PLANTAS DE ENDULZAMIENTO
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASE GA SES S ÁCID Á CIDOS OS
Los factores que se consideran en la selección de un Proceso son: Regulaciones ambientales, Impurezas en el gas de alimentación, Contenidos de gases ácidos, Presión total del gas y presión parcial de los componentes ácidos, relación H2S/CO2, Temperatura, Corrosión, Materiales de construcción.
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASE GA SES S ÁCID Á CIDOS OS Procesos
desarrollados para la remoción de gases
ácidos: Solución acuosa de Aminas Aminas de varios tipos. Absorción física con secuestrantes líquidos o con sólidos. Proceso de Carbonato de Potasio. Tamices Molecul Moleculares. ares. Membranas Cada proceso tiene su aplicación.. El proceso con Aminas es el más difundido.
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS
En general los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de CO 2.
Este proceso consta de dos etapas: Absorción de gases ácidos Regeneración de la solución absorbente
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS Este
proceso consta de dos etapas:
Absorción de gases ácidos En este proceso se lleva a cabo la retención del H2S y CO2 de una corriente de gas natural amargo utilizando una solución acuosa de dietanolamina a baja temperatura y alta presión.
Regeneración de la solución absorbente Es el complemento del proceso donde se lleva acabo la desorción de los compuestos ácidos, diluidos en la solución mediante la adición de calor a baja presión, reutilizando la solución en el mismo proceso.
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS Las
principales desventajas de estos procesos son: La demanda de energía naturaleza corrosiva de las La soluciones. Limitada carga de gas ácido en la solución, debido a la estequiometria de las reacciones. Altos costos de inversión y operativos
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS Las Aminas
más usadas son: Mono Etanol Amina (MEA) al 15% en agua Fórmula química: NH2-C2H4-OH Di Etanol Amina (DEA) al 35 % Fórmula química: NH-(C2H4-OH)2 Di Glicol Amina (DGA) al 60 % Fórmula química: NH2-C2H4-O-C2H4-OH Metil Di Etanol Amina (MDEA) al 50 % Fórmula química: CH3-N-(C2H4-OH)2
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS
Las Aminas Entre las ventajas que presenta la MDEA se pueden indicar las siguientes: Menor
presión de vapor, lo cual incide en menores perdidas de solvente. Menores calores de reacción, lo cual incide en menores requerimientos de energía para regeneración.
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS Mayor
resistencia a la degradación. Menos problemas de corrosión. Selectividad hacia el H2S en presencia de CO2 esto a su vez redunda en los siguientes beneficios: menores caudales de circulación, equipos de regeneración más pequeños, mayores relaciones H2S/CO2 en el gas ácido lo cual favorece la operación de unidades de recuperación de azufre.
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS El
proceso de remoción de gases ácidos con Aminas que son alcalinas, se basa en una reacción química reversible. Las Aminas absorben a los gases ácidos en frio (absorción) y los liberan en caliente (desorción). En la absorción se libera calor. La desorción requiere aporte de calor. El gas endulzado sale saturado de agua.
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS La absorción- desorción de gases ácidos es controlada por: La constante de equilibrio La estequiometría (concentraciones) En la absorción, el equilibrio se desplaza hacia los productos: Sales de Amina En el stripping, el equilibrio se desplaza hacia los reactivos: Amina + Gases Acidos Las reacciones son:
RNH2 + H2O + CO2 RNH3 + + HCO3RNH2 + H2S RNH3 + + HS-
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS Cada
mol de Amina transporta una cantidad de gas medida en moles, llamada “carga” La carga depende de la Amina La cantidad de gas absorbido: G (moles/h) G = L . (ge – gs). Donde: L: Caudal de Amina Pura (moles Amina/h). ge - gs: carga mol gas/mol Amina. Con el PM de la Amina se calcula el caudal másico
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS Para
una buena regeneración de la Amina se requiere: Alta temperatura en el reboiler Alto caudal de vapor de arrastre Buen tiempo de contacto líquido-vapor La Amina regenerada no llega a carga = 0 Excesivo agotamiento puede conducir a corrosión y degradación prematura de la Amina
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS El
grado de endulzamiento está condicionado por: El tipo de Amina empleada. La carga de la Amina pobre. La temperatura de la Amina pobre. La eficiencia del contactor. La composición del gas. La presión total del sistema.
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS El
gas endulzado saldrá saturado de agua. A alta temperatura por calor de absorción. enfría en un aeroenfriador para Se condensar el vapor de agua. El condensado se separa del gas en un separador tipo scrubber. Posteriormente el gas natural debe ser tratado en una unidad de deshidratación o de ajuste de punto de rocío.
PROCESOS DE REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS El
gas ácido separado sale saturado de vapor de agua a la temperatura del condensador de tope del stripper. En ausencia de compuestos con azufre se puede ventear. Trazas de H2S se tratan con lechos fijos tipo Sulfatreat. concentraciones requieren un Mayores procesamiento Claus para obtener Azufre.
DIAGRAMAS DE FLUJO (PFD) E. Gas
F402
T401
V416 F408,9,10
S. Gas
V403
P406
E404
E403
Gas ácido
T404
V410 A. Ri ca
Reflujo
V405
V404 F407
T403
Agua
P404
F406 P401 A. Pobre
E402
DIAGRAMAS DE FLUJO
Los diagramas de flujo de procesos, PFD: Muestran los equipos de procesos con tags, las líneas principales y la filosofía de control. Se identifican las corrientes con números. Se incluyen presiones, temperaturas, caudales, composiciones, potencias y cargas térmicas. Se definen las características de los principales equipos. Sirve de base para los balances de materia y energía.
DIAGRAMAS DE FLUJO El
Diagrama de Flujo de Cañerías e Instrumentos se denomina P&ID.
En
él se muestran los equipos de procesos y/o de servicios con sus cañerías de interconexión, drenajes y venteos, instrumentos de medición y control, válvulas de bloqueo, seguridad y control y accesorios varios.
Cada
elemento identificado con su etiqueta “tag”, con nomenclatura estandarizada.
DIAGRAMAS DE FLUJO La
interpretación de la nomenclatura de los P&I se realiza con un plano dedicado a tal fin.
Las
cañerías también se etiquetan, con una nomenclatura “inteligente”, standardizada, indicando Ø, clase, fluido, Nº, aislación, área, etc.
Otro Los
tanto ocurre con las válvulas.
lazos de control se muestran con todos los detalles.
PLANTAS DE ENDULZAMIENTO
VISTAS DE PLANTAS DE ENDULZAMIENTO CON AMINAS
PLANTAS DE ENDULZAMIENTO
BALANCES DE MASA Y ENERGÍA
BALANCES DE MASA Y ENERGÍA Los
balances se obtienen de una simulación efectuada con el software adecuado a partir de los siguientes datos como mínimo: La composición del gas. Caudal, presión y temperatura del gas. Máximo nivel de gases ácidos en el gas tratado. Servicios disponibles para calentar y enfriar. Las condiciones ambientales. Amina seleccionada para la absorción de los gases ácidos.
BALANCES DE MASA Y ENERGÍA Los
consumos de energía se registran en: A) Enfriamiento del gas ácido a tratar (eventual) B) Calentamiento de la solución de amina C) Enfriamiento de la solución de amina D) Bombeo de la solución de amina pobre E) Condensación en la columna regeneradora Otros intercambios de calor internos no consumen energía externa (caso intercambiador amina rica/amina pobre)
BALANCES DE MASA Y ENERGÍA
A) Enfriamiento y condensación de gas ácido Como el gas ácido está saturado de agua, se producirá una cantidad de condensado. Calor para enfriar el gas: Qs = G.Cp.(Te-Ts) Calor para condensar el vapor: Ql = V.(Hv-Hl) Calor total: Qt = Qs+Ql Qs : Calor sensible G : Caudal de gas Ql : Calor latente V : Caudal de vapor Qt : Calor total H : Contenido calórico Cp : Capacidad calorífica del gas
BALANCES DE MASA Y ENERGÍA
B) Calentamiento de la solución de amina Calor incorporado (calentamiento) : Q = Lr.Cp.(Tc-Tf) Lr : Caudal de amina rica Cp: Capacidad calorífica Tf : Temperatura de la amina fría Tc : Temperatura de la amina caliente C) Enfriamiento de la solución de amina Calor retirado (enfriamiento): Q = Lp.Cp.(Tc-Tf) Lp : Caudal de amina pobre
BALANCES DE MASA Y ENERGÍA
D) Bombeo de la amina pobre Potencia requerida: Pot. = Lp.(P2-P1)/ E P2: Presión de descarga de la bomba P1: Presión de succión de la bomba Lp: Caudal de amina pobre E : Eficiencia característica de la bomba
PLANTAS DE ENDULZAMIENTO
SISTEMAS AUXILIARES
SISTEMAS AUXILIARES Sistema
de Hot Oil para calentamiento. Sistema de gas combustible. Sistema de agua de enfriamiento. Sistema de aire / gas de instrumentos. Sistema de desmineralización de agua de reposición. Fuerza electromotriz. Sistema eléctrico para instrumentos. Sistema de drenajes abiertos y cerrados. Sistema de venteos a la antorcha.
PLANTAS DE ENDULZAMIENTO
SISTEMA DE HOT OIL
SISTEMA DE HOT OIL La
energía a entregar en el reboiler debe cubrir el calor necesario para:
Calentar la amina rica hasta la temperatura de stripping. Proveer el calor de desorción. Generar el vapor necesario para el stripping. Compensar pérdidas al ambiente.
Con
el calor así calculado, se determina el caudal del fluido calefactor
SISTEMA DE HOT OIL El
aporte de calor para la regeneración de la amina se realiza mediante aceite térmico, fuego directo, vapor, energía eléctrica, etc. El Hot Oil circula por el reboiler bajo control de temperatura de la amina. Se calienta en un horno. Puede servir para otros sistemas como el de estabilización de gasolina, regeneración de TEG, o de MEG en las unidades de DP.
SISTEMA DE HOT OIL Cuando
se dimensiona el sistema de Hot Oil, se computa la energía requerida en: La unidad de endulzamiento: Q1 La unidad estabilizadora de gasolina: Q2 La unidad de TEG: Q3 Calor entregado en la unidad de MEG: Q 4 Calor total a suministrar: Qt = Qi
SISTEMA DE HOT OIL La
energía requerida por las distintas unidades será transportada por circulación de Hot Oil El caudal de Hot Oil está determinado por: M(ho) = Qt / (Cp(ho) . T), donde: Cp(ho) : Capacidad calorífica del Hot Oil : Temperatura (Salida-Entrada de la T caldera de Hot Oil)
PLANTAS DE ENDULZAMIENTO
SISTEMA DE HOT OIL (diagrama de flujo)
DIAGRAMA DE FLUJO DE UN HOT OIL Blanketing Gas
Flare V-216 1-H- 201
1-E-13
P-216
1-F- 30 1-H- 101 1-F- 29
1-H- 402
CONTROL DE LA OPERACIÓN El
control automático se realiza en: Niveles en el filtro-separador de entrada Delta de temperatura amina rica/gas natural Nivel en el contactor de amina Presión y nivel en tanque flash Presión y temperatura de tope en el stripper Nivel de amina en el stripper Caudal de circulación de amina pobre Nivel en el acumulador de reflujo
CONTROL DE LA OPERACIÓN Las
variables que se monitorean son: Caída de presión en el filtro-separador. Temperatura del gas y de la amina pobre. Nivel de interfase en el tanque flash. Nivel en el acumulador de amina. Caída de presión en el contactor y stripper. Caída de presión en el filtros de partículas. Caída de presión en el lecho de carbón activado.
CONTROL DE LA OPERACIÓN Las
variables que se monitorean son (cont.): Presión del aire o gas de instrumentos. Presión del gas combustible. Temperatura del aceite térmico. Inyección de aditivos. Caída de presión en el amina rica/amina pobre. Estado de los sellos de las bombas de amina Caudal derivado al reclaimer y temperatura de reclaiming.
PLANTAS DE ENDULZAMIENTO
ALTERNATIVAS DE CONTROL DE LA PLANTA DE AMINAS
ALTERNATIVAS DE DISEÑO
Control de nivel de fondo de torre contactora de amina. Control de nivel de fondo de torre regeneradora. Filtración. Control de caudal de amina. Control de temperatura de amina pobre. Control de temperatura de tope de regeneradora.
CONTROL DE NIVEL DE FONDO DE LA TORRE CONTACTORA DE AMINA Con doble válvula de control
Con simple válvula de control
CONTROL DE NIVEL DE FONDO DE LA TORRE CONTACTORA DE AMINA TIPO DE CONTROL
VENTAJAS
DESVENTAJAS
Con doble válvula de Permite operar cuándo se Mayor Costo control (Al 100% cada debe realizar mantenimiento Mayor mantenimiento una) de una de las válvulas Mayor Flexibilidad Con válvula de control Menor costo simple
Se debe parar la planta para mantenimiento o reparación
CONTROL DE NIVEL DE FONDO DE LA TORRE CONTACTORA DE AMINA Con válvula de control tipo ángulo
Con válvula de control y válvula de shut down
CONTROL DE NIVEL DE FONDO DE LA TORRE CONTACTORA DE AMINA TIPO DE CONTROL
Con válvula de control tipo ángulo
VENTAJAS
Internos más simples
DESVENTAJAS
Más fácil de taponar con sedimentos
Con válvula de control Mejor cierre en caso Mayor Costo por y válvula de shutt down de bajo nivel de líquido SDV en la columna. Mayor seguridad
CONTROL DE NIVEL DE FONDO DE LA TORRE CONTACTORA DE AMINA
CONTROL DE NIVEL DE FONDO DE LA TORRE CONTACTORA DE AMINA Con válvula de control y recirculación manual o automática
Con variador de velocidad de las bombas booster
CONTROL DE NIVEL DE FONDO DE LA TORRE CONTACTORA DE AMINA TIPO DE CONTROL
VENTAJAS
Con válvula de control y Menor costo recirculación a la torre
DESVENTAJAS Requiere mas piping y doble control. Mas difícil de sintonizar lazos.
Con variador de velocidad Instalación más sencilla Instalación mas costosa, de las bombas booster Funcionamiento más pero accesible estable de la planta y de actualmente. las bombas
FILTRACION En amina pobre
En amina rica
FILTRACION FILTRACION En amina pobre
En amina rica
VENTAJAS
DESVENTAJAS
Se puede filtrar una parte de la circulación total. Material de carcasa de filtros menos costoso, Filtros mas chicos Menor posibilidad de agotamiento de carbón por malas maniobras. Mayor seguridad en la operación. Se evita el paso de hidrocarburos condensados a los intercambiadores del área de regeneración (muy importante si el gas de entrada incluye muchos HC pesados)
No hay retención de hidrocarburos condensados que puedan salir del tanque flash
Se debe filtrar el 100%. Materiales más caros (por el desprendimiento de gas ácido). Riesgoso para desarmar en caso de presencia de H2S. Mayor riesgo de agotamiento del carbón por prob. operativos.
FILTRACION
Filtro de carbón activado: Velocidad superficial del solvente Tiempo de residencia Cambio del carbón activado
CONTROL DE CAUDAL DE AMINA Con válvulas de control
Con variador de velocidad en bomba principal de circulación
CONTROL DE CAUDAL DE AMINA TIPO DE CONTROL Con válvula de control
VENTAJAS Menor costo
DESVENTAJAS Mayor cantidad de elementos para realizar mantenimiento Con variador de Funcionamiento más Mayor costo inicial velocidad de las bomba estable. Posibilidad de principal de circulación eliminar el arrancador suave si el motor de las bombas principales lo requiriese (por la potencia). Menor consumo de energía
CONTROL DE TEMPERATURA DE AMINA POBRE Con variador de velocidad de motores de ventiladores
Con persianas
CONTROL DE TEMPERATURA DE AMINA POBRE SISTEMA
VENTAJAS
DESVENTAJAS
Con variador de Mejor control de la Mayor costo inicial velocidad de motores temperatura. Ahorro de de ventiladores energía. Mejor control de dif. de temperatura amina-gas Con persianas Menor costo Peor control de la temperatura. Mayor costo de mantenimiento
CONTROL DE TEMPERATURA DE TOPE DE REGENERADORA Con lazo en Cascada
Con lazo Directo
CONTROL DE TEMPERATURA DE TOPE DE REGENERADORA SISTEMA
Con lazo en cascada
Con lazo directo
VENTAJAS
Absorbe variaciones de proceso tanto en el sistema de amina como en el medio calefactor Mayor estabilidad del proceso Respuesta más rápida Menor costo inicial
DESVENTAJAS
Más lento Mayor costo inicial
Más inestable Mayor posibilidad de descontrol
CONCLUSIONES Existen
diversas alternativas técnicas disponibles para el diseño de plantas de aminas.
Los
criterios de selección se basan en: Seguridad en la operación. Flexibilidad en la operación. Ventajas en el mantenimiento. Costo inicial / vida útil de instalaciones.
En
plantas existentes que presentan problemas de operación o se buscan oportunidades de mejora, estas son algunas alternativas de interés
PLANTAS DE ENDULZAMIENTO
NIVELES DE SEGURIDAD
NIVELES DE SEGURIDAD El
sistema de seguridad de la planta debe operar en forma independiente del sistema de control de procesos.
Del
análisis de riesgos surge el alcance que tendrá la parada de planta (shut down).
Estos
niveles de shut down se establecen según el criterio de cada empresa, pero, en general, se reconocen los siguientes:
NIVELES DE SEGURIDAD Nivel III de emergencia – El más grave Produce
la parada total de la planta por: Botón de emergencia soft o hard Baja presión de aire de instrumentos Corte general de energía eléctrica Detección de fuego Detección de mezclas inflamables
NIVELES DE SEGURIDAD Nivel III de emergencia – El más grave Las
consecuencias son: Shut Down de las áreas de procesos y de servicios. Bloqueo de las líneas de alimentación y de descarga de fluidos. Despresurización de recipientes a presión. Desenergización de las unidades. Alarma en áreas conectadas.
NIVELES DE SEGURIDAD Nivel II de Emergencia Produce la parada de un área específica de la planta y obedece a las mismas causas y consecuencias que el Nivel III. Si
las demás áreas continúan operando, la unidad en emergencia puede ser puenteada.
NIVELES DE SEGURIDAD Nivel I de Emergencia Actúa
sobre un equipo o conjunto de equipos para protegerlos o evitar un suceso de mayor gravedad. La unidad en emergencia se desenergiza. Los recipientes se bloquean y despresurizan. Eventualmente puede aumentar la gravedad de la emergencia asumiendo el Nivel II ó III.
NIVELES DE SEGURIDAD Una
emergencia en el área de aminas es de Nivel II, con las siguientes consecuencias: Cierre
de las SDV de entrada y salida.
Abre
by pass de gas de la unidad.
Abre
la BDV para despresurizar la unidad.
Se
desenergizan los motores de los ventiladores y de las bombas.
PLANTAS DE ENDULZAMIENTO
VÁLVULAS PSV - SDV - BDV
VÁLVULAS PSV - SDV - BDV Las
válvulas de seguridad (PSV), protegen equipos y cañerías por sobre presión. La sobre presión obedece a varias causas: Bloqueo. Fuego. Rotura de tubos en intercambiadores. Dilatación térmica de fluidos entrampados. Falla de fuerza motriz o agua de enfriamiento. Otras causas según API RP 520.
VÁLVULAS PSV - SDV - BDV Las
principales características de las PSV son: Presión de timbre. Sobre presión de apertura. Presión de descarga (contrapresión). Sección del orificio. Diámetro y serie de las conexiones entrada y salida. Instalación: cañería y accesorios aguas arriba y aguas debajo de la PSV.
VÁLVULAS PSV - SDV - BDV Las
válvulas de Shut Down (SDV) y Blow Down (BDV) tienen las siguientes características: Usualmente son esféricas. Tienen una posición de falla definida. Tienen actuadores accionados neumática o hidráulicamente contra resorte. El fluido motriz depende de una solenoide de 3 vías normalmente energizada.
VÁLVULAS PSV - SDV - BDV La
velocidad de cierre de las válvulas está controlada para que el movimiento se complete en tiempo definido. Los extremos del movimiento accionan micro switchs que transmiten la posición de la válvula: totalmente abierta o cerrada. válvulas no operan en posiciones Las intermedias.
VÁLVULAS PSV - SDV - BDV Las
BDV se utilizan para la Despresurización de Emergencia, que es el conjunto de acciones emprendidas para bajar la presión de equipos o procesos hasta un umbral predeterminado (generalmente 7 barg o 50% de la presión de diseño) en un período de tiempo dado (generalmente 15 minutos) en respuesta a una situación de riesgo.
VÁL ÁLV VULAS PS PSV - SDV - BD BDV V La
despresurización acelerada de ciertos líquidos puede provocar descensos de temperatura incompatibles con los materiales de construcción. evitar excesiva velocidad de Para despresurización se usan orificios de restricción (RO) en línea con las BDV
OPER OP ERA A CI CIÓN ÓN DE L A PL PLA A NT NTA A
PROB PROBL L EMA EMA S OPER OPERA A TIVOS TIVOS
CORROSION
Ocurre cuando hay ataque químico o electroquímico sobre el metal base provocando adelgazamiento, picado, ampollamiento y/o roturas en equipos y tuberías y las consiguientes obstrucciones por acumulación de los productos sólidos de la corrosión.
Puede ser minimizada pero no suprimida.
Es más frecuente en áreas calientes donde haya gases con ácidos libres.
CORROSION
Factores de mayor incidencia:
Corrosión por erosión Gases ácidos Productos derivados de la degradación de la amina. Cloruros. Perjuicios del hidrógeno.
CORROSION POR EROSION
Productos de la corrosión que autoforman una capa pasiva muy delgada en las superficies internas, compuestas en su mayoría por sulfuro de hierro o carbonatos de hierro. Promotores Partículas sólidas, burbujas de gas, altas velocidades y turbulencia.
CORROSION POR EROSION
Solución: Adecuada filtración. Mantener la amina pobre en una carga no superior a 0,45 moles de gas ácido / mol de amina. Mantener adecuado nivel en fondo de columna regeneradora de amina y evitar restricciones y delta P en las succiones de filtros sucios, válvulas no bien abiertas, etc..
GASES ACIDOS
Cuanto mayor es la temperatura son más agresivos. Sus puntos de ataque son las tuberías de amina rica, el reboiler de amina y los elementos del tope de la columna regeneradora.
GASES ACIDOS Solución:
Mantener la carga en la corriente regenerada en no más de 0,015 mol / mol de gases ácidos amina, además de adecuada relación de reflujo en el tope, no menor de 0,8. Inyectar amina en la línea de tope de la columna regeneradora. Observar la carga de la corriente de amina rica y su relación de flujo, manteniendo la recirculación de amina y su concentración en un nivel adecuado, como asimismo evitando excesivo arribo de CO2 a la torre contactora.
PRODUCTOS DERIVADOS DE LA DEGRADACIÓN DE LA AMINA Sus factores más comunes son:
Exposición a los contaminantes: sales térmicamente estables (STE), bicina. La bicina es un amino ácido y es un producto de degradación por oxigeno. La bicina es considerada un agente quelante y ha sido responsable de la corrosión en muchas plantas endulzadoras. Oxidación por exposición al O2. Exposición a altas temperaturas.
PRODUCTOS DERIVADOS DE LA DEGRADACIÓN DE LA AMINA Solución:
La concentración típica de STE es de 0,5. Si se excede este valor se utiliza el agregado de soda, el intercambio iónico o el reemplazo de una fracción. Verificar la inertización de los tanques de amina pura. Limitar la salida del reboiler de amina a 127 °C. Reducir la temperatura de la película de la amina en contacto con los tubos del reboiler.
CLORUROS Son un serio contaminante Se combinan con la amina para formar STE y promueven corrosión por cráteres o por picado además de inducir rajaduras. Solución Solicitar carbón activado de bajos cloruros. Agua de reposición: bajar cloruros a aprox. 0 con resina de intercambio iónico.
PERJUICIOS DEL HIDROGENO
Produce fragilidad y ampollamiento cuando es liberado en reacciones de corrosión o cuando SH2 está presente, ocurriendo en especial en los fondos de la contactora y en sistema de reflujo de la columna regeneradora .
Solución
Una purga continua del reflujo ayudaría a disminuir su concentración, pero aún así podrían ser necesarios los inhibidores de corrosión.
PERJUICIOS DEL HIDROGENO
PERJUICIOS DEL HIDROGENO
PROBLEMAS MAS COMUNES
Excesivo CO2 en el gas tratado. Excesiva carga en la amina regenerada. Rehervidores de la torre regeneradora muy recargados. Excesivo requerimiento de agua de reposición. Alta demanda de amina. Corrosión en el sistema de amina. Espuma en el sistema de amina. Alta tasa de degradación de amina. Problemas en bombas.
EXCESIVO CO2 EN EL GAS TRATADO Causa Acción Causa
Acción
Causa Acción
Mucha carga en la amina regenerada. Ver "Excesiva carga en la amina regenerada“. Baja recirculación de amina, problema que se detecta por una alta carga en la corriente agotada aún cuando la corriente regenerada y su concentración sean las correctas. De ser posible, aumentar la recirculación verificando todas las restricciones de caudal, reemplazar si cabe los elementos filtrantes, asegurarse que la Contactora está a su presión correcta como asimismo la del fondo de la columna regeneradora evitando así deltas P indebidos, controlar si no hay excesivo caudal a los filtros y a la columna lavador del tanque flash de amina, en fin, controlar todos los elementos del circuito que puedan restringir el caudal, como asimismo los caudalímetros. Baja concentración de amina. Controlar si la solución no ha sido diluida con agua de insumo, y si no agregar amina fresca. Observar que estos resultados analíticos de % de amina pueden estar falseados para arriba o para abajo por un exceso de productos de degradación según su naturaleza sea básica o acídica, respectivamente.
EXCESIVA CARGA EN LA AMINA REGENERADA Causa
La columna Contactora de amina y conexos sobrecargados por exceso de CO2, por mucho gas o por alto contenido de CO2 en él.
Acción
Si la situación fuera irreversible seguir trabajando con lo único posible, aumentar la recirculación. Una reingeniería será necesaria para aumentar la capacidad.
Causa
Espuma en la columna regeneradora de amina, lo cual se manifiesta por alto o errático delta P a través de los platos y/o excesivo arrastre de amina hacia el reflujo y el acumulador de reflujo de la torre generadora de amina (lo normal es 0,5 a 1,5% peso de amina en el reflujo). Ver “Espuma en el sistema de amina”.
Acción Causa Acción
Causa Acción
Los platos en la columna regeneradora de amina están dislocados o taponados. Parar e inspeccionar. Un súbito cambio de presión causante de cambios en la vaporización del agua o un brusco calentamiento del agua o un llenado/desalojo muy rápido de líquidos podría haber sido la causa. Pérdidas en el intercambiador amina rica / amina pobre, a detectar con un muestreo antes y después en la amina regenerada. Parar y reparar.
REHERVIDORES MUY RECARGADOS DE LA TORRE REGENERADORA Causa Acción
Causa Acción Causa Acción Causa Acción
Baja recirculación del hot oil. Aumentarla gradualmente y sino controlar todas las restricciones que pueda haber en su circuito, o válvulas mal abiertas (exceptuando las necesarias en los hornos para balance), y controlar la instrumentación. Ver que no recircule en demasía por los calefactores de tanques. Baja temperatura en el hot oil a el reboiler de amina. Controlar los hornos y su posible exceso de aire, la degradación del hot oil o cambios en alguna nueva partida. Sobrecarga en el reboiler de amina por alta recirculación o carga de CO2. Bajar la recirculación. Puede ser demasiada carga de CO 2 de entrada, situación que si persistiera haría necesaria una reingeniería. Ensuciamiento en el intercambiador amina rica / amina pobre, reboiler de amina, en el intercambiador gas / gas o hornos. Limpiar y analizar la naturaleza de las deposiciones. Tener precaución con los filtros de las bombas.
EXCESIVO REQUERIMIENTO DE AGUA DE REPOSICION Causa Acción Causa
Acción Causa
Acción Causa Acción
Altas temperaturas o bajas presiones en los gases que dejan la Planta. Controlar el estado de los enfriadores aéreos, y determinar si están sobrecargados por operación o por condiciones ambientales. Malas condiciones de los eliminadores de niebla en el scrubber para gas de salida, en el tanque flash de amina y en el acumulador de reflujo de la regeneradora. Reemplazar eliminador de niebla. Niveles en el scrubber para gas de salida, en el tanque flash de amina y en el acumulador de reflujo de la regeneradora muy altos, causando arrastres. Bajar niveles. Excesiva purga de reflujo. Investigar por qué es tan alta. Remover contaminantes que se acumulan en su sistema.
ALTA DEMANDA DE AMINA Causa Acción
Causa Acción Causa Acción Causa Acción Causa Acción
Arrastre en los gases salientes de la Planta. Controlar si tienen altas velocidades que pueden deberse a niveles muy bajos en la Contactora o a los eliminadores de niebla o altos niveles, o dislocación de los platos 1 & 2 de la columna regeneradora. Espuma en las torres, indicado por presiones altas o erráticas. Tomar acciones para cortar la espuma. Inundación en torres: muy altas cargas de vapores y/o líquidos, o dislocación o taponamiento de platos. Si no es posible bajar los caudales de vapores y/o líquidos, puede requerir reingeniería. Puede ser necesario reemplazar platos. Arrastre con los gases salientes de la Planta por vaporización. Ver temperaturas altas o presiones bajas o altas concentraciones. Degradación excesiva, en especial si este asunto es resuelto reemplazando parte de la amina. Ver “Alta tasa de degradación de amina”.
CORROSION EN EL SISTEMA DE AMINA Causa Acción
Causa Acción
Causa
Acción
Mucha carga en la amina agotada promueve el desprendimiento de gases ácidos después de la válvulas de nivel. Aumentar la recirculación para bajar la carga en esos puntos y constatar que la concentración es la correcta (recordar que su titulación puede falsearse si hay contaminantes). Mucho gas se desprende en el lado de la corriente agotada en el intercambiador amina rica / amina pobre. Aumentar la contrapresión o bajar la temperatura de salida, máxima 110 C. Cualquiera de estas acciones afectará al sistema. Reducir la carga en la corriente agotada. Alta degradación. Algunos de sus productos son corrosivos, los otros no pero igual perjudican por reducir la cantidad útil disponible o por hacer aumentar la temperatura de fondo. Ver “Alta tasa de degradación de amina”.
ESPUMA EN EL SISTEMA DE AMINA Causa Acción Causa Acción Causa Acción
Causa Acción
Impurezas que ingresan con el gas o con el agua de reposición, tales como partículas, ácidos orgánicos, inhibidores y lubricantes de campo. Mejorar la filtración. Mejorar el tratamiento de agua. Partículas sólidas por deficiente filtración, las cuales pueden haberse autogenerado. Mejorar la filtración. Inadecuada filtración. Verificar su caudal. Muestrear entradas y salidas para ver si hay mejorías de color, propensión a la espuma e hidrocarburos (esto ultimo puede ser controlado por el Proveedor de la amina cuando sea necesario). Recordar que el carbón puede haberse agotado sin manifestar delta P alguno. Recargar correctamente el carbón, con lechos uniformes y luego bien empapados. Hidrocarburos condensados en la Contactora. Verificar que se cumpla con el diferencial de temperatura de 4°C o más a favor de la amina con respecto al gas de ingreso. Verificar que el gas ingrese a la columna unos grados por encima de su punto de rocío.
ESPUMA EN EL SISTEMA DE AMINA Causa
Caudales excesivos de gas en torres.
Acción
Asegurarse que el caudal de gas a la contactor o el de vapores a la columna regeneradora no es excesivo, o que aquél tenga la presión normal. Taponamientos en las torres también contribuyen. Hidrocarburos ingresando a la columna regeneradora. Drenarlos por los skimmers en el acumulador de reflujo de la torre regeneradora de amina y no operar a éste a mayor presión o menor nivel que lo debido.
Causa Acción
ALTO RITMO DE DEGRADACION DE AMINA Causa
Acción Causa Acción
Causa Acción
Exposición a contaminantes, en especial a los ácidos los cuales forman STE; los más comunes son los sulfatos, formiatos, acetatos, tiosulfatos, tiocianatos, oxalatos, glicolatos y cloruros. Ingresan con el gas o el agua de reposición o son autogenerados por degradación o por exposición al O 2. Determinar qué contaminantes están presentes (análisis por el Proveedor) y luego investigar cómo entran. Exposición al O2; la solución toma un color algo marrón-rojizo. Constatar que los tanques de amina y sus drenados estén inertizados, e investigar si ingresa con el gas. El disuelto en el agua de aportación no es relevante. Degradación térmica. Buscar en el reboiler de amina alta temperatura de película por alto flujo de calor en sus tuberías (su ensuciamiento o cancelación por gases entrampados parcialmente lo aumenta en las áreas aún limpias o libres) o excesiva generación de vapores o alta concentración en la solución o acumulación de productos de degradación o meramente alta temperatura en el hot oil son todos factores que conjuntamente propician la degradación.
PROBLEMAS DE BOMBAS Causa Acción Causa Acción Causa Acción Causa Acción Causa Acción Causa Acción
Partículas sólidas erosionan las bombas. Mantener limpios a los filtros. Nivel inadecuado en las succiones. Subir el nivel mínimo de líquido en el recipiente de succión. Presión inadecuada de descarga. Sacar restricciones y revisar la tensión de vapor en el punto de succión, que no debe ser mayor que la presión requerida de succión. Gases entrampados en la envolvente. Ventear. Sello de lavado, enfriadores sucios. Parar la bomba y realizar mantenimiento. Cavitación por alta carga en la amina regenerada. En la succión se desprenden gases. Ver “Excesiva carga en la amina regenerada”.
PUESTA EN MARCHA Y DE RIESGOS
ANALISIS
TAREAS PREVIAS A LA PUESTA EN MARCHA
PRECOMMISSIONING Conjunto de actividades de chequeo de las instalaciones realizadas sin energía eléctrica y sin los fluidos del proceso con el objeto de asegurar que las instalaciones han sido construidas de acuerdo a la ingeniería aprobada. Principales actividades de Precommisioning: Verificación de válvulas de seguridad Verificación de válvulas de control Verificación de transmisores eléctricos Barrido de cañerías con aire Verificación de manómetros Verificación de termómetros Alineación de motores
COMMISSIONING Conjunto de actividades que permiten energizar los sistemas y efectuar las pruebas preoperacionales. En esta actividad hay un cambio radical en la condición de seguridad de la planta ya que aparece la energía eléctrica y la carga de fluidos del proceso. Principales actividades de Commissioning: Inertización. Presurización de la instalación. Carga de fluidos auxiliares. Energización de equipos eléctricos. Cableado y conexionado de energización del CCM.
PRECOMMISSIONING YCOMMISSIONING
Las actividades de Precommissioning y Commissioning se organizan por especialidades (eléctrica, mecánica, procesos, etc) y por sistemas (gas de entrada, hot oil, etc.) y al realizar las tareas de verificación y prueba se debe dejar un registro escrito y aprobado por el constructor y la inspección.
SISTEMA SIST EMAS S UNID UNIDA A D DE A MINA SISTEMA I DENTI FI CA CI ÓN
SUBSISTEMA NOMBRE
I DENTI FI CACI ÓN 01.01
01. 02
01.03
01. 04
01
AUXILIARIES
01.05
01.06
01.07
01.08
INSTRUMENT AND SERVICE AIR DRAIN & VENT PROPANE REFRIGERATION HOT-OIL CONDENSATE PUMPING WATER SUPPLY AND DISTRIBUTION FIRE WATER AND DISTRIBUTION OSMOSIS INVERSE PLANT
01. 09
W ATER DISPOSAL
02. 01
W ELL AREA
02. 02
INLET MANIFOLDS
02.03 02
NOMBRE
PROCESS AREA 02. 04
02.05
02. 06
CONTROL SEPARATOR PLANT INLET SECTION GAS SWEETENING PLANT DEW POINT PLANT
COL OR
MONI MO NIT TOR OREO EO DE DE VA RI RIA A B L ES DE DE OPER OPERA A CI CION ON
Caudal: Caudal de filtración. Amin Am inaa re rege gene nera rada da a la co colu lumn mnaa la lava vado dorr de dell tanque flash de amina. Recirculación de aceite calefactor. Presión: Gass ru Ga rupt ptor or (e (eve vent ntu ual al)) de va vací cíoo en co colu lumn mnaa. regeneradora de amina. Presión del tanque flash de amina. Presión de la columna regenerado regeneradora. ra. Presión en el tanque de expansión de hot oil. Mínima presión en tanque flash de amina. Presión en recipiente surge de amina.
MONITOREO DE VARIABLES DE OPERACION
Temperatura: Alimentación a la regeneradora. Salida del enfriador de gas tratado. Salida del enfriador de amina pobre. Salida del condensador de reflujo a la regeneradora. Gas virgen a contactora. Vapores del tope de la regeneradora. Hot oil a reboiler.
OPERACIONES DE RUTINA
Reposición de agua. Reposición de amina. Reposición de hot oil. Análisis de la solución de amina. Análisis del hot oil. Filtros mecánicos. Filtros de succión. Filtro a carbón activado. Desnatadores de hidrocarburos sobrenadantes. Indicadores de presiones diferenciales de torres. Purgado del acumulador de reflujo de la regeneradora. Lecturas y registros de variables.
RUTINAS DE MANTENIMIENTO
Nunca operar los equipos fuera de sus límites. Mantenerlos y operarlos según lo indique su fabricante. Probar todos los mecanismos de seguridad. Controlar los rodamientos. Atención con las válvulas de control expuestas a grandes saltos de presión, pues ello puede provocar desprendimiento de gas ácido en el seno del líquido portando consigo gotículas (léase corrosión-erosión).
ANÁLISIS QUÍMICOS DE RUTINA
AMINA REGENERADA
AMINA REGENERADA Análisis Carga de CO2 Carga de SH2 Concentración amina Color Claridad
Frecuencia 1 / día
En mol a mol 0,010 a máx. 0,015 Cuando surjan sospechas Ausencia total de su presencia de 1 / día 45 % en peso en rango a 47 1 / día Cristalino incoloro a ambarino 1 / día Claro
Olor Tendencia espuma
1 / día a
Análisis completo
Valor óptimo
la
1 / semana
1 / trimestre
Algo amoniacal < 200 ml en muestra de 200 ml y ruptura en < 5 min. A indicar por el Proveedor
AMINA AGOTADA Análisis
Frecuencia
Valor óptimo
Carga de CO2
1 / semana
En mol a mol 0,42 a máx. 0,45
Carga de SH2
Cuando surjan sospechas de su presencia
Tendencia espuma
a
la
Análisis completo
Ausencia total
1 / semana
< 200 ml en muestra de 200 ml y ruptura en < 5 min.
1 / trimestre
A indicar Proveedor
por
el
PUESTA PUES TA EN MARCH MARCHA AY DE RIESGOS
A NAL NALIS ISIS IS
ANÁ A NÁL L ISIS DE RIESGOS
ANA A NAL L ISIS DE RIESGOS OBJETIVO
Llegar a un RIESGO tan bajo como sea razonablemente practicable ANÁLISIS DE RIESGOS
¿Qué es lo que puede fallar?
¿Cuán probable es que falle?
¿Cuáles son las consecuencias?
CA USA
PROB A B IL IDA D
GRAVEDA D O SEVERIDAD •Personal
Minimizar Riesgos Asociados
•Público •Medio Ambiente •Bienes de la Compañía
METODOLOGIAS
Son técnicas de identificación de riesgos, sus causas y consecuencias. Permiten el cálculo cualitativo del valor de riesgo (ranking de riesgo) a través de la probabilidad de ocurrencia y su severidad. Generan recomendaciones para la reducción de situaciones peligrosas. Son la base efectiva de cualquier gestión de seguridad del proceso. Varían según la metodología y dependen del alcance y objetivos del estudio.
METODOLOGIAS
CONTROL PREVENTIVO
Cumplimiento de Normas y Reglamentaciones Listas de Verificación (Check-List) Evaluación Preliminar de Riesgos HAZID (HAZard IDentification)
CONTROL PREDICTIVO
Qué pasa sí? (What-if?) Modo de Falla y Análisis de Efectos Estudio de Riesgos y Operabilidad (Guide Word HAZOP)
HAZOP (HAZARD OPERATION) El HAZOP es el Análisis de Riesgos del proceso más completo, factible de ser utilizado en todas las etapas de la vida útil de una instalación, desde el diseño, la construcción, la operación de rutina y las modificaciones. Es un análisis sistemático efectuado por un equipo multidisciplinario. Identifica los problemas de operabilidad, así como también los riesgos para el personal, el público, los bienes de la compañía y el medio ambiente.
HAZOP (HAZARD OPERATION)
Luego de identificar los riesgos hace las recomendaciones necesarias para reducirlos.
Permite definir los requerimientos de los sistemas instrumentados de seguridad (SIS, Safety Instrumented Systems Elementos de Campo y PES, Programmable Electronic System) mediante la categorización del nivel de riesgo total expresable en uno de los niveles de SIL (Safety Integral Level). Para este propósito se usan matrices de seguridad SIL. Referencias: ANSI/ISA S84.01, IEC 61508 y IEC 61511.
COMO SE EFECTUA UN HAZOP? Análisis estructurado y sistemático potenciado por el pensamiento creativo de los miembros del equipo. La creatividad es la resultante de interacción entre los miembros del equipo a través de técnicas de “brainstorming”. Para revelar cuales son las situaciones peligrosas se analizan los equipos, la instrumentación, los servicios, la acción humana, los procedimientos y los factores externos.
COMO SE EFECTUA UN HAZOP? Se identifican los riesgos para la operación, el medio ambiente, la seguridad pública y la de los empleados (matriz de riesgos). evalúan los elementos de protección Se (Salvaguardias) que hay frente a situaciones de riesgo. Si corresponde, se hacen recomendaciones para reducir el riesgo.
EL HAZOP ES UN TRABAJO EN EQUIPO Y EL ÉXITO O FRACASO ES DE “ TODO EL EQUIPO”
QUIENES PARTICIPAN EN UN HAZOP? El Líder experto en la técnica. El escribiente (con frecuencia esta tarea la asume el Líder). Los miembros del equipo que poseen conocimiento específico sobre algún aspecto del proceso en análisis: Especialistas en Ingeniería Química/Procesos. Especialistas en Instrumentos. Especialistas en Ingeniería Eléctrica. Especialistas en Ingeniería Mecánica/Equipos. Especialistas en Seguridad Especialistas en Medio Ambiente Personal de Operaciones Personal de Mantenimiento Especialistas en Proyectos / Construcciones
PASOS A SEGUIR EN UN ANALISIS DE HAZOP NODO Desviaciones a los Objetivos de Diseño Causas de cada Desviación
Palabras Guía + Parámetro Identificar todas las Causas Categoría de las Causas
Probabilidad de Ocurrencia y Severidad MATRIZ DE RIESGO RANKING DE RIESGO
Consecuencias de cada Desviación debido a cada Causa Salvaguardias Existentes para evitar o mitigar Consecuencias Se acepta el Riesgo No se acepta el Riesgo Recomendaciones para reducir el RANKING DE RIESGO
Categoría
Probabilidad de Ocurrencia y Severidad MATRIZ DE RIESGO
Responsable
Nuevo RANKING DE RIESGO de las Consecuencias
BENEFICIOS DEL HAZOP
ETAPAS DE DISEÑO DE INGENIERÍA Acorta calendarios del proyecto. Minimiza costos. Garantiza el cumplimiento de Códigos de Seguridad y Regulaciones. Asegura la operabilidad con alto grado de seguridad. Maximiza las oportunidades de mejorar y aumentar la producción.
