1. Описание технологической схемы до модернизации.

Природный газ на установку подается с газораспределительной станции с давлением 1,96-2,65 МПа (20-27 кгс/см²) через задвижку с электроприводом EmV-123. Часть природного газа (топливо) проходит узел редуцирования, через регулирующие клапана PRCA-100 и PRCA-100A. После снижения давлении до 1,08-1,57 МПа (11-16 кгс/см²) природный газ поступает через задвижку с электроприводом EmV-18 в сепаратор поз.121-F и далее поступает в систему топливного газа.

Основная часть природного газа (не более 45 000 м³/ч (при н.у.)) поступает через регулирующий клапан PIC-1 с давлением 1,860-2,156 МПа (19-22 кгс/см²) в сепаратор поз.157-F и далее на всас компрессора природного газа поз.102-J.

Природный газ, сжатый одноступенчатым компрессором природного газа поз.102-J с приводом от паровой турбины поступает в отделение сероочистки природного газа. Давление природного газа после реакторов сероочистки поддерживается не более 4,24 МПа (43,3 кгс/см²) регулятором PRC-42 путем изменения скорости вращения турбины поз.102-JT. Допустимая температура газа на всасе компрессора должна находиться в пределах от минус 20 ^оС до 30 ^оС.

После компрессора поз.102-J смесь природного газа и АВС с температурой не более 155С (T451-14) поступает в 2 последовательно расположенных змеевика подогревателя природного газа, установленного в конвекционной зоне печи первичного риформинга поз.101-B. В первом по ходу газа змеевике газ подогревается до температуры 200-250^оС и поступает во второй змеевик, где подогревается до температуры 250-400^оС (TIA28-22) за счет теплообмена с дымовыми газами. Природный газ, нагретый в змеевиках конвекционной зоны печи поз.101-В до температуры 250-400 ^оС поступает в реактор гидросероочистки поз.101-D.

2. Описание технологической схемы после модернизации.

Природный газ на установку подается с газораспределительной станции с давлением 47-52кгс/см². Основная часть природного газа (не более 48 000 м³/ч (при н.у.)) поступает на узел редуцирования, где газ будет дросселироваться до давления 40 - 42 кгс/см². В связи с необходимостью из технологической схемы будут исключены: одноступенчатый компрессор природного газа поз.102-J с приводом от паровой турбины, сепаратор поз.157-F, клапан PIC-1 регулирующий давление природного газа на всасесе компрессора природного газа поз. 102-J, теплообменник 191-С с воздушным охлаждением и теплообменник 191-С₁ с водяным охлаждением природного газа на нагнетании компрессора природного газа поз. 102-J. Газ после узла редуцирования поступает в существующие подогреватели природного газа первой и второй ступени, установленные в конвекционной зоне печи первичного риформинга поз.101-B с температурой не менее минус 25 ^оС. Природный газ, нагретый в змеевиках конвекционной зоны печи поз.101-В до температуры 250-400 ^оС поступает в реактор гидросероочистки поз.101-D.

3. Расчётная часть.

В данной работе расчеты по дымовым газам были сделаны на производительность 1520 т/сутки. При увеличении расхода технологического газа до 47500 м³/ч (при н.у.) увеличится расход топливного газа на потолочные горелки (FI-19), что даст нам дополнительное количество тепла дымовых газов.

Для расчетов, входная температура природного газа в подогреватель первой ступени, была взята минимально допустимая: минус 25 ^оС.