Czyszczenie aminy

Siarkowodór, merkaptanowe związki siarki i dwutlenek węgla są najczęstszymi „zanieczyszczeniami” surowca węglowodorowego. Ze względu na ich silne działanie korozyjne na urządzenia i rurociągi ze stali węglowej, związki te muszą być usuwane ze strumienia zasilającego, jeśli ich stężenie przekracza dopuszczalną wartość.
Usuwanie związków siarkowodoru i dwutlenku węgla za pomocą wodnych roztworów amin jest najbardziej „popularną” metodą o ponad pięćdziesięcioletniej historii.

Zakres oczyszczalni amin:

  • Oczyszczanie gazów z H2S, CO2 i częściowo z merkaptanowych związków siarki
  • Oczyszczanie skroplonych gazów węglowodorowych (LHG)
  • Usuwanie CO2 z gazu syntezowego
  • Oczyszczanie spalin i odzysk CO2

Ryż. 1 model 3D oczyszczalni amin

Ryż. 2 Rysunek oczyszczalni amin

Wybór rodzaju aminy

Rodzaj i stężenie wodnego roztworu aminy są parametrami krytycznymi dla określenia całego procesu oczyszczania. Poniżej przedstawiono typowe stężenia masowe roztworów amin.

Monoetanoloamina (MEA): 20% w celu usunięcia CO2 i H2S, 32% w celu usunięcia głównie CO2.

Dietanoloamina (DEA): 20% do usuwania H25S i CO2.

Metylodietanoloamina (MDEA): 30% do selektywnego usuwania H55S w obecności CO2, usuwania H2S i CO2 przy użyciu aktywatora (piperazyna).

Diglikolamina (DHA): 50% do usuwania H2S, CO2 i do 70% „lekkich” merkaptanów.

Schemat technologiczny

Ryż. 3 Schemat ideowy oczyszczalni amin

Gaz podawany jest do dolnej części kolumny absorbera (1). Podnosząc kolumnę gaz styka się z roztworem aminy. Jako urządzenia kontaktowe stosuje się dyski zaworu lub niestrukturalne uszczelnienie. Wybór typu urządzenia kontaktowego ustalany jest dla każdego konkretnego przypadku indywidualnie. Liczba teoretycznych etapów kontaktu dla typowego absorbera wynosi 7. Po przejściu przez część kontaktową absorbera gaz wchodzi do sekcji eliminatora unosu. Celem tej sekcji jest maksymalne możliwe zmniejszenie ilości przenoszenia roztworu amin ze strumieniem oczyszczonych surowców. Ponadto oczyszczony gaz jest odprowadzany na zewnątrz instalacji. Kolumna absorbera jest standardowo wyposażona w czujniki temperatury do monitorowania zmian temperatury wzdłuż wysokości aparatu.

Roztwór aminy, na sygnał automatycznego regulatora poziomu, jest odprowadzany z dna kolumny za pomocą automatycznego zaworu. Po obniżeniu ciśnienia frakcje węglowodorów o niskiej temperaturze wrzenia są oddzielane od roztworu aminy. Oddzielenie powstałej mieszaniny następuje w separatorze (2). Gaz uwalniany podczas procesu separacji jest odprowadzany z górnej części aparatu do układu pochodni do spalania gazów „kwaśnych” lub do jednostki niszczenia termicznego.

Po oddzieleniu roztwór amin jest mechanicznie czyszczony w kolejno umieszczonych filtrach workowych (3) i węglowych (4).

Następnie roztwór nasyconej aminy oczyszczonej z zanieczyszczeń mechanicznych wchodzi do wymiennika ciepła (5), gdzie nagrzewanie odbywa się w wyniku wymiany ciepła z przepływem zregenerowanej aminy z reboilera (7).

READ
Czy konieczne jest zainstalowanie czujnika wycieku gazu: przepisy prawne i zalecenia ekspertów © Geostart

Z wymiennika ciepła (5) roztwór aminy jest podawany do kolumny desorbera (6). W reboilerze (7) następuje doprowadzenie ciepła potrzebnego do procesu regeneracji. Źródłem ciepła może być grzejnik bezpośredni (palnik gazowy, grzejnik termoelektryczny) lub pośredni (parowy lub gorący olej). Chłodnica powietrza powrotnego (8) zapewnia częściową kondensację par z kolumny desorbera, tworząc w ten sposób strumień powrotny.

Zregenerowana amina jest usuwana z sekcji przelewowej reboilera (7) i podawana do wymiennika ciepła (5) w celu ogrzania strumienia nasyconej aminy, po czym jest podawana do sekcji ATO amin (12) przez pompę wspomagającą.

Schłodzona zregenerowana amina jest podawana do kolumny absorbera za pomocą pompy ciśnieniowej (13).

Oczyszczanie kwaśnych gazów z siarkowodoru

Wybrany proces obróbki kwaśnego gazu zależy od ogólnych warunków:

  • stężenie siarkowodoru (H2S) i merkaptanów w gazie kwaśnym oraz limity H2S i siarki całkowitej w gazie sprzedażowym
  • maksymalny przepływ projektowy
  • ciśnienie wlotowe gazu surowego
  • wymóg odzysku siarki
  • akceptowalny sposób unieszkodliwiania odpadów

Celowość ekonomiczna

Wybrany proces musi być opłacalny zgodnie z różnymi specyfikacjami i wymaganiami. Na całym świecie przepisy generalnie ograniczają spalanie H2S.

Oczyść strumienie gazu zawierające bardzo niskie stężenia H2S, można wykonać na różne sposoby, w zależności od ogólnych warunków. Jeżeli strumień kwaśnego gazu zawiera więcej niż 30-45 kg siarki dziennie w postaci H2W surowcu do oczyszczania strumienia kwaśnego gazu wybiera się zwykle regeneracyjny absorbent chemiczny. Dla gazu kwaśnego o bardzo niskiej zawartości H2S , zwykle używany jest neutralizator chemiczny. W takich przypadkach chemikalia są zużywane, a sposób ostatecznego unieszkodliwiania zużytej chemii jest przedmiotem debaty.

Wybór sorbentu do procesu czyszczenia

Pożądane właściwości absorbentu to:

  • konieczność usunięcia siarkowodoru H2S i inne związki siarki.
  • absorpcja węglowodorów powinna być niska.
  • Prężność par absorbentu musi być niska, aby zminimalizować straty absorbentu.
  • Reakcje między rozpuszczalnikiem a kwaśnymi gazami muszą być odwracalne, aby zapobiec degradacji absorbentu.
  • absorbent musi być stabilny termicznie.
  • usuwanie produktów degradacji powinno być proste.
  • pobór kwaśnego gazu na jednostkę krążącego absorbentu powinien być wysoki.
  • zapotrzebowanie na ciepło do regeneracji lub usunięcia absorbentu powinno być niskie.
  • absorbent musi być nieagresywny.
  • absorbent nie może się pienić w absorberze ani desorberze.
  • pożądane jest selektywne usuwanie kwaśnych gazów.
  • absorbent musi być tani i łatwo dostępny.

Niestety nie ma jednego absorbentu, który posiada wszystkie pożądane właściwości. Wymaga to wyboru absorbentu, który najlepiej nadaje się do obróbki określonej mieszaniny kwaśnych gazów z różnych dostępnych absorbentów. Mieszanki kwaśnego gazu ziemnego różnią się między sobą:

  • zawartość i stosunek H2S i CO2
  • zawartość związków ciężkich lub aromatycznych
  • treść COS, CS2 i merkaptany
READ
Ywotność kuchenki gazowej: normy działania kuchenki w mieszkaniu. Ile lat piec służy zgodnie z dokumentami regulacyjnymi? Po ilu latach eksploatacji należy go zmienić?

Podczas gdy kwaśny gaz jest traktowany głównie za pomocą absorbentów, w przypadku łagodnego gazu kwaśnego bardziej ekonomiczne może być użycie absorbentów lub środków stałych. W takich procesach związek reaguje chemicznie z H2S i zużywa się podczas procesu czyszczenia, co wymaga okresowej wymiany elementu czyszczącego.

Schemat technologiczny

Schematyczne przedstawienie typowego urządzenia procesowego do oczyszczania gazów kwaśnych z absorbentem regeneracyjnym

Schematyczne przedstawienie typowego urządzenia procesowego do oczyszczania gazów kwaśnych z absorbentem regeneracyjnym

Absorber

Do dolnej części absorbera trafia kwaśny gaz dostarczany do oczyszczania. To urządzenie zazwyczaj zawiera od 20 do 24 półek, ale w przypadku mniejszych instalacji może to być kolumna z wypełnieniem. Wodny roztwór aminy wchodzi na górę absorbera. Gdy roztwór spływa po tacach, styka się z kwaśnym gazem, gdy gaz przemieszcza się w górę przez warstwę cieczy na każdej tacce. Gdy gaz dociera do górnej części naczynia, prawie cały H2S oraz, w zależności od użytego absorbentu, cały CO2 usunięte ze strumienia gazu. Oczyszczony gaz spełnia wymagania dotyczące zawartości H2S, CO2, zwykła siarka.

Oddzielanie i podgrzewanie nasyconej aminy

Nasycony roztwór aminy opuszcza absorber na dole i przechodzi przez ciśnieniowy zawór nadmiarowy, zapewniając spadek ciśnienia o około 4 kgf/cm2. Po obniżeniu ciśnienia wzbogacony roztwór trafia do separatora, gdzie uwalniana jest większość rozpuszczonego gazu węglowodorowego i część gazu kwaśnego. Następnie roztwór przepływa przez wymiennik ciepła, ogrzewany ciepłem gorącego strumienia zregenerowanej aminy.

Desorber

Absorbent nasycony wchodzi do aparatu, gdzie regeneracja absorbentu następuje przy ciśnieniu około 0,8-1 kgf/cm2 i temperaturze wrzenia roztworu. Ciepło dostarczane jest z zewnętrznego źródła, takiego jak reboiler. Odpędzony kwaśny gaz i wszelkie gazy węglowodorowe nieodparowane w separatorze opuszczają górną część kolumny odpędowej wraz z niewielką ilością absorbenta i dużą ilością pary. Ten strumień pary przechodzi przez skraplacz, zwykle chłodnicę powietrza, aby skondensować absorbent i parę wodną.

Mieszanina cieczy i gazu trafia do separatora, potocznie zwanego zbiornikiem zwrotnym, gdzie kwaśny gaz oddzielany jest od skroplonych cieczy. Faza ciekła separatora jest podawana z powrotem na górę desorbera jako orosienie. Strumień gazu składający się głównie z H2S i CO2, jest zwykle przesyłana do jednostki odzysku siarki. Zregenerowany roztwór przepływa z reboilera przez wymiennik ciepła nasyconego/regenerowanego roztworu aminy do chłodnicy powietrza, a następnie do zbiornika wyrównawczego. Strumień jest następnie pompowany z powrotem na górę absorbera za pomocą pompy wysokociśnieniowej, aby kontynuować płukanie kwaśnego gazu.

READ
Dlaczego butle gazowe eksplodują: główne przyczyny i środki zapobiegawcze © Geostart

System filtracji

Większość systemów absorpcyjnych ma możliwość filtrowania roztworu. Osiąga się to poprzez przepuszczenie nasyconego roztworu aminy z separatora przez filtr cząstek stałych, a czasami przez filtr węglowy. Celem jest utrzymanie wysokiego stopnia czystości roztworu, aby uniknąć jego pienienia. Niektóre systemy absorpcyjne mają również środki do usuwania produktów rozkładu, co obejmuje utrzymywanie w tym celu dodatkowego bojlera, gdy podłączony jest sprzęt regeneracyjny.

bilans materiałowy

Przyjście kg / godz % wag. konsumpcja kg / godz % wag.
źródło gazu 289924,53 100,01 oczyszczony gaz 133193,34 100
włącznie z H2S 83234,37 28,71 H2S 0,96 0,00072
С2 6172,59 2,13 С2 6172,59 4,63
С3 5151,46 1,78 С3 5151,46 3,87
С4 3038,04 1,05 С4 3038,04 2,28
С5 232,41 0,84 С5 2432,41 1,83
С6+ 1613,27 0,56 С6+ 1613,27 1,21
RSH 473,21 0,16 RSH 473,21 0,36
Zregenerowane rozwiązanie DEA 1579982,42 100 Nasycony roztwór DEA 1736713,61 100
włącznie z DEA 608293,23 38,5 włącznie z DEA 608293,23 35,03
H2О 971373,19 61,48 H2О 971373,19 55,93
H2S 158,00 0,01 H2S 83391,41 4,80
łącznie 1869906,95 łącznie 1869906,95

Rodzaje problemów operacyjnych

Główne problemy, jakie można napotkać w eksploatacji oczyszczalni gazów kwaśnych z wykorzystaniem absorbentów chemicznych, to:

  • niezgodność ze specyfikacją H2S dla sprzedaży gazu
  • roztwór spieniający w styczniku lub regeneratorze
  • korozja w rurach i naczyniach,
  • strata chłonna

Niespełnienie wymagań dotyczących zawartości H2S w gazie komercyjnym i specyfikacjach. Gaz oczyszczony, który nie spełnia specyfikacji H2S, nie może być sprzedawany w gazowych liniach przesyłowych. Potencjalne przyczyny wad produktu to:

  • zmiana stężenia kwaśnego gazu w gazie źródłowym
  • zmiana temperatury gazu zasilającego
  • zbyt gorący roztwór regenerowanej aminy
  • zbyt niskie stężenie absorbenta w roztworze
  • niewystarczająca regeneracja roztworu
  • niewystarczający kontakt w absorberze
  • zbyt niska cyrkulacja amin
  • za niskie ciśnienie w absorberze
  • zbyt duża koncentracja produktów rozkładu
  • zbyt wysoki przepływ gazu wlotowego
  • uszkodzenia mechaniczne lub problemy w absorberze
  • pieniący się

Spienianie roztworu chłonnego

Pienienie roztworu następuje, gdy gaz jest mechanicznie wychwytywany przez ciecz w postaci pęcherzyków. Tendencja do tworzenia pęcherzyków wzrasta wraz ze spadkiem napięcia powierzchniowego roztworu z powodu obecności obcej substancji na powierzchni roztworu na płytce. Uważa się, że pienienie jest spowodowane takimi czynnikami, jak:

  • ciekłe węglowodory wchodzące do stycznika kwaśnego gazu
  • kwasowe produkty rozpadu amin
  • uzdatnianie gazu chemikaliami ze studni lub systemów zbiorczych,
  • uzdatnianie wody uzupełniającej
  • olej sprężarkowy
  • drobne zawiesiny stałe, takie jak siarczek żelaza
READ
Jak rozpalić piekarnik w kuchence gazowej Hephaestus: jak działa piekarnik i jak go prawidłowo włączyć

Chociaż ciała stałe zawieszone w roztworze nie mogą same powodować pienienia, uważa się, że mają tendencję do stabilizowania piany. Wyniki spieniania mogą być następujące:

  • poważne awarie w działaniu aparatury technologicznej,
  • porywanie i utrata chemikaliów
  • możliwe uszkodzenie dalszych urządzeń procesowych lub materiału

Najlepszym sposobem na zmniejszenie tendencji do pienienia jest zapewnienie, aby kwaśny gaz wchodzący do kontaktora był czysty, wolny od skondensowanych cieczy, a roztwór został oczyszczony przez filtrację mechaniczną i węglową. Dodanie do roztworu środków przeciwpieniących jest czasami skuteczne w zwalczaniu tendencji roztworu do pienienia. Nie rozwiązuje to jednak głównego problemu. Zbyt wiele dodatków przeciwpieniących w roztworze może w rzeczywistości zaostrzyć problemy z pianą.

Korozja

Korozja jest powszechna w większości oczyszczalni amin. Konieczne jest kontrolowanie szybkości korozji poprzez dodanie inhibitora korozji i zastosowanie stali nierdzewnej w niektórych częściach wyposażenia procesowego. W przypadku roztworów MEA, szybkość korozji ma tendencję do zwiększania się wraz ze wzrostem stężenia roztworu powyżej około 22% MEA, jak również z wysokimi poziomami produktów degradacji amin w roztworze. Większość rurociągów i zbiorników technologicznych w zakładach przetwarzania amin jest zbudowana ze stali węglowej.

Nie można z całą pewnością przewidzieć, gdzie nastąpi zużycie korozyjne. Doświadczenie pokazuje, że najbardziej prawdopodobne obszary ataku korozyjnego to te, w których temperatura jest wysoka, na przykład:

  • górna część desorbera
  • rury reboilerowe
  • wymiennik ciepła
  • niektóre rury łączące

Po wielu latach eksploatacji w powłoce absorbera lub regeneratora czasami pojawiają się pęcherzyki wodoru.

Kruchość wodorowa

Pękanie wywołane wodorem (kruchość) może również wystąpić w spoinach statków lub rurociągów po wielu latach eksploatacji. Korozja/erozja może wystąpić w obszarach o dużych prędkościach płynów, takich jak:

  • w linii powrotnej z reboilera
  • w punkcie wejścia oparów z reboilera do regeneratora
  • poniżej na schemacie z zaworów bezpieczeństwa

W porównaniu do mieszanin CO2 i H.2S Szybkość korozji w systemach obróbki aminowej, zwłaszcza w systemach MEA, zwykle wzrasta wraz z:

  • wzrost temperatury
  • wzrost stężenia amin
  • wzrost liczby pobrań
  • czysty kwaśny gaz.

MEA jest na ogół znacznie bardziej agresywna niż DEA, a MDEA jest tylko nieznacznie agresywna.

Zastosowanie inhibitorów korozji

Stosowanie inhibitorów korozji jest powszechną praktyką w celu zmniejszenia narażenia stali na H2S i CO2 w środowiskach wodnych. W większości oczyszczalni kwaśnych gazów do roztworu absorbującego w sposób ciągły dodaje się inhibitor korozji.

READ
Produkcja gazu ziemnego: metody, przetwarzanie i zastosowanie

Utrata chłonności

We wszystkich układach regeneracji (desorpcji) absorbentów konieczne jest okresowe dodawanie czystego absorbentu do roztworu z powodu utraty absorbentu podczas pracy. Straty absorbentu w układach oczyszczania gazów mogą wystąpić z powodu:

  • odparowanie
  • entuzjazm
  • rozkład i usuwanie produktów rozkładu
  • straty mechaniczne

Rozpuszczalniki stosowane w oczyszczaniu gazów, podobnie jak inne ciecze, mają prężność par, która wzrasta wraz ze wzrostem temperatury. W systemie oczyszczania gazów aminowych znajdują się trzy zbiorniki, w których rozdzielane są strumienie gazu i cieczy:

  • absorber
  • separator
  • pojemność refluksu

Zdecydowanie największy przepływ gazu to ten, który opuszcza absorber. Aby zmniejszyć utratę absorbentu z tego źródła, proces płukania wodą jest zwykle stosowany do oczyszczonego gazu za absorberem. Straty absorbentu z separatora są zwykle niewielkie, ponieważ ilość gazu opuszczającego ten zbiornik jest zwykle niewielka w porównaniu z całkowitym przepływem instalacji. Gdy roztwór jest regenerowany w kolumnie odpędowej, część absorbenta opuszcza kolumnę odpędową wraz ze strumieniem kwaśnego gazu i parą. Po ochłodzeniu górnego strumienia z kolumny odpędowej i skropleniu większości wody i aminy, ciecz powraca do górnej części kolumny odpędowej jako orosienie, w którym odzyskuje się również większość absorbentu. Jednak część oparów absorbujących opuszcza górną część zbiornika refluksu wraz ze strumieniem kwaśnego gazu. Niższe temperatury w zbiorniku zwrotnym zmniejszają w tym momencie utratę absorbentu.

Przenoszenie absorbentu następuje podczas spieniania lub w warunkach dużej prędkości gazu. Zapobiegając pienieniu i pozostając w granicach projektowych, można uniknąć strat związanych z przenoszeniem.

W układach do obróbki aminami następuje pewna degradacja absorbentu. Aminy pierwszorzędowe są najbardziej podatne na ten problem i takie układy wymagają specjalnego sprzętu oddzielającego do okresowego usuwania sprzyjających korozji produktów rozkładu. Produkty rozkładu powstają głównie w wyniku nieodwracalnych reakcji pomiędzy absorbentem a CO2.

Najpoważniejsze straty absorbentu wynikają zwykle z naprężeń mechanicznych lub problemów. Obejmują one:

  • wymiana filtra
  • wyciek z pomp lub kołnierzy
  • czyszczenie i opróżnianie naczyń,

Istniejące instalacje

Procesy oczyszczania gazów kwaśnych są obowiązkowe w każdej rafinerii, zarówno w Rosji, jak i na całym świecie.

Umożliwia to dostosowanie gazów handlowych do wymagań specyfikacji. Ponadto znacznie zwiększa to poziom przyjazności dla środowiska produkcji dzięki oczyszczaniu gazów dostarczanych jako paliwo do pieców grzewczych. Najczęściej stosowanym procesem w rafineriach w Rosji jest absorpcja chemiczna, po której następuje regeneracja nasyconej aminy.

Rating
( No ratings yet )
Like this post? Please share to your friends:
Leave a Reply

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: