9. Empiece a introducir, de manera gradual, el gas ácido a la torre de absorción. Mantenga el caudal de la solución y las tasas de despojamiento por encima del nivel de diseño.
Los puntos 10 y 11, aplican en el caso de solventes formulados.
10. Gradualmente reduzca el caudal de la solución hasta que los niveles de H2S y CO2 se aproximen a las especificaciones. En este momento aumente la tasa de circulación entre el 2% y el 10%, como factor de seguridad.
11. Después de optimizar la tasa de circulación, reduzca gradualmente la carga del rehervldor hasta que se obtenga la temperatura óptima en el tope del regenerador.
12. Inicie la circulación de solución pobre hacia el pequeño contactor del tanque de venteo y fije el caudal.
La planta típica no tiene este pequeño contactor en el tanque de venteo.
13. Verifique los niveles de líquido, temperaturas, presiones y caudales hasta estabilizar las condiciones del proceso.
14. Abra el flujo de solución pobre hacia el recuperador v ponga la unidad en servicio (La planta modelo no tiene recuperador instalado).
15. Es importante medir y grabar los datos y el balance de materiales; alrededor del sistema, durante el proceso de arranque y optimación. Estos datos son útiles para localizar fallas y optimizar el sistema.
3.2. OPERACIONES RUTINARIAS
1. Verifique el contenido de gas ácido en el gas tratado que sale del absorbedor y ajuste el caudal de la solución de amina y/ o la tasa de vapor en el regenerador cuando sea necesario. 2. Observe el nivel de cada recipiente y restituya el controlador de nivel, cuando se requiera. 3. Verifique la caída de presión a través de los filtros y reemplace los elementos o límpielos según sea necesario.
4. La temperatura de la solución pobre que sale del intercambiador debe estar 10oF (6oC), por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor.
Ajuste el nivel de agua a través del intercambiador de calor o el enfriador de aire si fuere necesario. 5. Vea la presión en el tanque de venteo y en el regenerador para ver si está el nivel apropiado. Ajuste los controladores de presión para mantenerla en el punto recomendado por los fabricantes de la planta.
6. Observe las tasas de flujo de la solución pobre hacia el absorbedor principal, la tasa de flujo de la solución pobre hacia el contaçtor del tanque de venteo, el reflujo del regenerador y el caudal de solución pobre hacia el recuperador.
7. Compruebe que la operación del recuperador sea satisfactoria. Consulte los manuales para los detalles operacionales.
3.3. PARADA DE LA PLANTA
La parada de planta se realiza en tres etapas: 1. Detenga el flujo de gas ácido hacia el absorbedor.
2. Cierre la fuente de calor hacia el rehervidor y el recuperador. 3. Pare el flujo de solución y apague la bomba de la solución pobre.
Si la parada de planta es solamente por algunas horas, es recomendable mantener el caudal de la solución a través del sistema, así como, el suministro de calor en el rehervidor y el recuperador.
4. CONTROL OPERACIONAL
La operación ideal de las plantas de endulzamiento se produce cuando se satisfacen las siguientes condiciones.
1. La concentración de gas ácido a la salida de la planta debe ser ligeramente inferior al mínimo especificado.
2. La corrosión se debe mantener dentro de límites tolerables.
3 Mantenga el suministro de calor en el rehervidor en el mínimo, para ahorrar combustible. El control del contenido de gas ácido a la salida de la planta, tiene prioridad con respecto a la conservación de energía y el control de la corrosión. Después de todo, el propósito de construir la planta es remover la mayor parte del gas ácido que llegue al sistema. Por lo tanto, la conservación de energía y el control de la corrosión debe hacerse hasta tanto se mantenga la calidad del gas requerido.
4.1. CONTROL DE GAS ÁCIDO A LA SALIDA DE LA PLANTA
El control se realiza, principalmente, sobre los siguientes gases: 1. Sulfuro de hidrógeno (H2S)
3. Dióxido de carbono (CO2).
Las plantas de endulzamiento, por lo general, se diseñan para la remoción de gas ácido de la siguiente manera:
1 Cuando el sulfuro de hidrógeno está presente en la alimentación, su concentración en el gas tratado no debe ser mayor de 4 ppm,v (0 ,25 granos por cada 100 pcn). La mayoría de los gases que contienen H2S, también tienen CO2. En el proceso de remoción del H2S, por lo general se retiene el CO2, por lo tanto, si el nivel del sulfuro de hidrógeno en el gas tratado está dentro de los límites recomendados la cantidad de CO2 será lo suficientemente baja como para que no se convierta en un factor adicional que deba ser controlado (Fig. No. 2-12). Es decir, cuando el interés principal del tratamiento apunta hacia la eliminación del sulfuro de hidrógeno, por lo general es satisfactoria la cantidad de dióxido de carbono que se retira del gas natural .
Estas consideraciones no aplicarían en aquellos casos donde se utilicen soluciones selectivas, las cuales trabajan - y así son diseñadas - para retener preferencialmente uno de los dos componentes.
2. Cuando hay otros compuestos diferentes del H2S, presentes en el gas natural la remoción debe ser tal, que el gas tratado no contenga más de 80 ppm,v de azufre total ( +- 5 granos por cada 100 pcn).
La presencia de otros componentes sulfurosos (COS, CS2, mercaptanos), por lo general indica que también hay H2S. Lo contrario no necesariamente es cierto.
El problema más grave de la presencia de estos componentes sulfurados diferentes del H2S es su capacidad para degradar algunos tipos de aminas.
Los procesos de remoción de H2S, por lo general se diseñan (Fig No 2-12) hasta 4 ppm,v (0,25 granos por cada 100 pcn), los otros componentes de azufre pudieran o no ser removidos. Normalmente se habla de remociones de hasta 80 ppm,v (5 granos por cada 100 pçn).
En algunas circunstancias pudiera ser necesario medir el nivel de descarga del H2S y del azufre total, por separado, de tal manera que ninguno de los dos exceda el límite máximo permitido.
Cuando hay componentes sulfurados en el gas, por lo general, hay CO2. Lo normal es que sea reducido a concentraciones despreciables.
3. Algunas corrientes de gas, contienen entre 5% y el 30% de CO2, sin que exista azufre en el sistema. En este caso las plantas de endulzamiento se diseñan para reducir la concentración hasta límites aceptables (por ejemplo 3%, según lo establece la norma AGA), (Fig. No. 2-13).
Los límites de gases ácidos en el gas tratado presentados en la Tabla No. 2-2 aplican a gases para ser transportados por tuberías, no obstante, hay casos donde el gas debe satisfacer condiciones más rígidas. En plantas de LNG, donde la temperatura llega a –265oF (-165oC) el H2S y el C02 se congelan a esa temperatura por lo tanto, ambos gases deben ser removidos tanto como sea posible. La concentración más baja, económicamente factible, es de 0,25 pprn,v de H2S y 25 ppm,v de C02.
Indistintamente del tipo de control que se aplique para medir el gas ácido en el gas tratado, se debe garantizar que la medida sea representativa. No es aconsejable operar la planta al límite máximo de pureza en el gas tratado. Esto podría desequilibrar la operación de la planta y hasta generar un paro. La experiencia operacional indicará cuáles son los altibajos aceptables durante las fluctuaciones normales de las operaciones.
En la Tabla No. 2-2, se presenta un resumen de las concentraciones limítrofes en plantas de endulzamiento.
La Fig. No. 2-14, presenta el contenido permisible de gas ácido en el gas tratado cuando la carga contiene únicamente H2S.
Por ejemplo, suponga que la planta ha sido diseñada para tratar un gas que contiene 8 ppm,v de H2S, con una concentración en la salida de no más de 4 ppm,v. El detector utilizado para medir la concentración indica que el contenido de H2S durante el ciclo ha variado entre 2,5 y 3,5 ppm,v; el promedio será (2,5 + 3,5)/2 = 3,0 ppm,v, lo cual es menor que el máximo permitido: 4 ppm,v. Esto indica que la planta está removiendo más gas ácido que el indicado por el diseño, razón por la cual se debe estar consumiendo más combustible de lo necesario. Refiérase también al manual de operación del absorbedor para conocer los efectos que pudieran producirse en la solución.
Tabla No. 2-2. Limites de concentración del gas tratado en plantas de endulzamiento.
TIPO DE GAS ÁCIDO LÍMITE EN EL GAS TRATADO
Sulfuro de hidrógeno 4 ppm,v o 0,25 granos/ 100 pcn Azufre total 80 ppm,v o 5,0 granos/ 100 pcn
Dióxido de carbono 0 a 5%
Analicemos ahora algunos parámetros en los cuales usted se puede apoyar para controlar la planta. Partamos de que no se puede aumentar la presión del absorbedor de su planta de endulzamiento ni bajar la temperatura del gas en la entrada. El número y tipo de platos utilizados en el absorbedor son fijos, así como, el tipo de amina que se utiliza. Supongamos que el recuperador está trabajando en condiciones apropiadas para remover los productos que se forman. En ese caso usted puede controlar solamente tres de los factores que afectan la remoción del gas ácido en el contactor.
1. La tasa de flujo de la solución.
2. La concentración de la solución pobre y
3. El gas residual en la solución pobre.
La tasa de flujo de la solución se fija con la cantidad de gas ácido removido y la concentración de la amina. La Tabla No. 2-3, presenta las concentraciones normales de la solución y la cantidad de gas ácido removido con los diferentes tipos de soluciones (Figs. Nos. 2-15 y 2-16).
Al final del capítulo encontrará una descripción más amplia de los diversos procesos de endulzamiento existentes en el mercado y las concentraciones a las cuales se suelen utilizar. Observe con cuidado si se habla de porcentaje por peso o de porcentaje por volumen de la solución. (Nota: copiar gráficos, Páginas 108 y 109).
Tabla No. 2-3. Concentración de la solución y cantidad de gas ácido removido.
SOLUCION DE AMINA CONCENTRACIÓN
(% p/p)
GAS ÁCIDO REMOVIDO