНТ) срабатывающими при вращении турбины со скоростью 3570 об/мин. При срабатывании блокировки происходит остановка соответствующего агрегата «мотор-насос- турбина» путем отключения электродвигателя и закрытия клапанов «А» и «В». При этом блокировка FS-35LL автоматически включает в работу резервный насос «полубедного» раствора 107-JC (привод только от электродвигателя), а регулирование уровня в абсорберах переносится на клапан «С», расположенный на байпасе турбины.

В схеме предусмотрена защита против истечения жидкости из абсорберов.

При понижении уровня в абсорбере регулятор LC-4, LC-5 подает в ЦПУ предупредительный сигнал. При дальнейшем снижении уровня бескамерные сигнализаторы LS-8L (101-ЕА) и LS-13L (101-ЕВ) закрывают клапан «А» и открывают клапан «В», клапан «С» при этом блокируется в закрытом положении, кроме того, для сохранения жидкостного затвора в абсорбере бескамерные сигнализаторы LS-12LL (101-ЕА) или LS-14LL (101-ЕВ) закрывают соответствующие отсекатели на выходе из абсорберов EmV-15 (101-EA), EmV-16 (101-ЕВ).

При снижении уровня в абсорбере в случае работы турбины через байпас бескамерные сигнализаторы LS-8L (101-EA) или LS-13L (101-ЕВ) закрывают клапан «С», одновременно блокируя в закрытом положении клапана «А» и «В».

Отсекатели EmV-15 или EmV-16 закрываются бескамерными сигнализаторами LS-12LL или LS-14LL соответственно.

Описанная выше схема регулирования в абсорберах применяется при основном варианте их работы, когда нормальный уровень раствора в кубе абсорберов находится ниже штуцера ввода газа (сухой режим).

Предусматривается также вариант работы абсорберов с подачей газа под слой раствора (барботажный режим), когда нормальный уровень раствора находится выше штуцера входа газа.

В этом случае регулирование уровня производится по показаниям дифманометров PDI-59 (101-ЕА) и PDI-60 (101-ЕВ). Управление клапанами «А» и «В» как описано выше.

При работе по основному варианту дифманометры измеряют сопротивление абсорберов.

В емкости мгновенного вскипания 116-F большая часть абсорбированного азота и водорода десорбируется при мгновенном вскипании раствора.

Десорбированные газы промываются в промывной колонне 116-E (для поглощения незначительного количества CO2 десорбированного вместе с азотом и водородом) потоком бедного раствора «Карсол» от насосов 106-J/JA и конденсатом от насосов 121-J/JA. После отмывки в колонне 116-E десорбированные газы смешиваются с отпарным газом из сепаратора 150-F и направляется на сжигание в туннельные горелки печи 101-В.

Давление в емкости мгновенного вскипания 116-F 0,49-0,88 МПа (5-9 кгс/см2) контролируется по прибору PI-1098 и регулируется с помощью клапана PCV-1098A на линии десорбированных газов на сжигание. Клапан PCV-1098B и предохранительный клапан SV-116F предназначены для предотвращения повышения давления в емкости мгновенного вскипания 116-F и сброса десорбированных газов в атмосферу.

Предельные уровни в емкости мгновенного вскипания 116-F сигнализируются в ЦПУ.

Из емкости мгновенного вскипания 116-F насыщенный раствор «Карсол» с помощью клапана LCV-116 выдается в верхнюю часть регенераторов 102-ЕА/ЕВ. Распределение потока насыщенного раствора «Карсол» между регенераторами 102-ЕА/ЕВ осуществляется с помощью клапана FCV-36.

Регенераторы представляют собой двухкорпусные колонные аппараты заполненные насадкой: керамические кольца «Инталокс», нержавеющая насадкой П-50 (г. Рыбинск).