Tổng quan: tổng quan về các khái niệm cơ bản về khí chua, quá trình hấp thụ, nguyên lý hấp thụ, mục đích của quá trình hấp thụ, phương pháp tách khí chua, nguồn gốc của khí chua, thành p
TỔNG QUAN
Lý thuyết
1.1.1 Các khái niệm cơ bản
Hấp thụ là một hiện tượng vật lý hoặc hóa học hoặc một quá trình trong đó các nguyên tử, phân tử hoặc ion đi vào một số pha khối - vật chất lỏng hoặc rắn Đây là một quá trình khác với quá trình hấp phụ, vì các phân tử trải qua quá trình hấp thụ sẽ bị chiếm thể tích chứ không phải bởi bề mặt (như trong trường hợp hấp phụ) [1]
Khí thường lẫn các tạp chất như CO2, H2S, COS, RSH, và đôi khi là SO2 Phổ biến nhất trong khí tự nhiên là CO2 và H2S Một chất khí được xác định là có tính axit hay không sau khi nó được trộn với nước Thang đo PH nằm trong khoảng từ 0 đến 14, bất kỳ thứ gì trên 7 là cơ bản trong khi bất kỳ thứ gì dưới 7 là axit Nước có PH trung tính là 7 nên một khi trộn một chất khí với nước, nếu hỗn hợp tạo thành có PH nhỏ hơn 7 thì có nghĩa là nó là một chất khí có tính axit
Nói một cách chính xác, khí chua là bất kỳ loại khí nào đặc biệt chứa hydro sunfua với một lượng đáng kể; khí axit là bất kỳ khí nào có chứa một lượng đáng kể khí axit như carbon dioxide (CO2) hoặc hydro sunfua Như vậy, bản thân khí cacbonic là một khí axit nhưng không phải là một khí chua
Nguồn gốc: Trong tự nhiên có rất nhiều nguồn sinh ra khí h2s, hidro sunfua là chất có trong một số nguồn nước suối, trong các hầm kín, có trong khí núi lửa hay từ các chất protein bị thối rữa Trong đường ống nước rác, giếng sâu hay khoang chứa cá trên tàu biển cũng là nguồn cung cấp khí H2S dồi dào [2]
Trong công nghiệp người ta không điều chế khí Hydro sulfua, còn trong phòng thí nghiệm H2S được điều chế bằng phản ứng của FeS và axit HCl
Khí axit là một dạng đặc trưng của khí tự nhiên hoặc bất kỳ hỗn hợp khí nào khác có chứa một lượng đáng kể hydro sunfua (H2S), carbon dioxide (CO2) hoặc các khí có tính axit tương tự
Khí chua là khí tự nhiên hoặc bất kỳ loại khí nào khác có chứa một lượng đáng kể hydro sunfua H2S) Dự trữ khí của bạn về mặt lịch sử không được phát triển vì những thách thức kỹ thuật và chi phí liên quan đến việc khai thác và chế biến chúng
Khí tự nhiên chứa nhiều hơn 4 ppmv hydro sunfua (H2S) thường được gọi là "chua" Điều này là do mùi của khí hydro sunfua trong không khí ở nồng độ rất thấp tương tự như mùi của trứng thối Một lượng đáng kể tài nguyên khí tự nhiên trên thế giới được biết là có chứa H2S Trước đây chúng rất khó sản xuất vì khí chua có xu hướng gây ra ăn mòn và nứt ăn mòn do ứng suất sunfua, đặc biệt là trong đường ống Với sự ra đời của các vật liệu chống ăn mòn và kỹ thuật sản xuất tiên tiến cho các đường ống thép, việc sản xuất các nguồn dự trữ khí chua ngày nay đang trở nên khả thi Các nhà máy lọc dầu ở hạ nguồn đã xử lý khí chua như một sản phẩm phụ từ quá trình chế biến dầu thô chua trong nhiều thập kỷ … [3]
Theo hàm lượng acid: khí chua H2S > 5.7mg/m 3 hoặc >2% CO2 , khí ngọt thì thấp hơn các giới hạn của khí chua
Dầu thô chua là dầu thô có chứa một lượng tạp chất lưu huỳnh cao Thông thường người ta thấy dầu thô có chứa một số tạp chất Khi tổng mức lưu huỳnh trong dầu lớn hơn 0,5% (theo trọng lượng), dầu được gọi là "chua" [4]
Bảng 1: Hàm lượng khí chua trong dầu thô
1.1.2 Nguyên lý của tháp hập thụ
Hình 1: Mô tả nguyên lý tháp hấp thụ
Quá trình làm sạch được thực hiện trong tháp hấp thụ và các thiết bị phụ trợ Tháp hấp thụ và nhả hấp thụ cũng có cấu tạo như tháp sấy khí bằng glycol Khi được dẫn vào từ phần đáy của tháp, dòng khí chuyển động từ dưới lên, còn dung dịch làm sạch gồm có etylen glycol và etanol amin được tưới ngược chiều từ trên xuống Khí đã được làm sạch được dẫn ra từ đỉnh tháp, còn dung dịch đã hấp thụ H2S và CO2 được tháo ra ở đáy tháp Dung dịch này được dẫn qua bộ phận trao đổi nhiệt đốt nóng bằng hơi nước và đưavào giữa tháp nhả hấp thụ, H2S và CO2 giải phóng ra ở phía đỉnh tháp, còn dung dịch hấp thụ đã tái sinh được lấy ra ở phía dưới Một phần dung dịch đó được đun nóng bằng hơi nước và quay lại tháp nhả hấp thụ để truyền nhiệt, phần còn lại được làm nguội và tưới từ đỉnh tháp hấp thụ [5]
CO2 và H2S là khí axit thường có trong khí tự nhiên thô từ các giếng khí
Khi kết hợp với nước, chúng có tính ăn mòn cao và có thể phá hủy nhanh chóng đường ống và thiết bị
CO2 làm giảm giá trị gia nhiệt của dòng khí tự nhiên và lãng phí công suất đường ống khi vận chuyển
CO2 và H2S thường phải được loại bỏ khỏi khí tự nhiên trước khi khí được vận chuyển
Khi sản xuất khí tự nhiên hóa lỏng (LNG), CO2 trong dòng khí tự nhiên phải dưới 50 ppm trước khi khí được đưa đến thiết bị hóa lỏng Nồng độ CO2 cao trong dòng khí có thể tạo ra đá bên trong thiết bị, điều này sẽ làm tắc nghẽn hệ thống và gây tắt toàn bộ hệ thống
2 RNH2 + CO2 -> RNH3+ + RNHCOO RNH2 + CO2 + H2O -> RNH3+ + HCO3 RNH2 + HCO3 -> RNH3+ + CO3 Tác dụng với H2S
RNH2 + H2S -> RNH3+ + HS RNH2 + HS -> RNH3+ + S > 2 RNH2 + H2S -> 2RNH3+ + S
Hấp thụ dung môi hóa học:
Hóa chất tuyệt đối là phản ứng hóa học
Phản ứng thuận nghịch: phản ứng hóa học tạo thành sản phẩm lỏng lẻo có thể được khử thành phần (phản ứng ngược) ở các điều kiện hoạt động khác nhau như nhiệt độ cao hơn
Việc nạp dung môi vật lý tỷ lệ với áp suất riêng phần của một thành phần trong khí tự nhiên Ở áp suất riêng phần thấp của thành phần (thường là nồng độ thấp), dung môi hóa học được ưu tiên
Hấp thụ dung môi vật lý:
Các thành phần được hấp thụ dễ hòa tan trong chất hấp thụ lỏng hơn thành phần khác ngoài dòng khí tự nhiên, nhưng các thành phần này không phản ứng hóa học với chất hấp thụ Nồng độ cân bằng của chất hấp thụ trong pha lỏng phụ thuộc mạnh vào áp suất riêng phần của chất hấp thụ trong pha cực
1.1.4 Phương pháp tách khí chua
Trong công nghiệp chủ yếu dùng phương pháp hấp thụ để làm sạch khí khỏi H2S và CO2 Tuỳ thuộc vào hàm lượng các tạp chất axit mà người ta sử dụng các dung môi hấp thụ khác nhau Các chất hấp thụ cần thoả mãn các yêu cầu sau:
Có tính hấp thụ chọn lọc Đây là tính chất quan trọng nhất; Độ nhớt của chất hấp thụ nhỏ;
Nhiệt dung riêng bé, tiêu tốn năng lượng cho quá trình tái sinh nhỏ;
Nhiệt độ sôi khác xa với nhiệt độ sôi của cấu tử bị hấp thụ, nhờ vậy dễ dàng tái sinh dung môi bằng chưng cất;
Nhiệt độ đóng rắn thấp, không bị đóng rắn tại nhiệt độ làm việc;
Không tạo thành kết tủa khi hấp thụ; Ít bay hơi, mất mát ít trong quá trình tuần hoàn chất hấp phụ;
Không độc, không gây ô nhiễm môi trường, không ăn mòn thiết bị;
Có hai quá trình hấp thụ cơ bản là hấp thụ vật lý và hấp thụ hoá học Trong quá trình hấp thụ vật lý, người ta sử dụng các dung môi như propylen cacbonat, ete dimetyl polyetylen glycol, N-metylpyrolidon
QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ
Monoethanolamine (MEA)
MEA là bazơ mạnh nhất trong các loại amin khác nhau và do đó phản ứng nhanh nhất với các khí axit MEA sẽ loại bỏ cả hydrogen sulfide và carbon dioxide và thường được coi là không chọn lọc giữa hai loại khí axit này Với trọng lượng phân tử thấp nhất, nó có khả năng mang khí axit trên cơ sở trọng lượng đơn vị hoặc thể tích Điều này thường có nghĩa là lưu thông dung dịch ít hơn để loại bỏ một lượng khí axit nhất định Ngoài ra, MEA ổn định về mặt hóa học, giúp giảm thiểu sự xuống cấp dung dịch; nó có thể được tách ra dễ dàng từ các thành phần khí axit bằng steam stripping
MEA phản ứng không thể đảo ngược với carbonyl sulfide và carbon disulfide Điều này dẫn đến mất giải pháp và sự tích tụ các chất rắn phản ứng trong giải pháp MEA MEA có áp suất hơi cao hơn các amin khác Điều này có thể dẫn đến tổn thất dung dịch đáng kể thông qua bốc hơi Vấn đề thường có thể được khắc phục bằng cách rửa nước của dòng khí ngọt
Tốc độ phản ứng của C02 trong MEA chậm hơn so với H2S Tuy nhiên, quá trình này không được coi là chọn lọc, bởi vì carbon dioxide được tái hấp thụ và về cơ bản sẽ được loại bỏ hoàn toàn khi xử lý khí tự nhiên để loại bỏ H2S đến các thông số kỹ thuật của đường ống
MEA sẽ dễ dàng làm giảm nồng độ khí axit đến các thông số kỹ thuật đường ống (thường ít hơn 0,25 grains per 100 cu ft) Bằng cách thiết kế và vận hành thích hợp, hàm lượng khí axit có thể được giảm xuống mức thấp nhất là 0,05 grains per 100 cu ft.
Diethanolamine (DEA)
Dung môi DEA tương tự về nguyên tắc và hoạt động với quy trình MEA Một sự khác biệt chính là phản ứng của DEA với carbonyl sulfide và carbon disulfide Các phản ứng của DEA với carbonyl sulfide và carbon disulfide chậm hơn so với MEA, và dẫn đến các sản phẩm khác nhau Do đó, có sự mất mát DEA tối thiểu gây ra bởi các phản ứng với các hợp chất lưu huỳnh này
Do đó, nó đặc biệt được ưa chuộng để làm ngọt nhà máy lọc dầu và các dòng khí được sản xuất, nơi các chất gây ô nhiễm này phổ biến DEA không chọn lọc và sẽ loại bỏ cả H2S và C02 Khó khăn đôi khi gặp phải với quá trình DEA trong việc giảm nồng độ hydro sunfua đến thông số kỹ thuật đường ống DEA ít biến động hơn MEA, dẫn đến tổn thất dung dịch amin thấp hơn đáng kể do bốc hơi
Sau khi tái tạo, các dung dịch DEA thường có nồng độ thành phần khí axit dư thấp hơn nhiều so với các dung dịch MEA Điều này bắt nguồn từ mối quan hệ cân bằng cơ bản giữa diethanolamine và khí axit Nó cung cấp một cơ sở cho những lợi thế của DEA để chứng minh so với giải pháp MEA.
Triethanolamine (TEA)
Mặc dù dung môi triethanolamine (TEA) là quá trình làm ngọt amin được áp dụng thương mại đầu tiên, nhưng nó đã bị thay thế phần lớn bởi MEA, DEA hoặc DGA Các amine bậc 3 dường như ít phản ứng hơn với H2S và C02 Do các vấn đề truyền thống trong việc xử lý khí tự nhiên đến đường ống đặc điểm kỹ thuật rất ít TEA được sử dụng thương mại để làm ngọt khí tự nhiên
Diglycolamine (DGA)
òò 'Hydroxietholamine [2- (2-amino-ethoxy) ethanol] là một chất bổ sung gần đõy hơn cho danh sách các ethanolamine được sử dụng để làm ngọt khí tự nhiên Quá trình này là độc quyền và vật liệu đã được thương mại với tên "Diglycolamine." Nó là amin bậc 1và có tất cả các lợi thế tiềm ẩn của khả năng phản ứng cao, áp suất riêng phần cân bằng thấp, v.v., đó là đặc trưng của etanolamin chính
Mặc dù DGA là amine bậc 1, nó vẫn duy trì ưu điểm của nồng độ khí axit dư thấp trong dung dịch tái sinh cũng như DEA.
Diisopropanolamine (DIPA)
Diisopropanolamine là thành phần phản ứng trong quá trình sulfinol được cấp bằng sáng chế bởi Shell Nó cũng được sử dụng trong quy trình ADIP được thiết kế để loại bỏ cacbonyl sulfua Diisopropanolamine sẽ xử lý các thông số kỹ thuật của đường ống đối với khí ngọt Bởi vì dữ liệu cho quy trình sulfinol là độc quyền của Shell, việc sử dụng nó thường bị hạn chế đối với các nhà máy nơi các kỹ sư Shell thực hiện các tính toán thiết kế / quy trình.
Methyldiethanolamine (MDEA)
Nó đã nhận được rất nhiều sự chú ý gần đây vì khả năng phản ứng "chọn lọc" với H2S khi có mặt C02 Lần đầu tiên nó được đề cập đến như một chất làm ngọt vào đầu những năm
50 (3,7, 38) nhưng đã được chú ý gần đây vì khả năng tiết kiệm năng lượng.
Solution Concentrations
MEA thường được sử dụng trong dung dịch nước trọng lượng từ 10 đến 20% Cho đến nay, nồng độ phổ biến nhất sẽ là khoảng 15% theo trọng lượng MEA DEA cũng được sử dụng trong 10 đến 20 phần trăm bởi nồng độ trọng lượng DIPA, DGA và MDEA cũng được sử dụng ở nồng độ cao hơn Phạm vi nồng độ điển hình cho DIPA và MDEA là 30% đến 50% theo trọng lượng trong dung dịch nước Nồng độ DGA dao động từ khoảng 40% đến 70% theo trọng lượng
Hình 4: Sơ đồ nhà máy làm ngọt khí sự dụng dung môi amine
Quá trình chung cho một nhà máy làm ngọt amine được thể hiện trong Hình 3.2 (3.10)
Sơ đồ dòng chảy quá trình thay đổi rất ít, bất kể dung dịch amin được sử dụng làm chất làm ngọt Các phần chính của thiết bị quan tâm là Absorber column và Stripper column, cùng với các đường ống liên quan, Heat exchange và Separation equipment;
Khí chua có chứa H2S và / hoặc CO2 nên luôn luôn đi vào nhà máy thông qua Scrubber để loại bỏ bất kỳ chất lỏng tự do và / hoặc chất rắn bị cuốn theo Khí chua sau đó đi vào đáy của Contactor và chảy lên trên qua cột trong tiếp xúc với dung dịch amin đi xuống Khí ngọt rời khỏi đỉnh của contactor và chảy đến một cụm tách trước khi thành khí thương phẩm;
Dung dịch ít amin từ dưới cùng của Contactor column vẫn được bơm qua bộ trao đổi nhiệt và sau đó thông qua bộ trao đổi nước hoặc làm mát bằng không khí trước khi đi vào vào đĩa trên cùng của Contactor column Amine di chuyển xuống tiếp xúc với khí chua và loại bỏ các thành phần khí axit khỏi dòng khí Dung dịch giàu amin đi từ đáy của Contactor column qua bộ trao đổi nhiệt và sau đó đi vào đỉnh của Contactor column;
Bộ trao đổi nhiệt amine-amine đóng vai trò là bảo tồn nhiệt thiết bị và giảm tổng nhiệt yêu cầu cho quá trình này Một phần của khí axit sẽ được flashed từ dung dịch giàu amin được làm nóng trên đĩa trên cùng Contactor column Phần còn lại của dung dịch giàu amin chảy xuống qua Contactor column trong tiếp xúc ngược dòng với hơi được tạo ra trong reboiler The
35 reboiler vapor (chủ yếu là hơi nước) loại bỏ các khí axit từ dung dịch giàu amin Các khí axit và hơi nước rời khỏi đỉnh của Contactor column và đi qua một bình ngưng tụ , nơi phần chính là hơi nước được ngưng tụ và làm mát Các khí axit được tách ra trong thiết bị tách và được đưa đến flare hoặc để xử lý Hơi nước ngưng tụ được trả lại trên đỉnh của Contactor column như dòng lạnh reflux;
Dung dịch giàu amin rời khỏi đáy của Contactor column có nhiệt độ tăng cao do sức nóng của phản ứng được giải phóng khi khí axit phản ứng với amin Bộ làm mát amin phục vụ để giảm nhiệt độ dòng ít amin xuống phạm vi 100 0 F Nhiệt độ cao hơn cho dung dịch ít amin sẽ dẫn đến tổn thất amin quá mức thông qua bốc hơi và cũng làm giảm khả năng mang khí axit trong dung dịch vì ảnh hưởng nhiệt độ;
Dung dịch MEA được sử dụng là 20% theo trọng lượng Nó đi vào bộ tiếp xúc ở 90 0 F và rời đi ở 136 0 F Khí chua đang được xử lý chứa hơn 11% H2S Bằng cách trao đổi nhiệt, dòng giàu MEA được làm nóng đến 200 0 F trước khi đi vào Contactor column Dòng ít amin rời khỏi regenerator ở 2400 F và bằng cách trao đổi nhiệt amin kết hợp với làm mát bằng nước, nó được làm mát đến 90 0 F Mặc dù nhiệt độ hiển thị trong Hình 3.4 là cho MEA, chúng sẽ thay đổi rất ít đối với DEA vì áp suất hơi của nước là thông số kiểm soát trong việc xác định regenerator reboiler temperatures;
Hình 5: Sơ đồ điển hình quá trình làm ngọt khí bằng dung môi MEA hiển thị nhiệt độ
Sơ đồ dòng chảy của Diglycolamine, mặc dù về cơ bản tương tự như bảng dòng chảy quá trình MEA và DEA, khác nhau đáng kể ở một số chi tiết Sơ đồ dòng chảy DGA điển hình được hiển thị trong Hình 3.5 Do nồng độ DGA cao hơn rời khỏi đáy của Contactor column thường được coi là cần thiết để ngăn chặn lượng hydrocarbon cao quá mức trong khí axit đi đến nhà máy lưu huỳnh Nhiệt độ tái tạo có xu hướng cao đáng kể trong khoảng 260 0 đến 280 0 F so với 2300 đến 2400 điển hình của MEA và DEA Ngoài ra, reclaimer đạt gần 100 0 vì nhiệt độ sôi cao hơn của DGA High solution loadings dẫn đến nhiệt độ xả cao của dung dịch giàu amin từ đáy của Contactor column [9]
Hình 6: Sơ đồ dòng chảy DGA hiển thị nhiệt độ điển hình
Hình 7: Sơ đồ dòng chảy MDEA hiển thị nhiệt độ điển hình
Dòng khí công nghệ có thành phần acid như CO2 Sau khi trao đổi nhiệt với dòng khí từ tháp giải hấp, nhiệt của dòng feed giảm xuống thuận lợi cho quá trình hấp thụ khí chua ( vì điều kiện tốt để hấp thụ khí chua là ở nhiệt độ thấp, áp suất cao) Sau đó trao đổi nhiệt với dòng DW tại thiết bị trao đổi nhiệt E305 Sau đó đến thiết bị Separate (S 304) để tách PC và dòng đi vào đáy tháp Hấp thụ CO2 (C 302);
Trong tháp hấp thụ CO2 (C 302), dòng khí đi đáy lên và ra ngoài tháp trở trở thành khí sạch( đã tách CO2), dòng amine giàu CO2 đi từ đáy tháp qua Turbine thủy lực để giảm áp rồi đến Thiết bị tách HP (S 302) Tại thiết bị Tách HP, dòng Flash gas acid đi ra từ đỉnh, còn dòng đi ra từ đáy tháp tiếp tục đến tách tại thiết bị Tách LP; Ở thiết bị Tách LP, dòng (1) nhiều CO2 đi ra từ đỉnh tháp qua thiết bị gia nhiệt E 306 rồi đến bình tách CO2 sản phẩm (S 303) để tách CO2, dòng CO2 được lấy từ đỉnh tháp và đưa đến phân xưởng URÊ, còn dòng sản phẩm còn lại một phần đưa đến thiết bị Tách LP để tách tiếp, một phần đưa đến Bơm chia dòng (P 303A/B) để rồi đến thiết bị trao đổi nhiệt (E 301) để giảm nhiệt độ rồi vào Tháp chưng CO2 (C 301) Dòng (2) đi xuống từ đáy tháp Tách LP qua bơm chia dòng Semilean (P 301 A/B) rồi vào đi vào tháp Hấp thụ CO2 (C 302);
Tại tháp chưng CO2 (C 301), dòng đi ra từ đỉnh tháp chứa ít CO2 tiếp tục vào tháp LP để tách tiếp, còn dòng đi ra từ đáy mang nhiệt độ cao đi trao đổi nhiệt tại thiết bị E 301 để cung cấp nhiệt cho dòng vào đồng thời giảm nhiệt độ chính nó và trao đổi nhiệt với dòng DW tại E304 và đi đến bơm P 302 A/B lean rồi vào tháp hấp thụ CO2;
Tháp giải hấp ( tháp chưng CO2): Nhiệt độ cao, áp suất thấp, trao đổi nhiệt vs dòng công nghệ để cung cấp nhiệt cho tháp giải hấp;
Trong tháp hấp thụ CO2 (C 302), càng lên cao dung môi amine càng sạch;
Dòng Semilean là dòng bán sạch để hấp thụ 1 phần CO2 trước rồi recycle
Dung môi MDEA sẽ phù hợp hơn các dung môi khác Bởi vì, MDEA có độ chọn lọc giữa H2S và CO2 cao nên sẽ làm tăng lượng H2S đi vào cụm SRU Bên cạnh đó, MDEA tiêu tốn ít năng lượng hơn, tiết kiệm chi phí đầu tư và vận hành của nhà máy MDEA ít bị thoái hóa, chống chịu tốt, phản ứng nhanh với lượng khí chua nên ít bị ăn mòn, mất mát dung môi và hiệu quả hấp thụ cao, nhưng MDEA có chi phí dung môi khá cao vì nó chiếm đến 20-50% trong lượng dung trong nước.
TÍNH TOÁN SƠ BỘ
Mô tả quá trình
Một hỗn hợp khí có thành phần từ dòng Offgas RFCC, LPG của phân xưởng RFCC và dòng Fuel Gas từ cụm LCO HDT chứa một số khí acid cần xử lý như: H2S, CO2 … Hỗn hợp khí sẽ đi vào tháp với tốc độ 16186 kg/h, ở 25 ºC (298 K) và 1,1 atm, trong khi dung môi sẽ được cung cấp với lưu lượng 60482 kg/h và cũng ở 298 K.
Phân loại, so sánh, chọn packed
Các packed được so sánh các đặc tính để sử dụng cho quá trình này (Figure 2):
Hình 8: Cấu hình của một số loại packed được sử dụng
(c) 50-mm metal Top Pak ® rings, and
Source: (Ludwig, 1997) Bảng 12: Đặc tính của 4 loại packed
Packing Mass Transfer Pressure Drop Capacity
Hiflow ® High Low-Medium Medium-High
Top Pak ® High Low High
Bảng 13: Hydraulic and mass-transfer parameters of the four packing types selected
Packing type Hydraulic parameters Mass-transfer parameters a ε Ch CP Fp CL CV
50-mm Metal Hiflow ® rings 92.0 0.977 0.876 0.421 52 1.168 0.408 50-mm Ceramic Pall ® rings 121.0 0.783 1.335 0.662 142 1.227 0.415 50-mm Metal Top Pak ® rings 75.0 0.98 0.881 0.604 46 1.326 0.389 25-mm Metal VSP ® rings 205.0 0.97 1.369 0.782 105 1.376 0.405
Bảng 14: Schematic drawing of the packed-bed absorber operating conditions
TÍNH TOÁN THÁP HẤP THỤ
Đường kính tháp
Khối lượng phân tử của hỗn hợp khí (MG) được xác định để áp dụng phương trình (1):
Tỷ trọng hỗn hợp khí (ρG) ở 25 ºC được xác định bằng phương pháp Kay’s (Perry và Chilton, 2008), trong khi độ nhớt của hỗn hợp khí (μG) được tính theo mối tương quan sau (Pavlov, 1981): μ 𝐺 = (𝑦𝑋(1) 𝑀𝑋) M 𝐺 μ𝑋 + + (𝑦𝑌(1) 𝑀𝑌) μ𝑌
Trong đó các giá trị μX và μY được cho trong cP Lượng H2S và CO2 bị hấp thụ là; m 𝐻2𝑆(𝑎𝑏𝑠) = (𝑄 𝐺 𝜌 𝐺 )
M 𝐺 𝑦 𝐶𝑂2(1) %𝑅 𝑀 𝐶𝑂2 = 1130.9 (kg) Lượng amine bão hòa thoát ra khỏi tháp là: m 𝐿(1) = m 𝐿(2) + m 𝐻2𝑆(𝑎𝑏𝑠) + m 𝐶𝑂2(𝑎𝑏𝑠) = 61663.12 (kg) (4)
Tham số dòng chảy (X), tham số sụt áp trong điều kiện ngập lụt (Y 𝑓𝑙𝑜𝑜𝑑 ) và hệ số
C 𝑆 tại điều kiện ngập lụt (C 𝑆𝑓𝑙𝑜𝑜𝑑 ) được xác định theo các lượng tử tương ứng (5) (6) và
Vận tốc khí tại điều kiện ngập lụt (v 𝐺𝑓𝑙𝑜𝑜𝑑 ), vận tốc khí (v 𝐺 ) và cuối cùng là đường kính tháp (D), được tính toán bằng cách sử dụng các tương quan sau: v 𝐺𝑓𝑙𝑜𝑜𝑑 = 𝐶 𝑆𝑓𝑙𝑜𝑜𝑑
Áp suất hao tổn
Hầu hết các thiết bị hấp thụ packed-bed được thiết kế để tránh các điều kiện ngập lụt một cách an toàn và cũng có thể hoạt động trong vùng gia tải trước, với giới hạn giảm áp suất khí là 200 - 400 Pa / m của độ packed depth [4] Trong này cách tiếp cận, cả giảm áp suất khô của khí (ΔP0 / Z) và giảm áp suất tổng thể (ΔP / Z) đã được xác định cho quá trình hấp thụ bằng cách sử dụng các phương trình được chấp nhận tốt Ảnh hưởng của việc giữ chất lỏng cũng được thực hiện có tính đến, nghĩa là, khi lớp phủ kín được làm ẩm, lượng chất lỏng giữ lại gây ra sự gia tăng của giảm áp suất (Benitez, 2009) (Perry và Chilton,
2008) Trước khi xác định cả hai áp lực giảm xuống, trước tiên cần phải xác định một số thông số Trong số các thông số đó có đường kính hạt hữu hiệu (dP) [phương trình (11)]; hệ số tường (KW) [eq (12)]; Reynolds pha khí số (ReG) [eq (13)]; hệ số sức cản packing khô (ψ0) [eq (14)]; vận tốc khối chất lỏng (GL) [phương trình (15)]; vận tốc chất lỏng (vL) [eq (16)]; số Reynolds pha lỏng (ReL) [phương trình (17)]; pha lỏng số Froude (FrL) [eq (18)]; tỷ lệ ah / a [eq (19)]; bề mặt cụ thể hiệu quả diện tích packing (ah) [eq (20)]; và cuối cùng là trữ lượng chất lỏng (hL) [eq (21)] d 𝑃 = 6 1− 𝜀
Re 𝐿 ] 1/3 [ 𝑎 h 𝑎 ] 2/3 = 0.3905 (21) Độ giảm áp suất khô của khí trên mét chiều cao packing height (ΔP0 / Z) được xác định theo mối tương quan sau: Δ𝑃 0
Gas-phase diffusion coefficient: The theory describing diffusion processes in binary gas mixtures at low to moderate pressures has been studied extensively in recent years, and is well developed nowadays Since the absorption process is a binary gas system taking place at low-pressure, the gasphase diffusion coefficient can be estimated using the Wilke and Lee correlation (Benitez, 2009):
Hệ số khuếch tán pha khí: Lý thuyết mô tả quá trình khuếch tán trong hỗn hợp khí nhị phân ở áp suất thấp đến trung bình đã được nghiên cứu rộng rãi trong những năm gần đây và ngày nay đang được phát triển rộng rãi Vì quá trình hấp thụ là một hệ thống khí nhị phân diễn ra ở áp suất thấp, hệ số khuếch tán pha khí có thể được ước tính bằng cách sử dụng tương quan Wilke và Lee (Benitez, 2009):
(𝑇 ∗ ) 0.15610 +Ω D − Diffusion collision integral exp (0.47635 ⋅ 𝑇 ∗ ) + 1.03587 exp (1.52996 ⋅ 𝑇 ∗ )
Hệ số khuếch tán pha lỏng: So với lý thuyết động học đằng sau hành vi của chất khí, được phát triển và có sẵn ngày nay, cơ sở lý thuyết về cấu trúc bên trong của chất lỏng và các đặc tính vận chuyển của chúng vẫn chưa đủ để cho phép xử lý nghiêm ngặt (Benitez,
2009) (Billet, 1989) Thông thường, hệ số khuếch tán chất lỏng nhỏ hơn vài bậc độ lớn so với độ khuếch tán khí và phụ thuộc chủ yếu vào cấu hình nồng độ do những thay đổi về độ nhớt, cũng như một số thay đổi về mức độ lý tưởng của dung dịch Để xác định hệ số khuếch tán pha lỏng trong hệ nhị phân đối với việc vận chuyển chất tan vào dung dịch nước, mối tương quan Hayduk và Minhas đã được sử dụng (Benitez, 2009):
𝑉 H2S − Molar volume of Hydrogen sulfide [cm 3 /mol]
𝜇 W - Viscosity of water at temperature T[cP]
4.4 Hệ số truyền khối Để xác định hệ số truyền khối cho cả hai pha, hai phép tương quan đã được sử dụng thu được từ một nghiên cứu mở rộng do Billet và Schultes (Billet, 1989) thực hiện, liên quan đến phép đo và tương quan của các hệ số truyền khối cho 31 hệ nhị phân và bậc ba khác nhau, được trang bị 67 loại và kích cỡ bao bì khác nhau, trong các cột có đường kính từ 6 cm đến 1,4 m
Hệ số truyền khối đối lưu pha khí (kG):
𝐶 𝑉 - Mass transfer factor [see Table (1)
𝑅 - Ideal gas constant = 0.0821 m 3 ⋅ 𝑎 atm/kmol K
𝜀 - Packing porosity or void fraction [see Table (1)]
Sc G − Schmidt number for gas phase = 𝜇 𝐺
Hệ số truyền khối đối lưu pha lỏng (kL):
𝑎 - Mass transfer surface area per unit volume [m 2 /m 3 ]
Trong những hệ thống xử lý dung dịch loãng và khi áp dụng định luật Henry, rất bình thường và thuận tiện khi làm việc với các hệ số chuyển khối tổng thể để tính toán packing height (Z), có thể được xác định bằng biểu thức sau:
H toG - Overall height of a gas-phase transfer unit (HTU) [m]
N toG - Overall number of gas-phase transfer units (NTU)
Trước khi xác định các giá trị của HTU và NTU, trước tiên cần phải tính toán một số thông số, đó là vận tốc phân tử khí đầu vào [GMyy (1)] [phương trình (38)]; vận tốc phân tử khí ra [GMy (2)] [eq (39)]; vận tốc mol khí trung bình (GMy) [eq (40)]; vận tốc phân tử chất lỏng đầu vào [GMx (2)] [eq (41)]; vận tốc phân tử chất lỏng đầu ra [GMx (1) [eq (42)]; hệ số hấp thụ ở đáy [A (1)] và trên cùng [A (2)] của cột [eqs (43) và (44)]; trung bình hình học của hệ số hấp thụ (A) [eq (45)]; thành phần mol etanol của khí đầu ra [yeth (2)] [eq (46)]; gasphase thể tích (KvG) và hệ số truyền khối trong pha lỏng (KvL) [eqs
(47) và (48), tương ứng]; hệ số truyền khối lượng thể tích tổng thể (Km) [eq (49)]; chiều cao tổng thể của đơn vị chuyển pha khí (HtOG) [eq (50)]; tổng số đơn vị chuyển pha khí (NtOG) [eq (51); và cuối cùng là chiều cao packing (Z) [eq (37)]
𝑁 H2S(abs) − Molar flow of Hydrogen sulfide absorbed
𝑁 CO2(abs) − Molar flow of Carbon dioxide absorbed
N L(2) - Inlet liquid molar flowrate [kmol/h]
Hệ số truyền khối
Để xác định hệ số truyền khối cho cả hai pha, hai phép tương quan đã được sử dụng thu được từ một nghiên cứu mở rộng do Billet và Schultes (Billet, 1989) thực hiện, liên quan đến phép đo và tương quan của các hệ số truyền khối cho 31 hệ nhị phân và bậc ba khác nhau, được trang bị 67 loại và kích cỡ bao bì khác nhau, trong các cột có đường kính từ 6 cm đến 1,4 m
Hệ số truyền khối đối lưu pha khí (kG):
𝐶 𝑉 - Mass transfer factor [see Table (1)
𝑅 - Ideal gas constant = 0.0821 m 3 ⋅ 𝑎 atm/kmol K
𝜀 - Packing porosity or void fraction [see Table (1)]
Sc G − Schmidt number for gas phase = 𝜇 𝐺
Hệ số truyền khối đối lưu pha lỏng (kL):
𝑎 - Mass transfer surface area per unit volume [m 2 /m 3 ]
Chiều cao packed
Trong những hệ thống xử lý dung dịch loãng và khi áp dụng định luật Henry, rất bình thường và thuận tiện khi làm việc với các hệ số chuyển khối tổng thể để tính toán packing height (Z), có thể được xác định bằng biểu thức sau:
H toG - Overall height of a gas-phase transfer unit (HTU) [m]
N toG - Overall number of gas-phase transfer units (NTU)
Trước khi xác định các giá trị của HTU và NTU, trước tiên cần phải tính toán một số thông số, đó là vận tốc phân tử khí đầu vào [GMyy (1)] [phương trình (38)]; vận tốc phân tử khí ra [GMy (2)] [eq (39)]; vận tốc mol khí trung bình (GMy) [eq (40)]; vận tốc phân tử chất lỏng đầu vào [GMx (2)] [eq (41)]; vận tốc phân tử chất lỏng đầu ra [GMx (1) [eq (42)]; hệ số hấp thụ ở đáy [A (1)] và trên cùng [A (2)] của cột [eqs (43) và (44)]; trung bình hình học của hệ số hấp thụ (A) [eq (45)]; thành phần mol etanol của khí đầu ra [yeth (2)] [eq (46)]; gasphase thể tích (KvG) và hệ số truyền khối trong pha lỏng (KvL) [eqs
(47) và (48), tương ứng]; hệ số truyền khối lượng thể tích tổng thể (Km) [eq (49)]; chiều cao tổng thể của đơn vị chuyển pha khí (HtOG) [eq (50)]; tổng số đơn vị chuyển pha khí (NtOG) [eq (51); và cuối cùng là chiều cao packing (Z) [eq (37)]
𝑁 H2S(abs) − Molar flow of Hydrogen sulfide absorbed
𝑁 CO2(abs) − Molar flow of Carbon dioxide absorbed
N L(2) - Inlet liquid molar flowrate [kmol/h]
ĐÁNH GIÁ AN TOÀN
Mục đích
- Sự cố gây mất thời gian làm việc (LTI);
- Tổng các sự cố hoặc tai nạn ghi nhận được tối đa tính trên 1 triệu giờ làm việc (TRIF);
- Số tai nạn, sự cố trong 01 năm hoặc thời gian thực hiện hoạt động (nếu ngắn hơn 1 năm)
- Số lượng bệnh nghề nghiệp;
- Kiểm tra sức khỏe định kỳ;
- Số lượt đào tạo theo quy định pháp luật
- Cam kết về không gây tràn đổ ra môi trường;
- Khả năng giảm thiểu rác thải nguy hại
Các kế hoạch và quy trình An toàn – Sức khỏe – Môi trường;
Soát xét hiệu quả An toàn – Sức khỏe – Môi trường;
- Điều tra và báo cáo tai nạn/sự cố.
Mục tiêu
5.2.1 Sức khỏe và an toàn
- Ngăn ngừa thương tích và sức khỏe kém của tất cả mọi người tại hiện trường (‘Người’ dùng để chỉ tất cả nhân viên bao gồm những người làm công tác quản lý, giám sát, nghiệp vụ, kỹ thuật, văn thư và các công việc khác kể cả lao động hợp đồng)
- Ngăn ngừa ô nhiễm môi trường và đảm bảo bảo vệ môi trường giải trình mối quan tâm của bên quan tâm và bảo tồn tài nguyên và giảm lãng phí
- Luôn tuân thủ các yêu cầu HSE theo luật định và hợp đồng có liên quan
5.2.3 Lập kế hoạch & Nguồn lực
- Đảm bảo rằng tất cả các kế hoạch làm việc có tính đến tất cả những người có thể bị ảnh hưởng bởi công việc
- Đảm bảo cung cấp kịp thời các nguồn lực để tạo điều kiện thực hiện hiệu quả HSE các yêu cầu
5.2.4 Năng lực, Đào tạo & Nhận thức
- Cung cấp nhân sự được đào tạo, có kinh nghiệm và năng lực Đảm bảo nhân viên phù hợp về mặt y tế chỉ được tham gia vào công việc
- Cung cấp cho tất cả nhân viên đầy đủ thông tin, hướng dẫn, đào tạo và giám sát về khía cạnh an toàn trong công việc của họ
- Đảm bảo kiểm tra sức khỏe của tất cả các T & Ps Các thiết bị nâng như cần trục, khối ròng rọc xích… vv, được cơ quan có thẩm quyền chứng nhận
5.2.6 An toàn trong quá trình hoạt động
- Cung cấp và duy trì nhà máy, địa điểm và hệ thống làm việc an toàn và không có rủi ro tới sức khỏe và môi trường
- Kiểm soát, điều phối và giám sát hiệu quả hoạt động của tất cả các nhân viên trong
- các địa điểm bao gồm các nhà thầu phụ về HSE
- Thiết lập thông tin liên lạc hiệu quả về các vấn đề HSE với tất cả các bên liên quan liên quan đến dự án hoạt động
- Nắm bắt dữ liệu của tất cả các sự cố bao gồm các lần trượt gần, sai lệch quy trình, v.v
- Điều tra và phân tích tương tự để tìm ra nguyên nhân gốc rễ
- Đảm bảo thực hiện sửa chữa kịp thời, hành động sửa chữa
- Đảm bảo cải tiến liên tục hiệu suất HSE
Đánh giá an toàn
5.3.1 Xác định mối nguy, rủi ro, những khía cạnh ảnh hưởng và phương pháp đo lường
- Môi trường làm việc vật lí
- Thiết bị hoặc chất được sử dụng
- Các nhiệm vụ công việc và cách chúng thực hiện
- Thiết kế và quản lý công việc
- Đánh giá rủi ro bao gồm việc xem xét các kết quả có thể xảy ra khi một người nào đó tiếp xúc với một mối nguy và khả năng xảy ra điều này Đánh giá rủi ro giúp xác định:
- Rủi ro nghiêm trọng như thế nào
- Các biện pháp kiểm soát hiện tại có hiệu quả hay không
- Hành động nào cần được thực hiện để kiểm soát rủi ro
- Hành động khẩn cấp cần phải được thực hiện như thế nào
Bảng 16: Ma trận xếp hạng rủi ro
Có khả năng xảy ra
Hậu quả Hiếm Không chắc Có thể Rất có khả năng
Chắc chắn xảy ra Thảm khốc
Vừa Vừa Cao Nguy hiểm Nguy hiểm
Thấp Vừa Vừa Cao Nguy hiểm
Thấp Vừa Vừa Vừa Cao
Rất thấp Thấp Vừa Vừa Vừa
Rất thấp Rất thấp Thấp Thấp Vừa
Hậu quả Ai đó có thể bị tổn thương như thế nào
Thảm khốc Tử vong hoặc tàn tật vĩnh viễn
Chủ yếu Bị thương nặng, cần điều trị tại bệnh viện
Vừa Chấn thương cần điều trị y tế và mất một số thời gian
Nhỏ Bị thương nhẹ, chỉ cần sơ cứu
Không quan trọng Chấn thương không cần điều trị hoặc sơ cứu
Khả năng xảy ra Hậu quả xảy ra như thế nào
Chắc chắn xảy ra Dự kiến xảy ra trong hầu hết các trường hợp
Rất có khả năng Có thể xảy ra trong hầu hết các trường hợp
Khả thi Có thể thỉnh thoảng xảy ra
Không có khả năng Có thể xảy ra một lúc nào đó
Hiếm Chỉ xảy ra trong những trường hợp ngoại lệ
Bảng 18: Yêu cầu về hành động
Xếp hạng mức độ rủi ro Yêu cầu hành động
Cần hành động ngay lập tức Việc tiếp cận với mối nguy phải được hạn chế cho đến khi rủi ro có thể được giảm xuống mức thấp nhất có thể cần phải có hành động nhỏ để giảm mức rủi ro và sau đó cps kế hoạch trung hạn và dài hạn để kiểm soát rủi ro ở mức thấp nhất có thể thực hiện được bằng cách sử dụng hệ thống kiểm soát phân cấp
Hành động nhanh chóng ( trong vòng 1-2 ngày) Nhiệm vụ không nên tiến hành trừ khi rủi ro đượ đánh giá và lựa chọn các phương án kiểm dựa trên hệ thống kiểm soát phân cấp
Vừa Hành động cần thiết trong tuần trong tuần này để loại bỏ hoặc giảm thiểu rủi ro bằng cách sử dụng hệ thống kiêmr soát phân cấp
Thấp Cần hành động trong một khung thời gian hợp lí (2-4 tuần) để loại bỏ hoặc giảm thiểu rủi ro Sử dụng hệ thống kiểm soát phân cấp
Rất thấp Rủi ro được loại bỏ hoặc giảm bớt khi có thể bằng cách sử dụng hệ thống kiểm soát phân cấp