KHÍ ĐẦU Vlượng khí đường ống gồm: nhiệt trị, thành phần, tạp chất, hàm lượng nước và điểm sương của hydrocarbon (HC) Giới hạn của các thông số này biến đổi rất rộng phụ thuộc vào hệ thống đường ống, điều kiện khí hậu, ứng dụng cuối cùng và các yếu tố khác. Thí dụ chất lượng khí được ống: Bảng 1.1. Example Pipeline Quality Natural Gas lượng khí đường ống gồm: nhiệt trị, thành phần, tạp chất, hàm lượng nước và điểm sương của hydrocarbon (HC) Giới hạn của các thông số này biến đổi rất rộng phụ thuộc vào hệ thống đường ống, điều kiện khí hậu, ứng dụng cuối cùng và các yếu tố khác. Thí dụ chất lượng khí được ống: Bảng 1.1. Example Pipeline Quality Natural Gas ÀO KHÍ ĐẦU VÀO KHÍ ĐẦU VÀO KHÍ ĐẦU VÀO
BÀI GIẢNG CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO CHẤT LƯỢNG KHÍ ĐẦU VÀO GV GS.TSKH Lưu Cẩm Lộc PHẦN I YÊU CẦU CHẤT LƯỢNG KHÍ ĐẦU VÀO Chất lượng khí đường ống gồm: nhiệt trị, thành phần, tạp chất, hàm lượng nước điểm sương hydrocarbon (H/C) Giới hạn thông số biến đổi rộng phụ thuộc vào hệ thống đường ống, điều kiện khí hậu, ứng dụng cuối yếu tố khác Thí dụ chất lượng khí ống: Bảng 1.1 Example Pipeline Quality Natural Gas Adapted from AGA Report No 4A, May 2001 Bảng 1.2 Kết phân tích khí vị trí giàn nén lớn Bảng 1.3 Kết qủa phân tích mẫu khí bờ (Nguồn Vietsopetro) H2S ~ 20 ppm CO2 ~ 0,540 mol.% H2O ~ 4,7 g/m3 = 0,293 lb/cft = 293 lb/triệu cft Total Sulfur: 5-20 g/100 scf ~ 1,8 – 7,1 g/m3 Độ ẩm: - Giảm nhiệt độ: tạo condensat hydrocarbon nước tập trung vò trí thấp ống dẫn, tạo nút lỏng, giảm công suất ống khí - Nước nước: khí tiếp xúc với nước ngưng tụ tạo thành hydrat, bít chặt ống dẫn, thiết bò phá hủy điều kiện hoạt động bình thường - Hơi nước + hợp chất lưu huỳnh: ăn mòn kim loaïi Ảnh hưởng độ ẩm đến máy nén khí (Compressor) - Khí đầu vào máy nén khí piston cần khí chúng khơng thể vận chuyển chất lỏng hạt rắn bị khí Chất lỏng hạt rắn có xu hướng phá hủy bôi trơn xi lanh gây mài mòn Chất lỏng khơng nén diện phá vỡ xi lanh máy nén gây thiệt hại lớn khác - Khi vận chuyển khí chứa oxy, nguồn cung cấp cho cháy, có khả gây cháy, nổ diện dầu - Để giảm carbon hóa dầu nguy cháy, giới hạn nhiệt độ an tồn khoảng 300°F Khi khơng có oxy dòng khí, nhiệt độ cao giới hạn 350°F, yêu cầu khí trình thường mức thấp - Tuổi thọ máy nén bị rút ngắn đáng kể đồng thời áp lực cao nhiệt độ cao Vì lý này, áp suất xả cao, nhiệt độ giới hạn khoảng 250 ° F 275 °F Kiểm soát điểm sương - Khi áp suất giảm, chất lỏng hình thành H/C nặng, nhiệt độ điểm sương tăng nhiều áp suất giảm - Khi khí vận chuyển đường ống, cần xem xét kiểm sốt hình thành chất lỏng H/C hệ thống đường ống Ngưng tụ chất lỏng ảnh hưởng đến đo đạt, sụt áp vận hành an toàn Ngưng tụ chất lỏng vấn đề lớn với dòng chảy hai pha vận chuyển chất lỏng - Để ngăn chặn hình thành chất lỏng hệ thống, cần kiểm soát điểm sương H/C điều kiện vận hành đường ống Vì điều kiện vận hành đường ống thường cố định theo thiết kế vấn đề mơi trường, dòng chảy pha đảm bảo cách loại bỏ H/C nặng từ khí Cặn - Cặn dễ bay hơi: Cặn dễ bay propane butane, giới hạn 2.5 v.%; Cặn dễ bay butane pentane hydrocarbon nặng hơn, giới hạn v.% Giới hạn thành phần đảm bảo 95 v.% sản phẩm hóa nhiệt độ cao điểm sôi chuẩn sản phẩm - Cặn không bay + Các tạp chất sơi 100 °F gây tắc nghẽn bình hóa sử dụng hệ thống thu hồi lỏng + Các nguồn chất gây ô nhiễm dầu máy nén, dầu nhờn van, chất dẻo từ ống cao su, chất ức chế ăn mòn, sản phẩm dầu mỏ nặng khác từ máy bơm, đường ống, tàu chứa sử dụng dịch vụ Giới hạn đặc điểm kỹ thuật 0.05ml/100 ml mẫu kiểm tra, 500 ppmv Tạo pha rắn - Ngoài nhu cầu loại bỏ nước để tránh tắc nghẽn phần đông lạnh nhà máy, cần xem xét hình thành chất rắn khác chất bán rắn dòng khí - Amin, glycol, loại dầu máy nén khí dòng khí tạo tắc nghẽn hệ (expander, trao đổi nhiệt độ thấp, thiết bị giãn nở) - CO2 hình thành chất rắn hệ thống nhiệt độ thấp Hình 1.1 đồ thị ước tính nhanh khả hình thành CO2 rắn - Thí dụ áp suất 300 psia Ở -170 ° F, đồ thị chèn (Hình 1.1) cho thấy điều kiện hoạt động vùng pha lỏng Đường cân rắn-lỏng có 2,1 mol% CO pha lỏng tạo pha rắn - Tuy nhiên, áp suất -150 ° F, điều kiện pha hơi, 1,28 mo% CO tạo thành chất rắn Hình 1.1.FIG 16-33 Dự đốn điều kiện hình thành CO2 rắn - Biểu đồ cho phép dự đốn gần hình thành CO rắn Nếu hình 1.1 cho biết hệ vùng biên cần tính tốn chi tiết - Ngồi CO2 nước hóa rắn, gây tắc nghẽn thiệt hại thiết bị đông lạnh, H/C hóa rắn nhiệt độ nhà máy LNG gây cố nhà máy LNG Bảng 16-34 1.4.Nhiệt độ đóng băng số hợp chất tinh khiết LNG - Các hợp chất tạo rắn nhiệt độ LNG tính hòa tan hợp chất LNG khiến cho nồng độ định có pha rắn tạo thành Cyclohexane benzen hợp chất với điểm đóng băng cao + Cyclohexane thường khơng có mặt với hàm lượng lớn khí sản phẩm + Benzen có mặt hầu hết loại khí với nồng độ khoảng 1000 ppm, độ tan nhiệt độ LNG - Khả hòa tan hợp chất dòng LNG phụ thuộc vào thành phần Thí dụ -260, độ hòa tan benzen methane ~ ppm, ethane 75 ppm Các H/C nặng khí propane butane có số hòa tan cao Vì vậy, thành phần LNG yếu tố quan trọng xác định nồng độ tạo pha rắn hợp chất Thông thường, giảm nồng độ benzen đến 10 ppm đủ để ngăn chặn hình thành pha rắn - GPA sản xuất chương trình máy tính dự đốn điểm đóng băng cho hydrocacbon CO2 dòng LNG Khí chua: - Q trình xử lý khí ảnh hưởng đến toàn thiết kế nhà máy chế biến khí bao gồm phương pháp lựa chọn để xử lý khí acid thu hồi lưu huỳnh, loại nước, thu hồi chất lỏng, phân đoạn chất lỏng xử lý sản phẩm lỏng Một số yếu tố xem xét việc đưa lựa chọn q trình xử lý khí là: + Các quy định nhiễm khơng khí liên quan đến việc thải hợp chất lưu huỳnh / yêu cầu làm khí + Dạng nồng độ tạp chất khí chua + Thơng số kỹ thuật cho khí lại + Thơng số kỹ thuật cho khí acid + Nhiệt độ áp suất mà khí chua thu hồi khí phân phối + Thể tích khí xử lý + Thành phần H/C khí + Độ chọn lọc cần thiết loại khí chua + Đầu tư chi phí vận hành + Các đặc điểm sản phẩm lỏng + Xử lý sản phẩm phụ hóa chất độc hại - Nếu sở chế biến khí sử dụng kết hợp với thu hồi chất lỏng, yêu cầu loại bỏ H 2S, CO2, mercaptan bị ảnh hưởng Trong nhà máy thu hồi chất lỏng, có lượng khác H2S, CO2, hợp chất lưu huỳnh khác nằm lại sản phẩm lỏng Nếu loại bỏ thành phần không đạt trước thu hồi chất lỏng dẫn đến cần xử lý sản phẩm lỏng để đáp ứng thông số kỹ thuật sản phẩm Trong nhiều trường hợp, cần xử lý chất lỏng PHẦN II KHÍ CHUA Các khí chua: CO2, H2S, hợp chất lưu huỳnh hữu cơ: COS, CS2, mercaptan (RSH), thiophen hỗn hợp khác - CO2, H2S, RSH: ăn mòn kim loại, giảm hiệu trình xúc tác đầu độc xúc tác - CO2 làm giảm nhiệt lượng cháy nhiên liệu khí, giảm hiệu sử dụng hệ thống dẫn khí Tiêu chuẩn chất lượng khí: - Hàm lượng Sulfur: Một số hợp chất lưu huỳnh cần giữ mức thấp để chống ăn mòn thiết bị phân phối - Nga: [H2S] < 22 mg/m3, mercaptan = 36 mg/m3; - Mỹ : [H2S] ~ 5,7 mg/m3, [CO2], tổng lưu huỳnh mercaptan cơng ty vận chuyển khí qui định phụ thuộc vào khách hàng ([CO2] = 1-2% t.t, mercaptan = 1,5-5 mg/m3, tổng S = 22-228 mg/m ) - Thông số kỹ thuật GPA (Gas Processors Association) nồng độ tối đa lưu huỳnh tổng + Propane HD-5 123 ppmw; + propan thương mại: 185 ppmw; + butanes: 140 ppmw Cần lưu ý, thông số kỹ thuật tương tự yêu cầu sản phẩm khơng vượt q dải No.1 ăn mò đồng Nếu hai thơng số kỹ thuật có mâu thuẫn, thơng số nghiêm ngặt chi phối - Công thức chuyển đổi đại lượng parts per million by weight (ppmw) H2S sang grains per 100 ft, đo 60°F 14.7 psia số hydrocarbon: grains/100 ft3 = (ppmw H2S)(MWgas)(0.001845) Eq 2-1 Phương pháp thử nghiệm chuẩn xác định hàm lượng lưu huỳnh: Copper Corrosion Test (ASTM D-1838) Trong thử nghiệm này, miếng đồng đánh bóng ngâm mẫu sản phẩm 100 ° F Sau đánh giá cách so sánh với bốn phân loại màu sắc Tiêu chuẩn ăn mòn đồng ASTM: No.1 Xỉn nhẹ (màu cam lợt đến đậm) No.2 Xỉn vừa (đỏ, màu hoa oải hương, vàng đồng thau) No.3 Xỉn tối màu (đỏ tươi, đỏ, xanh cây) No.4 Ăn mòn (màu đen, xám đen, nâu) Thơng số kỹ thuật cho sản phẩm LPG qui định sản phẩm không vượt dải số 1, cho thấy sản phẩm khơng ăn mòn đồng phụ kiện đồng thau hệ thống phân phối Bảng 2.1 FIG 2-5 Đặc điểm LPG (theo ISO 9162-1989) - Ngưỡng giới hạn lưu huỳnh nguyên tố: ~ 5-10 ppmw 10 - Khí thiên nhiên chua vào tháp tách để loại chất lỏng và/hoặc rắn Từ tháp tách dòng khí nhập vào contactor, tiếp xúc với dung dịch amin chảy xuống từ phía tháp Các khí acid khí phản ứng với amin để tạo thành muối hồn ngun Khí rời đỉnh contactor, qua cửa tháp tách để giữ lại dung dịch Khí rời contactor bão hòa nước loại nước - Nếu MEA dung môi, contactor hoạt động nhiệt độ cao bất thường, rửa nước sử dụng để tăng thu hồi amin bay / bị theo khí rời khỏi contactor - Dung dịch amine bão hòa (Rich amine solution) rời khỏi contactor qua tháp phong hóa (flash drum) để loại H/C hấp thụ Từ fash drum, dung dịch bão hòa gia nhiệt trao đổi nhiệt với chấp hấp thụ hoàn nguyên Amine bão hồ nóng nhập vào tháp giải hấp (stripper) Khi dung dịch chảy xuống tháp đến reboiler, giải hấp H2S CO2 Dung dịch amine hoàn nguyên rời đáy stripper Chất hấp thụ hoàn nguyên sau qua trao đổi nhiệt máy làm lạnh để giảm nhiệt độ đến khoảng 10°F cao nhiệt độ khí nhập liệu, để tồn nhiệt độ cao điểm - - - - sương H/C Ở điểm này, chất hấp thụ hoàn nguyên trở tháp hấp thụ, lặp lại chu trình Khí acid giải hấp khỏi amine khỏi đỉnh stripper Nó qua thiết bị ngưng tụ (condenser) tháp tách (separator) để làm lạnh thu hồi nước Nước thu hồi thường quay trở stripper dòng hồi lưu Khí acid từ tháp tách hồi lưu thoát ra, đốt, chuyển đến cụm thu hồi lưu huỳnh, nén để bán nén lại vào bể chứa nâng cấp cô lập Thiết bị tái sinh (Reclaimer) Thiết bị tái sinh cần thiết cho hệ thống amin MEA DGA® Reclaimer giúp loại bỏ sản phẩm phân hủy dung dịch hỗ trợ việc loại bỏ muối bền nhiệt, chất rắn lơ lửng, acid hợp chất sắt Reclaimer hệ MEA DGA khác Đối với MEA, dung dịch kiềm giúp đảo ngược phản ứng Tro soda (soda ash) /hoặc xút (caustic soda) thêm vào thiết bị hoàn nguyên MEA để tạo pH khoảng 8-9; không cần bổ sung vào hệ thống hoàn nguyên DGA Tải suất tối đa giới hạn khả hòa tan cân H2S CO2 điều kiện đáy tháp hấp thụ Dưới giá trị hòa tan cân cho dung dịch 40 wt% DEA 190 ° F - Mặc dù tải trọng mol/mol cao 0,8-0,9, hầu hết nhà máy DEA thông thường hoạt động tải trọng thấp đáng kể 2) Rửa xút ( CAUSTIC WASH) - Hệ thống rửa xút (NaOH) sử dụng để loại bỏ CO 2, CS2, H2S mercaptan từ khí thiên nhiên - Q trình tiếp xúc dòng khí với dung dịch xút tháp đệm tháp mâm Các tháp giai đoạn nhiều giai đoạn tùy thuộc vào mức độ cần thiết việc loại bỏ Các hệ thống đa tầng thường có nồng độ xút dao động từ 4-6 wt.% giai đoạn đầu đến 8-10 wt% giai đoạn sau Đa giai đoạn làm tăng hiệu kiềm trì động lực đủ mạnh để đạt hấp thụ - Dung dịch xút qua sử dụng tái sinh bỏ tùy thuộc vào thành phần khí acid có dòng khí Nếu có mercaptan diện, dung dịch xút tái sinh với nước giải hấp Nếu CO2 diện, sản phẩm khơng hồn ngun (Na2CO3) hình thành dung dịch phải bỏ Kết là, diện CO2 hệ xút dẫn đến tiêu thụ xút cao Đây bất lợi nghiêm trọng trình rửa xút Dung dịch xút qua sử dụng coi chất thải nguy hại - Khí thiên nhiên thường rửa nước sau rửa xút để loại bỏ xút xót lại khí trước đưa làm khan Hóa học: Các phản ứng hóa học diễn ra: Sơ đồ cơng nghệ điển hình q trình xử lý xút hồn ngun giới thiệu Fig 21-14 - Mặc dù xút hòa tan nước để thu dung dịch nồng độ cao, cần tính đến nhiệt độ dung dịch tách hydrate rắn Một số hydrate hình thành tách khỏi dung dịch nhiệt độ nồng độ xác định từ –28°C đến 64,3°C từ 19% đến khoảng 74% NaOH FIG 21-14 Regenerative Caustic 5.3 Dung môi vật lý - Quá trình dựa hấp phụ vật lý hoạt độ theo sơ đồ Fig 21-15 - Hấp thụ vật lý ứng dụng khi: • Áp suất riêng phần khí acid khí nguyên liệu cao 50 psi • Hàm lượng hydrocarbon nặng khí thấp • Loại bỏ phần lớn khí acid mong muốn • Mong muốn loại bỏ chọn lọc H2S - Các trình hấp dẫn kinh tế cần lượng cho tái sinh Các dung mơi tái tạo bằng: • Giảm dần áp suất nhiều giai đoạn • Tái sinh nhiệt độ thấp với khí trơ thổi • Nung nóng giải hấp dung dịch nước / dung mơi - Nhìn chung, hấp thụ dung mơi vật lý có khả loại COS, CS 2, mercaptans Trong trường hợp định, trình hấp thụ vật lý có khả đồng thời loại nước xử lý khí cần bổ sung thiết bị yêu cầu lượng cao để làm khô dung môi FIG 21-15 Typical Gas Sweetening by Physical Absorption Các chất hấp thụ: + có nhiệt hòa tan thấp + khả hấp thụ khí chua tạp chất khác cao Khả hấp thụ phụ thuộc vào pkhí chua + pkhí chua thấp khả hấp thu thấp + pkhí chua > MPa: dung môi vật lý có ưu + Hấp thụ vật lý: hữu hiệu p thấp T thấp (< - 70oC) + Hiệu chất hấp thụ H 2S CO2 khác nhau: - số chất dùng để loại CO có lợi hơn, - số khác để loại H2S, - loại thứ ba để làm lựa chọn Dung mơi hữu cơ: propylencarbonat, polyetylenglicol (DMEPEG), N-N-metylpyrolidon dimetyl Cơ sở: hấp thụ vật lý, phản ứng hóa học eter Đặc điểm: - Làm hoàn toàn H2S, CO2, RSH, COS CS2 khí với nồng độ cao; - Khơng tạo bọt khơng ăn mòn thiết bị, - Chất hấp thụ có nhiệt độ đóng băng thấp - Khi hàm lượng tạp chất cao đầu tư chi phí sản xuất thấp so với q trình hấp phụ hóa học amin, - Hồn ngun khơng cần phải gia nhiệt mà nhờ hạ P Các quy trình hoạt động nhiệt độ thường gần nhiệt độ môi trường xung quanh để tăng cường khả hòa tan khí axit Các dung mơi khơng ăn mòn nên thép carbon sử dụng Tổn thất hóa học thấp áp suất dung môi thấp điều kiện lạnh Khuyết điểm: dung môi hấp thụ tốt H/C Dung môi vật lý hấp thụ hydrocarbon nặng từ dòng khí dẫn đến nồng độ hydrocarbon dòng khí axit cao tổn thất hydrocarbon đáng kể Hấp thụ hóa học Quá trình Dung môi Alkanamin: - MEA - DEA Econamin Hấp thụ vật lý Quá Dung môi trình Vetrocok D.d muối Asen MEA, DEA, e kiềm nóng (K3AsO3 Diizopropanolamin muối khác) Diglycolamin Stretford Dung dòch muối natri (2,6-2,7 axit antrikinolsunfon) Carbonat Dung dòch cacbonat Fluor Propylencarbonat thông nóng Selexol DMEPEG thường (K2CO3) Carbonat Dung dòch cacbonat Purizon N,N-metylpyrolidon hoạt hóa, nóng +1,8%DEG (NMP) nóng (phụ gia hoạt hóa) Sunfinol Diisopropanolamin + sunfolan Rektizo n Metanol (ở nhiệt độ thấp) Hấp thụ dung mơi hỗn hợp + Dung môi: d.d alkanamin + dung môi hữa - sunfolan, metanol + Cơ sở: hấp thụ vật lý d.m hữu tương tác hóa học với alkanamin + Ưu điểm hấp thụ hóa học vật lý Ứng dụng để làm đến mức tinh H 2S, CO2, RSH, COS CS2 + Khuyết điểm: dung môi hấp thụ tốt H/C (đặc biệt H/C thơm) hạn chế lĩnh vực ứng dụng q trình nhóm hai ba 5.4 Q trình sử dụng muối kiềm (Carbonate nóng) - Dung mơi dung dịch nước potassium carbonate (K2CO3) Tháp hấp thụ (contactor) giải hấp (stripper) hoạt động vùng nhiệt độ 230-240°F - Q trình khơng phù hợp cho khí chứa H 2S Q trình kali cacbonat có hiệu việc loại bỏ sulfide cacbonyl carbon disulfide - Phản ứng tổng cho trình loại CO2 H2S potassium carbonate: - Có phương án trình potassium carbonate + Single Stage Process Quá trình giai đoạn ( Fig 2116) Potassium carbonate bơm vào đỉnh tháp hấp thụ, tiếp xúc với dòng khí Dung dịch bão hòa đến tháp giải hấp (stripper), khí acid giải hấp nước Dung dịch hoàn nguyên sau bơm trở lại tháp hấp thụ hoàn thành chu kỳ + Split Flow Process Trong hệ thống trình (Fig 21-17) dung dịch chất hấp thụ hồn ngun chia dòng Dung dịch nóng cấp vào tháp hấp thụ để loại phần lớn khí chua Phần lại làm lạnh để tăng cân nạp vào tháp hấp thụ để giảm bớt thất tốt khí chua + Two Stage Process Trong trình (Fig 21-18) tháp hấp thụ giống trường hợp chia dòng Ngồi ra, tháp giải hấp có hai khoang Phần dung môi loại điểm tháp giải hấp bơm đến khoang tháp hấp thụ FIG 21-16 Alkaline Salt: Single-Stage Process FIG 21-17 Alkaline Salt: Split-Flow Process FIG 21-18 Alkaline Salt: Two-Stage Process 5.5 Quá trình hấp phụ - Hấp phụ sử dụng để loại bỏ H2S, CO2 hợp chất lưu huỳnh khác từ khí thiên nhiên Các chất hấp phụ tái sinh rây phân tử không tái sinh than hoạt tính tẩm Rây phân tử Rây phân tử sử dụng để loại hợp chất lưu huỳnh từ khí (Fig 21-19) Hydrogen sulfide loại chọn lọc để đạt tiêu chuẩn 0,25 grain/100 scf Lớp rây phân tử thiết kế để đồng thời làm khan làm khí Hơn nữa, q trình sử dụng rây phân tử sử dụng để loại CO FIG 21-19 Integrated Natural Gas Desulfurization Plant - Thời gian chu kỳ 6-8 Để hoạt động rây phân tử phải tái sinh nhiệt độ gần 600 ° F thời gian đủ dài để loại bỏ tất chất bị hấp phụ, thường nhiều Phân bố xác chu kỳ tái sinh phụ thuộc vào điều kiện trình - Trong chu kỳ tái sinh, nồng độ đỉnh H2S cao gấp 30 lần nồng độ H2S khí đầu vào Biết nồng độ dòng khí cần thiết cho thiết kế thiết bị xử lý khí q trình tái sinh khí - Vấn đề hình thành COS chế biến theo phản ứng: H2S + CO2 ↔ COS +H2O Eq 21-20 quan tâm nghiên cứu Sản phẩm rây phân tử phát triển để không xúc tác cho hình thành COS Khu vực trung tâm chu kỳ tái sinh thuận lợi để hình thành COS + Vận hành nhà máy hấp phụ đơn giản, thiết kế phức tạp Ví dụ lọc bụi thường cần thiết cho phần sau lớp hấp phụ để đảm bảo hạt rắn mịn không bị vào khí xử lý Oxorbon—Oxorbon chất hấp phụ thay chứa than hoạt tính tẩm potassium iodide (KI) Carbon Donau thương mại carbon để loại bỏ H2S mercaptan H2S hấp thụ chuyển hóa thành lưu huỳnh nguyên tố phản ứng xúc tác với diện oxy Lưu huỳnh tạo thành nằm lỗ xốp than hoạt tính Tải trọng lưu huỳnh đạt 60% khối lượng carbo hàm lượng sunfua ppmv 5.5.1 Q trình oxi hóa – khử lỏng (LIQUID REDOX PROCESSES) - Q trình nhóm hấp phụ H 2S từ dòng khí sản xuất lưu huỳnh nguyên tố phản ứng tác nhân oxi hóa / khử với H2S tạo thành S nước Tác nhân redox sau hồn ngun phản ứng với khơng khí bình oxi hóa - Oxy hóa/khử thu hồi lưu huỳnh pha lỏng các giai đoạn sau: • Làm khí chua cách hấp phụ H 2S vào dung dịch kiềm tuần hồn • Chuyển hóa HS tạo thành hành lưu huỳnh ngun tố tác đơng chất oxy hóa – khử (auxiliary redox reagent -ARR) • Tách thu hồi S rắn • Tái sinh tác nhân redox sử dụng phản ứng với oxy hòa tan dung dịch - Các phản ứng diễn sau: • Hấp phụ H2S dung dịch kiềm: Lưu ý dung dịch kiềm, không chọn lọc, tạp chất acid (CO2, HCN) khí chua hòa tan dung dịch Trong CO2 hấp thụ phần dung dịch kiềm, không tham gia vào phản ứng oxi hóa khử Tuy nhiên CO làm tăng tỷ lệ tiêu thụ xút chất đệm Số phận hợp chất lưu huỳnh khử khác (COS, CS2, RSH, RSR) phụ thuộc vào trình cụ thể • Chuyển hóa thành S ngun tử: Chú ý khơng có (ARR) phản ứng 21-24 chậm không đặc trưng Thêm ARR làm tăng tốc độ phản ứng theo hướng oxy hóa thành S nguyên tố Phản ứng nêu phản ứng 21-25 chung cho tất q trình nêu Trong (OX) ký hiệu dạng bị ơxi hóa (RED) ký hiệu dạng khử ARR • Hồn ngun ARR sử dụng khơng khí: Eq 21-26 Phản ứng hóa học tổng qt q trình oxy hóa-khử là: Q trình Stretford Process Sử dụng muối vanadium làm chất ARR Quá trình ứng dụng nhiều Châu Âu Nhưng lý mơi trường nên hợp chất vanadium bị hạn chế sử dụng 5.5.2 Quá trình IRON CHELATE - Chelate chất phản ứng oxi hóa khử phổ biến sử dụng Tác nhân chelating nói chung phân tử hữu liên kết với cation kim loại để cô lập cation khỏi dung dịch Để minh họa, xét trường hợp hợp chất sắt Fe(III) có khả oxi hóa H2S thành S, với hình thành Fe(II) Fe(II) dễ dàng bị oxi hóa khơng khí thành Fe(III) Tuy nhiên hai dạng sắt tạo kết tủa với sulfide oxide dung dịch, làm cho khơng hiệu - Vấn đề chung trình chelate phân hủy tác nhân chelating Một vấn đề khác lưu huỳnh lắng tháp hấp thụ Vì lý này, trình thường giới hạn áp suất thấp (dưới 300 psig), trừ kết hợp với tháp hấp thụ amin áp suất cao - Lo-Cat, SulFerox, Sulfint-HP trình redox lỏng chelated sắt 5.6 Quá trình tách màng - Màng mỏng polymer cho phép chất xác định qua Tách khí qua màng dựa ngun tắc khí hòa tan khuếch tán qua màng polyme Một số khí H2O, H2S CO2, thấm qua màng với tốc độ nhanh so với H/C khác biệt khả hòa tan khuếch tán khí qua màng Sự phân riêng thực nhờ vào khác biệt áp suất riêng phần thành phần qua màng polymer Do cơng nghệ khơng áp dụng cho đặc tính kỹ thuật khí chua nghiêm ngặt - Trong thiết kế hệ thống màng quan trọng phải đạt tính chọn lọc cao CO2 so với khí tự nhiên để tránh thất khí tự nhiên, tránh tạo nhựa màng áp suất riêng phần CO2 cao, đảm bảo tuổi thọ màng - Gần đây, số hệ thống màng lớn với công suất xử lý 300 MMSCFD khí chứa 30% CO thực thành công - Nhà cung cấp hệ thống màng bao gồm Grace, Process Systems Kvaerner, NATCO-Cynara, UOP, Ube - Làm khí thiên nhiên loại nước sử dụng màng thường có lợi đáng kể so với phương pháp thông thường xử lý amin, dung mơi vật lý hấp phụ rắn - Màng sử dụng riêng rẽ kết hợp với amin để tối đa hóa ưu điểm hai công nghệ Màng đặc biệt hấp dẫn áp suất khí đầu vào cao (trên 500 psig) / nồng độ CO2 khí xử lý cao (trên 10%) - Tuy nhiên vật liệu màng không phù hợp với áp suất riêng phần H2S cao ứng dụng cho loại bỏ lượng lớn H 2S Theo hệ thống Quá trình Kvaerner áp suất riêng phần cho phép tối đa H2S khoảng 20 psia cho vật liệu màng - Ưu điểm khác hệ thống màng là: đầu tư thấp so với cụm amin hầu hết trường hợp (đặc biệt cơng suất nhỏ), giảm bảo trì chi phí lao động, khơng có phận chuyển động khơng sử dụng hóa chất, tính linh hoạt cao việc điều chỉnh cho phù hợp với dòng nguyên liệu thành phần nguyên liệu, lợi khơng gian trọng lượng so với amin Lợi ích cuối đặc biệt quan trọng ứng dụng ngồi khơi 5.7 Lựa chọn q trình Tiêu chuẩn chọn chất hấp thụ trình : + Cđầu Ccuối chất chua; P hệ Áp suất riêng phần ban đầu: đònh số vòng tuần hoàn chất thụ (chi phí riêng chúng) Áp suất riêng phần cuối phụ thuộc vào: - mức tuần hoàn chất hấp thụ - P cân khí dung dòch - nhiệt độ + Đầu tư ban đầu chi phí sản xuất do: - số vòng tuần hoàn - điều kiện tuần hoàn dung môi + Cách chọn 1) p suất riêng phần khí chua chọn dung môi (hóa học hay vật lý); 2) Đặc tính hỗn hợp khí chua, tương tác chúng với dung môi lựa chọn trình cần thiết - Trong số yếu tố xem xét là: nhiệt độ áp suất nguyên liệu, loại nồng độ tạp chất, đặc điểm kỹ thuật khí mong muốn, tốc độ dòng, vị trí, chi phí hoạt động chi phí tổng thể Mặc dù lượng lớn thơng số, đưa số hướng dẫn chung để chọn trình phù hợp - Ví dụ, dung mơi vật lý nói chung hấp dẫn dung mơi hóa học áp suất riêng phần thành phần axit cao, dung mơi vật lý có tải lượng cao nhu cầu lượng tái sinh thấp Tuy nhiên, hydrocacbon nặng có mặt, dung mơi vật lý hấp dẫn xu hướng chúng hấp thụ chất - Figure 21-20 thể thí dụ lực chọn q trình cho trường hợp H2S and CO2 cần loại khỏi khí FIG 21-20 Process Selection Chart for Simultaneous Removal of H2S and CO2 ... đến máy nén khí (Compressor) - Khí đầu vào máy nén khí piston cần khí chúng vận chuyển chất lỏng hạt rắn bị khí Chất lỏng hạt rắn có xu hướng phá hủy bơi trơn xi lanh gây mài mòn Chất lỏng khơng... lý khí là: + Các quy định nhiễm khơng khí liên quan đến việc thải hợp chất lưu huỳnh / u cầu làm khí + Dạng nồng độ tạp chất khí chua + Thơng số kỹ thuật cho khí lại + Thơng số kỹ thuật cho khí. .. hiệu trình xúc tác đầu độc xúc tác - CO2 làm giảm nhiệt lượng cháy nhiên liệu khí, giảm hiệu sử dụng hệ thống dẫn khí Tiêu chuẩn chất lượng khí: - Hàm lượng Sulfur: Một số hợp chất lưu huỳnh cần