Используя описанную методику расчета выходных параметров, определяют соотношение пар:газ, при котором остаточное содержание метана в сухом газе соответствует заданному, и соотношение воздух:газ, при котором выполняется требование к отношению (Н2+СО):N2 по объему.
Некоторые результаты анализа расчетных данных показывают следующее. Повышение температуры нижней зоны реакционных труб приводит к уменьшению потребляемого тепла и к сокращению расхода пара на технологию, что создает условия для повышения производительности системы. При увеличении давления процесса с 1,0 до 3,0 МПа происходит увеличение необходимого для проведения реакции тепла, а содержание остаточного метана в газе на выходе из трубчатой печи при этом снижается. Увеличение расхода тепла при повышении давления процесса конверсии объясняется необходимостью перегревать больший объем пара. Это приводит к уменьшению доли тепла, расходуемого в шахтном реакторе на процесс конверсии метана. В результате увеличивается тепловая нагрузка на печь и сокращается производительность системы. Расход пара на технологию возрастает с уменьшением содержания остаточного метана в сухом конвертированном газе при заданной температуре в нижней зоне реакционных труб и одинаковом давлении процесса конверсии. В результате увеличится тепловая нагрузка на печь и сократится производительность системы [2].
3.2. Описание технологической схемы
3.2.1. Паровая конверсия природного газа (первичный риформинг)
Паровая каталитическая конверсия природного газа (первичный риформинг) осуществляется на никелевом катализаторе в реакционных трубах, расположенных в 12 рядов в радиантной зоне трубчатой печи 101-В.
К каждому из двенадцати коллекторов подключены по 42 реакционные трубы, опущенные в радиантную камеру печи и заполненные никелевым катализатором (общим объемом 20,4 м3). В каждом ряду газ проходит реакционные трубки сверху вниз, попадает в нижний распределительный коллектор и по подъемной трубе поступает в передаточный коллектор 107-Д. Каждая реакционная трубка представляет собой самостоятельный реактор, в котором в присутствии катализатора происходит взаимодействие углеводородов с водяным паром за счет тепла, подводимого через стенку трубы. Рабочая температура стенок труб составляет 900-950 °С.
Парогазовая смесь перед подачей в реакционные трубы подогревается в конвекционной зоне до температуры не более 525 °С.
Процесс конверсии ведется при температуре не более 860 °С.
При первичном риформинге протекают реакции:
CH4 + H2O « CO + 3H2
CnHm + nH2O
«
nCO + 
H2
CH4 + 2H2O « CO2 + 4H2
CO + H2O « CO2 + H2
При недопустимом снижении соотношения пар : углерод возможно выделение углерода (за счет крекинга природного газа), который отлагается на поверхности и в порах катализатора, снижая его активность. Не исключено при этом и механическое разрушение катализатора.
Тепло, необходимое для проведения процесса первичного риформинга, получается за счет сжигания топливного газа в потолочных горелках инжекционного типа. Объемная доля кислорода в дымовых газах составляет не более 3 %. Она измеряется автоматическим анализатором кислорода О2RA-4, сигнализирующим в ЦПУ повышение содержания кислорода.
Дополнительным источником тепла для подогрева парогазовой смеси являются дымовые газы туннельных горелок (12 штук) инжекционного типа, расположенных в торце каналов (отвод дымовых газов от потолочных горелок).
Между рядами реакционных труб расположены потолочные горелки инжекционного типа. Общее количество горелок 260 (13 рядов по 20 горелок в каждом).
Общий объемный расход газа на потолочные горелки (не более 30000 м3/ч) измеряется расходомером FI-19. Давление топливного газа поддерживается регулятором давления PICA-3.
Парогазовая смесь движется по реакционным трубам нисходящим потоком, подвергаясь конверсии по приведенным выше реакциям. Остаточная объемная доля метана в конвертированном газе составляет 9-11 %. Она определяется из анализной точки S-11 и автоматическим газоанализатором CH4 R-1.
Объемные доли компонентов конвертированного газа после 101-В (в пересчете на сухой газ):
азот, N2 –
1,0
2,0
%
диоксид углерода, CO2 –
8,511,0
%
водород, Н2 –
68,072,0
%
метан, СН4 –
9,011,0
%
оксид углерода, СО – 8,011,0
%
Утилизация тепла дымовых газов, температура которых на выходе из радиантной камеры должна быть не более 1032 °С, осуществляется в конвекционной камере печи, где расположены змеевики для подогрева:
– парогазовой смеси, идущей на первичный риформинг;
– паровоздушной смеси, идущей в реактор вторичного риформинга;
– пара высокого давления, идущего в турбину 103-JT компрессора синтез-газа;
–– питательной воды, поступающей в паросборник 101-F;
– топливного газа, подаваемого к горелкам печи первичного риформинга.
Дымовые газы отсасываются из печи первичного риформинга с температурой не более 250 °С двумя дымососами 101-BJAT и 101-BJBT и поступают реактор денитрофикации дымовых газов. В реактор загружен блочный катализатор сотовой структуры на основе медьзамещенного цеолита CuZSM-5. В качестве восстановителя в дымовые газы подается природный газ после сероочистки. Природный газ в пересчете на метан подается в реактор очистки исходя из соотношения CH4:NO2 = 8:1. Реакция денитрофикации протекает по уравнению
2NO2 + CH4 = N2 + CO2 + 2H2O.
Остаточное содержание оксидов азота не должно превышать 0,001 нм3/с.
Печь первичного риформинга смонтирована совместно со вспомогательным котлом 101-BU, служащим для получения дополнительного количества пара высокого давления, необходимого для поддержания парового баланса установки.
Дымовые газы из топки вспомогательного котла поступают в конвекционную камеру печи первичного риформинга, смешиваются с дымовыми газами печи и дымососами выбрасываются в атмосферу.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.