Đồ án tốt nghiệp ngành công nghệ chế biến dầu khí thiết kế phân xưởng xử lý khí axit bằng mono ethanol amine

Chương 2: Thiết kế các thiết bị trong phân xưởng xử lý khí axit, bao gồm các thiếtbị chính như tháp hấp thụ C-01, tháp stripper C-02, thiết bị trao đổi nhiệt dạng ốngchùm E-02

LỜI CẢM ƠN

Sau ba tháng làm việc, nhóm em đã hoàn thành đề tài theo đúng thời hạn đượcgiao Thành quả đạt được hôm nay là do sự nỗ lực của bản thân dưới sự hướng dẫngiúp đỡ tận tình của các thầy cô, cùng sự động viên nhiệt tình từ gia đình và bạn bè

Về phía nhà trường, nhóm em xin chân thành cám ơn lãnh đạo nhà trường cùng cácthầy cô thuộc bộ môn Công nghệ Hóa học Dầu và Khí, Khoa Hóa Kỹ Thuật – Đại họcBách Khoa Đà Nẵng đã tạo điều kiện cũng như trang bị cho em những kiến thức nềntảng trước khi được nhận đồ án tốt nghiệp Đặc biệt, nhóm em xin gửi lời cảm ơn sâusắc nhất đến TS Đặng Kim Hoàng đã hướng dẫn đề tài và tận tình giúp đỡ nhóm emtrong suốt thời gian thực hiện đồ án tốt nghiệp này

Về phía bạn bè, cảm ơn tất cả những người bạn đã giúp đỡ em tháo gỡ những khókhăn gặp phải khi làm đồ án

Nhóm em xin trân trọng gửi đến quý thầy cô, gia đình và bạn bè của em những lờichúc tốt đẹp nhất!

Đà Nẵng, tháng 05 năm 2015 Sinh viên thực hiện

Nguyễn Đức Tùng Nguyễn Thành Nhung

TÓM TẮT ĐỒ ÁN

Đồ án bao gồm 4 chương và phần kết luận

Chương 1: Tổng quan về xử lý khí axit trong nhà máy lọc: dầu giới thiệu chung vềnguồn gốc và tác hại, các phương pháp xử lý khí hydrosunfua, tầm quan trọng của việc

xử lý khí H2S trong nhà máy lọc dầu Cơ sở lý thuyết quá trình xử lý khí axit bằngdung môi Mono Ethanol Amine ( MEA) gồm các phản ứng hóa học và các điều kiệnvận hành ảnh hưởng đến quá trình phản ứng và sản phẩm

Chương 2: Thiết kế các thiết bị trong phân xưởng xử lý khí axit, bao gồm các thiếtbị chính như tháp hấp thụ C-01, tháp stripper C-02, thiết bị trao đổi nhiệt dạng ốngchùm E-02 dựa vào chỉ tiêu kỹ thuật của từng thiết bị, chỉ tiêu kỹ thuật của nguyên liệu

và yêu cầu chất lượng sản phẩm

Chương 3: Thực hiện mô phỏng phân xưởng xử lý khí axit bằng phần mềm môphỏng Hysys

Chương 4: Thực hiện đánh giá kết quả giữa tính toán thiết kế với kết quả mô phỏngbằng phần mềm Hysys

Cuối cùng, phần kết luận nêu lên những nhiệm vụ mà đề tài đã giải quyết được,chưa giải quyết được và đã được giải quyết thỏa đáng hay chưa

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN ii

TÓM TẮT ĐỒ ÁN ii

MỤC LỤC iii

DANH MỤC HÌNH ẢNH vi

DANH MỤC BẢNG BIỂU viii

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT x

LỜI MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VỀ XỬ LÝ KHÍ HYDROSUNFUA TRONG NHÀ MÁY LỌC DẦU 2

1.1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ HYDROSUNFUA (H2S) 2

1.1.1 Tính chất vật lý 2

1.1.2 Các nguồn tạo ra khí axit 2

1.1.3 Tác hại của khí axit 5

1.2 CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ KHÍ AXIT 8

1.2.1 Hấp phụ 8

1.2.2 Thẩm thấu 8

1.2.3 Chưng cất ở nhiệt độ thấp 9

1.2.4 Hấp thụ 9

CHƯƠNG II: THIẾT KẾ CÁC THIẾT BỊ CHÍNH TRONG PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ KHÍ HYDROSUNFUA 22

2.1 CÁC YẾU CẦN QUAN TÂM KHI THIẾT KẾ 22

2.1.1 Các yếu tố cần quan tâm khi lựa chọn công nghệ 22

2.1.2 Các yếu tố cần quan tâm khi lựa chọn chất hấp thụ cho quá trình làm ngọt khí 22

2.1.3 Những ưu điểm khi sử dụng dung môi MEA 22

2.2 THUYẾT MINH SƠ ĐỒ CÔNG NGHỆ (sơ đồ công nghệ trang sau) 23

2.3 CÁC THÔNG SỐ CHÍNH TRONG PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ KHÍ HYDROSUNFUA BẰNG DUNG MÔI MEA 25

2.3.1 Tính chất của dòng nguyên liệu 25

2.3.2 Tiêu chuần dòng khí sản phẩm ở đỉnh tháp hấp thụ: 25

2.3.3 Tính chất của dung môi monoethanolamine (MEA): 25

2.3.4 Các thông số dùng trong quá trình tính toán: 25

2.4 THIẾT KẾ THÁP HẤP THỤ (C-01) 26

2.4.1 Số đĩa thực tế 26

2.4.2 Chiều cao tháp hấp thụ 30

2.4.3 Đường kính tháp hấp thụ 31

2.4.4 Nhiệt độ dòng amine giàu (Rich amine) 33

2.5 THIẾT KẾ THÁP STRIPPER (C-02) 35

2.5.1 Thiết lập các thông số ở đỉnh tháp và đáy tháp 35

2.5.2 Số đĩa thực tế của tháp stripper và chiều cao tháp 40

2.5.3 Tính công suất của các thiết bị trong phân xưởng 40

2.5.4 Tính lượng hơi cấp vào đáy tháp 43

2.5.5 Tính đường kính tháp stripper 44

2.6 THIẾT KẾ THIẾT BỊ TRAO ĐỔI NHIỆT (E-02) 47

2.6.1 Tính hệ số truyền nhiệt (Uo) 48

2.6.2 Tính tổn thất áp suất của dòng Lean amine đi trong ống 56

2.6.3 Tính tổn thất áp suất của dòng Rich amine đi ngoài ống 57

CHƯƠNG III: SỬ DỤNG PHẦN MỀM HYSYS MÔ PHỎNG PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ KHÍ HYDROSUNFUA 59

3.1 GIỚI THIỆU PHẦN MỀM HYSYS 59

3.1.1 Giới thiệu sơ lược về hysys 59

3.1.2 Các ứng dụng của hysys 60

3.1.3 Những ưu điểm của phần mềm hysys 60

3.1.4 Thao tác tính toán mô phỏng trong Hysys 61

3.2 TIẾN HÀNH MÔ PHỎNG PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ KHÍ HYDROSUNFUA

CBẰNG MEA 64

3.2.1 Chọn hệ đơn vị, chọn thành phần cấu tử và mô hình nhiệt động 64

3.2.2 Tạo dòng nguyên liệu và dòng hồi lưu vào thiết lập tháp hấp thụ 64

3.2.3 Mô phỏng thiết bị hấp thụ 65

3.2.4 Mô phỏng thiết bị trao đổi nhiệt 67

3.2.5 Mô phỏng tháp Stripper 68

3.2.6 Sơ đồ phân xưởng xử lý khí axit bằng MEA 71

CHƯƠNG IV: ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ THIẾT KẾ - MÔ PHỎNG 72

4.1 THÁP HẤP THỤ (C-01) 72

4.1.1 Kết quả tính toán tháp hấp thụ 72

4.1.2 Kết quả mô phỏng 72

4.2 THÁP STRIPPER (C-02) 73

4.2.1 Kết quả tính toán tháp Stripper 73

4.2.2 Kết quả mô phỏng tháp Stripper 74

KẾT LUẬN 75

TÀI LIỆU THAM KHẢO 76

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 1.1 Sơ đồ nhà máy lọc dầu 4

Hình 1.2 Thiết bị thẩm thấu 8

Hình 1.3 Sơ đồ công nghệ Flour 16

Hình 1.4 Sơ đồ công nghệ Selecsol 18

Hình 1.5 Sơ đồ công nghệ Purizol 20

Hinh 2.1 Tháp hấp thụ bằng amine 26

Hình 2.2 Đồ thị tra áp suất riêng phần H 2 S 29

Hình 2.3 Đồ thị xác định hằng số k f 32

Hình 2.4 Tháp Stripper 35

Hình 2.5 Thiết bị trao đổi nhiệt E-02 40

Hình 2.6 Đáy tháp stripper 43

Hình 2.7 Đồ thị xác định k f 46

Hình 2.8 Sơ đồ trao đổi nhiệt 47

Hình 2.9 Các bước tính toán một thiết bị trao đổi nhiệt 48

Hình 2.10 Đồ thị xác định F t 49

Hình 2.11 Đồ thị xác định khoảng trống chùm ống 51

Hình 2.12 Đồ thị tra hệ số truyền nhiêt j h ở trong ống 52

Hình 2.13 Đồ thị tra hệ số truyền nhiệt ngoài ống 53

Hình 2.14 Đồ thị xác định hệ số ma sát trong ống 56

Hình 2.15 Xác định hệ số ma sát ngoài ống 57

Hình 3.1 Thiết lập hệ đơn vị 62

Hình 3.2 Chọn mô hình nhiệt động 62

Hình 3.3 Lựa chọn cấu tử 63

Hình 3.4 Môi trường mô phỏng trong Hysys 63

Hình 3.5 Thành phần các cấu tử mô hình nhiệt động trong hysys 64

Hình 3.6 Các thông số nhập vào tháp hấp thụ 66

Hình 3.7 Sử dụng công cụ Utilities nhập các thông số tháp C-01 66

Hình 3.8 Kết quả tính toàn tháp C-01 từ hysys 66

Hình 3.9 Nhập thông số dòng vào ra thiết bị E-02 67

Hình 3.10 Nhập tổn thất áp suất vào thiết bị 68

Hinh 3.11 Nhập nhiệt độ dòng Rich amine 3 68

Hình 3.12 Thiết Lập các thông số và cài đặt cho tháp Stripper 69 Hình 3.13 Sử dụng công cụ Utilities nhập các thông số tháp C-02 70 Hình 3.14 Kết quả tính toán tháp C-02 từ hysys 70 Hình 3.15 Sơ đồ công nghệ mô phỏng phân xưởng xử lý khí axit bằng dung môi MEA 71

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Các tính chất hóa lý của hydrosunfua 2

Bảng 1.2 Giá trị C của bụi và các chất vô trong khí thải công nghiệp lọc hóa dầu (Theo QCVN 34: 2010 BTNMT) 4

Bảng 1.3 Thông số các amine thường sử dụng 11

Bảng 1.4 Một số thông số hóa lý cơ bản của các amine 12

Bảng 1.5 So sánh các ưu, nhược điểm của các amine 12

Bảng 1.6 Tính chất của propylen cacbonat 16

Bảng 1.7 Tính chất của dimetyl ete polyetylen glycol 17

Bảng 1.8 Tính chất của N-metyl 2-pirolydon 20

Bảng 2.1 Thành phần nguyên khí nguyên liệu: 25

Bảng 2.2 Tính áp suất hơi bão hòa: 36

Bảng 2.3 Hằng số K cân bằng: 37

Bảng 2.4 Tính thành phần H 2 O: 37

Bảng 2.5 Thành phần cấu tử ở overhead product: 37

Bảng 2.6 Thành phần cấu tử trong dòng hồi lưu: 37

Bảng 2.7 Thành phần cấu tử trong sản phẩm đỉnh stripper: 38

Bảng 2.8 Cân bằng vật chất tháp stripper: 39

Bảng 2.9 Thành phần cấu tử ở đáy tháp stripper 39

Bảng 2.10 Bảng cân bằng nhiệt đáy tháp 43

Bảng 2.11 Lựa chọn các thông số thiết kế ống ( các thông số chọn theo tiêu chuẩn TEMA) 49

Bảng 2.12 Bảng tiêu chuẩn lựa chọn bề dày thành ống thiết kế 50

Bảng 2.13 Bảng lựa chọn các thông số thiết kế số pass 50

Bảng 2.14 Hệ số đóng cặn của các dòng lỏng theo tiêu chuẩn TEMA ( tài liệu “Heat Exchanger Design Handbook”) 54

Bảng 2.15 Các hệ số dẫn nhiệt của từng vật liệu làm tường ống (tài liệu lấy từ http://www.engineeringtoolbox.com/thermal-conductivity-d_429.html ) 55

Bảng 2.16 Các thông số thiết kế thiết bị trao đổi nhiệt E-02: 58

Bảng 3.1 Các cấu tử và mô hình nhiệt động sử dụng trong mô phỏng: 64

Bảng 3.2 Các thông số của dòng nguyên liệu: 64

Bảng 3.3 Thành phần nguyên liệu 65

Bảng 3.4 Các thông số của dòng hồi lưu: 65

Bảng 3.5 Thành phần dòng hồi lưu 65

Bảng 3.6 Các thông số của tháp C-02 65

Bảng 3.7 Các thông số nhập vào thiết bị heat exchanger 67

Bảng 4.1 Kết quả tính toán tháp hấp thụ: 72

Bảng 4.2 Thông số tính toán thiết kế tháp hấp thụ: 72

Bảng 4.3 Kết quả mô phỏng tháp hấp thụ: 72

Bảng 4.4 Thông số thiết kế phần mềm tính toán tháp hấp thụ 73

Bảng 4.5 Kết quả tính toán tháp Stripper 73

Bảng 4.6 Thông số tính toán thiết kế tháp Stripper 74

Bảng 4.7 Kết quả mô phỏng tháp Stripper 74

Bảng 4.8 Thông số tính toán thiết kế tháp Stripper 74

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT

LPG: Liquid Petroleum Gas

RFCC: Residu Fluid Catalytic Cracking

ACFS: Actual Cubic Feet Per Second

SCFS: Standard Cubic Feet Per Second

LMTD: Log Mean Temperature Difference

TEMA: Tubular Exchanger Manufacturers Association

LỜI MỞ ĐẦU

Từ xa xưa con người đã biết sử dụng dầu mỏ và khí tự nhiên để phục vụ cho cuộcsống sinh hoạt mặc dù sự hiểu biết còn hạn chế và sử dụng rất lãng phí nhưng họ cũng

đã coi đó là một nguồn tài nguyên vô cùng quý giá

Ngày nay cùng với sự phát triển của khoa học kỹ thuật, con người đã đánh giá vànhận thức tầm quan trọng của chúng đối với sự phát triền kinh tế của mỗi quốc gia Đó

là nguồn nguyên liệu chính để phát triển các ngành công nghiệp khác Dầu mỏ và khí

tự nhiên là nguồn khoáng sản không phải là vô tận nên cần biết cách khai thác, chếbiến hợp lý để tránh lãng phí nguồn nguyên liệu này

Trước đây lượng dầu mỏ được khai thác và chế biến gấp nhiều lần khí tự nhiênkhai thác, ngày nay khoảng cách đó được thu hẹp lại bởi lượng dầu mỏ cũng đang dầncạn kiệt cùng với sự phát triển của ngành công nghiệp chế biến dầu khí

Dầu mỏ khai thác lên là hỗn hợp huydrocacbon và phi hydrocacbon nên trong quátrình chến biến luôn luôn tồn tại thành phần khí axit, mà chính khí axit này là nguyênnhân làm ảnh hưởng đến quá trình chế biến Vì vậy với nền tảng kiến thức của mộtsinh viên sắp tốt nghiệp cũng như nhằm nghiên cứu sâu hơn, hiểu rõ hơn về quá trìnhlàm ngọt khí trong nhà máy lọc dầu, vì thế nhóm em chọn đề tài: “Thiết kế phânxưởng xử lý khí axit bằng Mono Ethanol Amine” làm đề tài tốt nghiệp cuối khóa

Do kiến thức cơ bản về kỹ thuật còn hạn chế, nên quá trình tính toán thiết kế vàtrình bày nội dung thiết kề sẽ gặp nhiều thiếu sót Mong quý thầy cô và các bạn đónggóp ý kiến để bản đồ án được hoàn thiện hơn

Xin chân thành cảm ơn

Đà Nẵng, tháng 05 năm 2015 Sinh viên thực hiện

NGUYỄN THÀNH NHUNG NGUYỄN ĐỨC TÙNG

CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VỀ XỬ LÝ KHÍ HYDROSUNFUA

TRONG NHÀ MÁY LỌC DẦU

1.1.1 Tính chất vật lý

Ở điều kiện thường, hydrosunfua (H2S) là khí không màu, nặng hơn không khí, cómùi khó chịu, vị hơi ngọt Các tính chất hóa lý cơ bản của hydrosunfua được trình bàytrong bảng 1.1

Bảng 1.1 Các tính chất hóa lý của hydrosunfua.

ST

- H2S ít tan trong nước, tan nhiều trong etanol Khác với nước, H2S không tạo đượcliên kết hidro bền vững, do vậy ở điều kiện thường nó tồn tại ở trạng thái khí Giớihạn cháy nổ của hỗn hợp H2S và không khí nằm trong khoảng thành phần từ 4,5-45%

- H2S là chất khí linh động, có khả năng gây ăn mòn mạnh, nhất là khi có hơi ẩm( ăn mòn hydrosunfua) Khi tan trong nước, nó tạo thành dung dịch axit yếu, dungdịch axit này có thể gây ăn mòn điểm với sự có mặt của O2 hoặc CO2

Các muối sunfua hầu hết đều tan trong nước, trừ muối của các kim loại kiềm,kiềm thổ và muối amoni

1.1.2 Các nguồn tạo ra khí axit

Trong nhà máy lọc dầu tồn tại nhiều nguồn chứa khí H2S, CO2, RSH, COS, CS2….như khí của quá trình chưng cất khí quyển, của phân xưởng tách khí hóa lỏng LPG,của phân xưởng RFCC, khí của phân xưởng giảm nhớt VB:

- Phần lớn H2S sinh ra từ phân xưởng HDT Các hợp chất chứa lưu huỳnh trongdầu thô như: Mercaptan, sulfua, disulfua, dạng dị vòng, H2S, S Khi thực hiện

phản ứng tách loại lưu huỳnh thì một lượng lớn khí H2S được hình thành trong cácphản ứng này:

 Mercaptan: R-SH +H2 → R-H + H2S

 Disulfua: R-S-R’ + H2 → R-H + R’-H + H2S

- Từ phân xưởng RFCC: Với nguyên liệu là cặn của chưng cất khí quyển, trong đó

có chứa nhiều lưu huỳnh và các hợp chất của lưu huỳnh Trong quá trình RFCC

có xảy ra các phản ứng không mong muốn trong đó có phản ứng tạo ra H2 dưới tácdụng của nhiệt lưu huỳnh và các hợp chất của lưu huỳnh sẽ tác dụng với H2 tạo racác sản phẩm chứa lưu huỳnh trong đó có H2S

Khi có mặt của những khí axit trên sẽ gây khó khăn trong quá trình vận chuyển,chế biến hay ảnh hướng đến môi trường

Bảng 1.2 Giá trị C của bụi và các chất vô trong khí thải công nghiệp lọc hóa dầu

(Theo QCVN 34: 2010 BTNMT)

ST

Giá trị C (mg/Nm3)(Theo loại nhiên liệu sử dụng)

Hình 1.1 Sơ đồ nhà máy lọc dầu

1.1.3 Tác hại của khí axit

Dầu mỏ sau quá trình khai thác lên sẽ qua các quá trình chế biến Trong quá trìnhchế biến các hợp chất của lưu huỳnh sẽ gây ăn mòn thiết bị ( tồn tại dưới dạng H2S,Mercaptan, disulfua ), làm ngộ độc các chất xúc tác ( quá trình cracking xúc tác,reforming xúc tác ) làm giảm độ hoạt tính và tuổi thọ của chất xúc tác

Khi đốt cháy nhiên liệu trong động cơ , các hợp chất chứa lưu huỳnh sẽ kết hợp vớiO2 tạo ra khí SOx Phần lớn được thải ra môi trường, chúng sẽ kết hợp với hơi nước tạo

ra axit tương ứng gây mưa axit gây ô nhiễm môi trường Phần còn lại trong động cơ,một phần qua hệ thống xả và nằm lại ở đó khi động cơ nguội chúng sẽ kết hợp với hơinước tạo thành axit ăn mòn hệ thống xả, một phần lọt qua secman xuống carter và kếthợp với hơi nước khi động cơ nguội sẽ tạo axit đi bôi trơn sẽ ăn mòn động cơ

Dầu mỏ và các sản phẩm dầu mỏ trong quá trình bảo quản nếu chứa một hàmlượng các hợp chất của lưu huỳnh sẽ gây ăn mòn thiết bị và tạo ra những mùi hôi gây

ô nhiễm môi trường

Khí H2S là một chất khí rất độc, có ái lực cao với nhiều kim loại đặc biệt có thể kếthợp với ion Fe2+ trong máu người tạo ra FeS có màu đen H2S ở nồng độ cao gây tê liệtthần kinh khứu giác, không những thế nếu nồng độ khoảng 1,2mg/lít không khí, conngười sẽ chết ngay, ở nồng độ nhỏ hơn có thể dẫn đến hôn mê sâu Tuy nhiên, do H2S

là khí có mùi đặc trưng ( mùi trứng ung ) nên ta ít bị đầu độc bởi H2S một phần vì mùicủa nó dễ phát hiện Nhưng phần khác vì trong tự nhiên sắt có mặt phổ biến trong đất

và nước Vì vậy, dễ hiểu rằng bùn của các ao, hồ, thậm chí của một số sông, biển đều

có màu đen nhờ quá trình hô hấp sunfat của các vi khuẩn phân giải chất hữu cơ từ xácđộng thực vật trong mô trường kị khí( như bùn của ao, hồ, sông, biển) Đó chính làmàu của kết tủa FeS Chính do sự thiếu dưỡng khí cộng với các sản phẩm khí độc hạinhư H2S, mercaptan, được tạo ra trong nước, làm cho các loài động vật như tôm cá,

cùng hệ thực vật nước bị hủy diệt Đồng thời đây cũng là nguồn gốc lây lan dịch bệnhtheo đường nước.

Hydrosunfua khi bị oxi hóa sẽ tạo thành các hợp chất sunfit, các hợp chất này cókhả năng tạo thành các cặp microgalvanic với thép nên các thiết bị kỹ thuật và cácđường ống tiếp xúc với sunfit nhanh chóng bị phá hủy

Việc ngăn chặn quá trình ăn mòn sunfit thực sự nan giải Mặc dù đã có thêm cácchất ức chế ăn mòn axit, nhừng các đường ống làm từ thép đặc biệt không gỉ đều vẫnbị phá hỏng

H2S kết hợp với các hợp chất không no tạo thành dạng mercaptan là các chất hoạtđộng và có độc tính Chúng là nguyên nhân chính làm giảm hoạt tính của xúc tác dochúng có độ bền nhiệt cao, có khả năng làm tăng quá trình tạo nhựa, tạo xỉ, cặn gâythụ động hóa bề mặt xúc tác và tăng khả năng bị ăn mòn của vật liệu chế tạo thiết bị

Sự có mặt của oxi trong khí làm tăng đáng kể vận tốc ăn mòn Oxi có thể lẫn vàokhí qua nhiều con đường khác nhau

Sự có mặt của hơi ẩm( có thể là rất ít) là điều kiện thuận lợi xảy ra ăn mòn kimloại Sự có mặt đồng thời của H2S, O2 và H2O là rất bất lợi cho quá trình bảo vệ kịmloại, chống ăn mòn

Khả năng ăn mòn kim loại của hỗn hợp khí nêu trên tăng mạnh khi áp suất tăng.Một số nghiên cứu cho rằng, vận tốc ăn mòn ống dẫn khí tỷ lệ thuận với áp suất khíchảy qua ống Theo đó, cần chú ý rằng, dưới áp suất khí nhỏ hơn 20 atm và trong dòngkhí ẩm, chỉ cần có vết H2S đã có thể gây ăn mòn mạnh ống dẫn, làm giảm tuổi thọ củaống dẫn khí từ 5-6 năm

Ngộ độc H2S có thể xảy ra tại nơi khai thác và chế biến dầu nhiều polysunfua, nơisản xuất thuộc nhôm, sản xuất tơ nhân tạo, tại các nhà máy thuộc da, nhà máy đường,tại các địa điểm xử lý nước thải Nhiễm độc nặng xảy ra tại nồng độ H2S là 0,2-0,3mg/l, nồng độ H2S gây tử vong đối với con người là khoảng >1mg/l

Tuy H2S có nhiều nhược điểm như vậy nhưng nó vẫn là một nguyên liệu quý giáđối với công nghệ hóa học, vì từ nó có thể tổng hợp được một khối lượng rất lớn cáchợp chất vô cơ và hữu cơ Nhưng vấn đề làm sạch khí H2S trong khí phải đặc biệt chútrọng

 Ảnh hưởng của H 2 S đến các quá trình công nghiệp

tác Ni trên chất mang CeO 2 và Al 2 O 3

Sự có mặt của H2S sẽ hạn chế tốc độ phản ứng steam reforming trên cả 2 loại xúctác này, dẫn tới làm giảm lượng H2 sinh ra Với sự có mặt của H2S ở nồng độ 2-10ppm, tốc độ phản ứng bị giảm đột ngột Việc khảo sát ảnh hưởng của áp suất riêngphần của H2S lên quá trình steam reforming metan cho thấy: tốc độ phản ứng steamreforming giảm khi áp suất riêng phần của H2S tăng

H2S ẩm có khả năng gây ảnh hưởng nghiêm trọng đến nhiều thiết bị và quá trình xử

lý trong nhà máy lọc dầu như:

- Tại phân xưởng FCC, các tháp chưng cất, các thùng chứa ở trên đỉnh thápchưng cất phân đoạn, tháp hấp thụ … đều dễ bị hư hỏng do khí H2S ẩm (gâynên các hiện tượng phồng, HIC-hiện tượng ăn mòn do thẩm thấu hydro, SOHIC

- hiện tượng ăn mòn điểm bởi H2S và SSC - hiện tượng ăn mòn do sunfit) Thápcất loại butan của phân xưởng FCC cũng bị tổn hại do SSC, hiện tượng phồng

và HIC

- Các bộ phận thu hồi toàn bộ hơi của phân xưởng cốc hóa Sự có mặt của cácmuối cyanua sẽ làm tăng đáng kể khả năng và tính nghiêm trọng của quá trìnhphồng rộp và HIC

- Các hệ thống cất nước chua, các hệ thống tái sinh amine trên cao Trong cácthiết bị xử lý H2 có nồng độ amoni bisunfit cao, thì khả năng bị phồng, rộp, HICcũng tăng Nồi chưng nhanh chứa các amin giàu khí axit cũng có thể bị tấncông mạnh và xảy ra hiện tượng phồng rộp

- Quá trình hấp thụ hydro của các thiết bị thép carbon là kết quả của sự ăn mòn

do muối bisunfit có trong dòng thải của các bình ngưng trong quá trình xử lý H2các thiết bị hydrocracking trong các nhà máy lọc dầu và trong các hệ thống trênđỉnh cột chưng cất của các thiết bị xử lý

- Quá trình bẻ gãy carbonat có thể thường thấy trên đỉnh của các bộ chưng cấtphân đoạn chính và hệ thống nén khí ướt của phân xưởng FCC, các cột cất nướcchua và phân xưởng cốc hóa chậm

1.2 CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ KHÍ AXIT.

1.2.1 Hấp phụ

Phương pháp này được sử dụng khi yêu cầu độ sạch của khí sản phẩm rất cao vàhàm lượng khí axit trong khí nguyên liệu bé Tác nhân hấp phụ thường là zeolithe.Nếu dùng loại zeolithe 4A, 5A thì có thể thực hiện đồng thời quá trình dehydrate hóa

và quá trình khử axit Khí sản phẩm khi sử dụng zeolithe 4A, 5A đạt yêu cầu kỹ thuậtrất cao [H2O] = 0.1ppm, [H2S] = 20 – 40 mg/m3 Ngoài ra, người ta còn dùng phổ biếnzeolithe 13A vì loại zeolithe này có thể tách được cả mercaptane (RSH) Tuy nhiênthực tế dòng khí có cả H2S và CO2, khi có mặt CO2 thì zeolithe sẽ xúc tác cho phảnứng giửa CO2 và H2S tạo thành COS:

H2S + CO2 → COS + H2OHiện nay, một số rây phân tử đang được nghiên cứu để làm chậm phản ứng này.Tuy nhiên đặc điểm của zeolithe là dễ ngộ độc với hàm lượng vết của glycol hoặc cácsản phẩm phân hủy của glycol do vậy sẽ giảm dần hoạt tính và tuổi thọ của zeolithe.Nếu loại bỏ được các nguyên nhân gây ngộ độc trên thì tuổi thọ của zeolithe tăng lên 3

÷ 5 năm trước khi thay zeolithe mới

1.2.2 Thẩm thấu

Phương pháp này được áp dụng khi nồng độ của khí CO2 trong khí cao và yêu cầu

độ sạch của khí sản phẩm là không cao lắm, có thể dùng tách đồng thời cả nước Nguyên tắc của phương pháp là dựa vào sự thẩm thấu của khí qua màng thẩm thấu.Dưới tác dụng của áp suất thì màng thẩm thấu sẽ cho các phân tử có kích thước nhỏhơn kích thước của màng qua còn các cấu tử có kích thước lớn hơn sẽ bị giữ lại Nhưvậy, áp suất càng cao thì quá trình thẩm thấu càng nhanh

Hình 1.2 Thiết bị thẩm thấu

Hệ số thẩm thấu Фi đối với màng lọc được xác định qua công thức sau:

Nhược điểm của phương pháp này có chi phí năng lượng cao dẫn đến giá thành sảnphẩm cao, nhưng dùng để làm sạch sơ bộ khí CO2 khi hàm lượng CO2 trong khí cao.

1.2.4 Hấp thụ

Hấp thụ là quá trình hút khí bằng chất lỏng, khí được hút gọi là chất bị hấp thụ,chất lỏng dùng để hút gọi là chất hấp phụ hay còn gọi là dung môi hập thụ, khí khôngbị hấp thụ là khí trơ Quá trình hấp thụ đóng vai trò quan trọng trong công nghiệp hóahọc, nó dùng để:

- Thu hồi cấu tử quý

 Các quá trình hấp thụ bằng dung môi hóa học

Dung môi MEA: Là amine bậc 1, so với amine bậc 2 và bậc 3 thì ăn mòn mạnh

hơn Do vậy nồng độ MEA trong dung dịch không vượt quá 10 ÷ 20 %wt Khi nồng

độ tăng lên thì ăn mòn cũng tăng theo

- Ưu điểm của quá trình: Làm sạch triệt để khí H2S và CO2 ( do có khả năng táchđồng thời không chọn lọc H2S và CO2) MEA có tính ổn định hóa học cao, dễtái sinh, có khả năng phản ứng cao, công nghệ và thiết bị đơn giản và độ bềncao khi vận hành đúng

- Nhược điểm quá trình: Phản ứng không thuận nghịch với COS, CS2, RSH,không thể tách ra được trong quá trình tái sinh dung môi RVP tương đối cao sovới các amine khác nên sẽ bị hao hụt nhiều hơn

Do những lí do trên, ta chỉ dùng MEA khi yêu cầu hiệu suất khử khí axit cao, nồng

độ của khí axit trong khí nguyên liệu nhỏ và không có COS, CS2 trong thành phần khínguyên liệu

Dung môi DEA: Dung môi được sử dụng là dung dịch nước diethanolamine

(DEA), là amine bậc 2, được sử dụng rộng rãi hơn so với MEA DEA kém ăn mòn hơn

so với MEA nên có thể sử dụng nó với nồng độ 25 ÷ 30 %wt dung dịch

- Ưu điểm của quá trình: Đảm bảo làm sạch triệt để khí khỏi H2S và CO2 với sự

có mặt của COS và CS2 ( do sản phẩm phản ứng của DEA với COS và CS2 bịphân hủy trong quá trình tái sinh dung môi đến CO2 và H2S ) Dung dịch DEAbền về mặt hóa học, có áp suất hơi bảo hòa thấp nên ít tổn thất hơn so vớiMEA, công nghệ và thiết bị đơn giản Sản phẩm phân hủy của DEA có tính ănmòn ít hơn so với sản phẩm phân hủy của MEA

- Nhược điểm của quá trình: Khả năng hấp thụ của dung môi thấp do nó là aminebậc 2 nên có ái lực với H2S và CO2 nhỏ, nhất là với dòng khí nguyên liệu có ápsuất thấp, lưu lượng riêng của chất hấp thụ cao và chi phí vận hành lớn Một sốtạp chất chứa trong khí nguyên liệu ( HCN…) tương tác với dung môi tạo thànhcác hợp chất không tái sinh được, khả năng hấp thụ các mercaptan và các hợpchất hữu cơ chứa lưu huỳnh khá thấp Trong trường hợp áp suất thấp và thờigian lưu lỏng trên đĩa khoảng 2 giây thì DEA sẽ hấp thụ chọn lọc H2S như vậy

sẽ có một lượng CO2 đáng kể ra ngoài theo khí sản phẩm

Dung môi DGA: Có tính năng như MEA nhưng ít bay hơi hơn, do đó có thể sử

dụng với nồng độ lớn hơn nhiều từ (40 ÷ 60 %) Cho phép giảm lưu lượng và bội sốtuần hoàn dung môi và tăng tính kinh tế cho quá trình Độ hoạt động của DGA theoCO2 cao hơn MEA Tương tác DGA với CO2, COS, CS2 và mercaptan dẫn đến tạothành các hợp chất dễ tái sinh Trong quá trình làm sạch, khả năng thu hồi CO2, COS,CS2 và RSH nhẹ cao

Dung môi DIPA: Được sử dụng dưới dạng pha lỏng có nước với nồng độ tương

đối cao (30÷40%) Dung môi DIPA có thể đồng thời làm sạch triệt để khí khỏi H2S và

có thể đồng thời làm sạch khí khỏi CO2, COS và RSR tạo thành các hợp chất dễ táisinh Hoạt tính của DIPA theo CO2 thấp hơn so với dung dịch MEA nên độ chọn lọccủa DIPA đối với CO2 thấp hơn so với MEA

Dung môi MDEA: Các điều kiện vận hành của methyldiethanolamine được thiết

lập không cố định so với các amine đã nói ở trước bởi tính linh động mềm dẻo vànhiều ứng dụng khác nhau, ngày nay nó được sử dụng rộng rãi trên thế giới MDEA làamine bậc 3 và khoảng nồng độ thường sử dụng là 20÷50% wt do đó ăn mòn ít, lượngaxit hấp thụ nhiều 0,7 ÷ 0,8 mol axit/mol MDEA

Mặt khác: MDEA có áp suất hơi bảo hòa thấp nên mất mát ít, nhiệt của các phảnứng với khí axit thấp, khả năng phân hủy kém và quan trọng là hấp thụ chọn lọc H2Strong dòng khí có CO2

Bảng 1.3 Thông số các amine thường sử dụng

Khả năng hấp thụ mol/mol 0,3÷0,3

0,3÷0,4

không hạn chế

Bảng 1.4 Một số thông số hóa lý cơ bản của các amine

Nhiệt độ sôi, oC ở áp suất Pa:

0,198(ở 45oC)

0,026(ở 24oC)

Độ hòa tan trong nước ở 20oC,

Hoàntoàn

Bảng 1.5 So sánh các ưu, nhược điểm của các amine

- Làm sạch triệt để khí CO2 và H2S( do

khả năng tách đồng thời không chọn

lọc CO2 và H2S)

- Tính ổn định hóa học cao, dễ tái sinh,

có khả năng phản ứng cao, công nghệ

thiết bị đơn giản

- MEA tương đối khó hấp thụ

hydrocacbon nên tổn thất ít

- Mức độ bão hòa của dụng dịchthấp

- Lưu lượng riêng chất hấp thụ

và chi phí vận hành cao

- Tương tác với các tạpchất( CO2, SO2, SO3, COS,CS2) tạo thành các hợp chấtkhông thể tách ra trong quátrình tái sinh, làm mất hoạt tínhchát hấp thụ, tăng tính tạo bọt

và tính ăn mòn của dung môi

- Áp suất hơi bão hòa của MEAtương đối cao nên mất mát lớn.DEA - Làm sạch triệt để khí H2S và CO2 với

sự có mặt của COS và CS2( do sản

phẩm phản ứng của DEA với COS và

- Khả năng hấp thụ dung môithấp do là amine bậc 2

- Lưu lượng riêng của chất hấp

CS2 bị thủy phân trong quá trình tái

sinh dung môi

- Dung dịch DEA bền về mặt hóa học

trong điều kiện của quá trình, áp suất

bão hòa thấp nên ít mất mát

- Sản phẩm phân hủy của DEA có tính

ăn mòn ít hơn sản phầm phân hủy của

MEA

thụ cao và chi phí vận hànhlớn

- Một số tạp chất ( HCN )tương tác với dung môi tạothành các hợp chất không táisinh được

- Trong trường hợp áp suất thấp

và thời gian lưu trên đĩakhoảng 2 giây thì DEA sẽ hấpthụ chọn lọc H2S

MDE

A

- Nồng độ trong dung môi 20 – 50 % do

ít ăn mòn

- Lượng axit hấp thụ nhiều: 0,7-0,8 mol

axit/ mol MDEA

- Có khả năng phân hủy các hợp chất

oxigen mà từ nó hình thành nên các

dạng axit ăn mòn, nếu không được

loại bỏ thì tạo nên sulphide sắt trong

hệ thống

- Áp suất bão hòa thấp nên mất mát ít

- Hấp thụ chọn lọc H2S trong dòng có

CO2

- Dung môi này cho phép số vòng tuần

hoàn bé do nồng độ của dung dịch

cao

- Ở tỉ lệ CO2/H2S cao thì phầnlớn CO2 lọt qua tầng hấp thụ và

ra ngoài theo khí sản phẩm

DIPA - Làm sạch triệt để khí khỏi H2S ( đến

- Độ hòa tan của hydrocacbon trong quá

trình DIPA không lớn

DGA

- Áp suất hơi bão hòa nhỏ do đó dung

môi có thể sử dụng được ở nồng độ

cao Làm sạch triệt để khí khỏi H2S

đến 5,7 mg/m3, giảm được lưu lượng

và bậc tuần hoàn, tăng tính kinh tế

- Độ hoạt động của DGA so với CO2

cao

- Sản phầm tương tác giữa DGA và các

tạp chất: COS, CO2, CS2 dễ tái sinh

Các phản ứng hấp thụ xảy ra giữa H2S và amin bậc 1 là:

2R-NH2 + H2S ↔ (R-NH3)2S(R-NH3)2S + H2S ↔ 2R-NH3- HS

Đa số với các amine bậc 1 thì phản ứng xảy ra nhanh, tuy nhiên với TEA thì xảy rachậm do vậy hiệu quả tách H2S kém

Phản ứng với CO2 thì theo hai dạng:

- Tạo thành carbonate và bi carbonate :

2R-NH2 + CO2 + H2O ↔ (R-NH3)2CO3 (1)(R-NH3)2CO3 + CO2 + H2O ↔ 2R-NH3-HCO3 (2)Phản ứng (1), (2) xảy ra chẩm do CO2 phản ứng với H2O trước khi tương tác vớiamine

- Tạo carbamate: 2R-NH2 + CO2 ↔ R-NH-COO-NH3 (3)

Phản ứng (3) xảy ra tương đối nhanh và chiếm ưu thế đối với dung môi MEA

Quá trình này được thực hiện dựa trên hấp thụ vật lý, chứ không phải trên phản ứnghóa học như các quá trình hấp thụ hóa học:

Phương pháp hấp thụ vật lý được dùng khi khí cần xử lý có áp suất tương đối cao,hàm lượng hydrocacbon thấp, hàm lượng khí axit trong khí nguyên liệu lớn Ưu điểmcủa phương pháp là không có hiện tượng sủi bọt, không ăn mòn thiết bị, khi hàmlượng khí axit trong khí nguyên liệu lớn thì chi phí đầu tư, vận hành ít hơn so với hấpthụ hóa học do khả năng hấp thụ của dung môi hữu cơ tăng gần như tỷ lệ với áp suấtriêng phần của khí axit và các hợp chất không mong muốn khác Hơn nữa việc tái sinhdung môi dễ dàng ít hoặc không tốn năng lượng đơn giản là giảm áp suất từng bậc.Tuy nhiên nhược điểm cơ bản chính là hấp thụ tương đối tốt các hidrocacbon và chấtlượng làm sạch khí sản phẩm không cao thông thường sau đó phải xử lý bổ sung bằnghấp thụ hóa học

Có rất nhiều dung môi được thử nghiệm, nhưng chỉ có một vài dung môi được sửdung rộng rãi trong công nghiệp như: DiMethylEther PolyEthylene Glycol(DMEPEG), methanol ở nhiệt độ thấp, N-Methyl-2 Pyrolydone (NMP)

Quá trình Fluor: Chất hấp thụ được sử dụng trong công nghệ này là propylen

cacbonat

Bảng 1.6 Tính chất của propylen cacbonat.

Khối lượng riêng ở 20oC (g/ml) 1,2

Độ nhớt ở 18oC (m2/s) 6,64.10-6

Áp suất hơi bão hòa ở 27oC (Pa) 0,666

Ưu điểm:

- Có khả năng hòa tan tốt H2S, CO2, CO, CS2

- Có tính ăn mòn yếu

- Quá trình hoàn nguyên dung môi ít tốn năng lương

- Bền về mặt hóa học trong điều kiện quá trình

- Có áp suất bão hòa thấp Vì vậy trong quá trình hoàn nguyên dung môi(bằng cách giảm áp suất) thì dung môi ít bị cuốn theo khí axit

- Độ uyển chuyển của quá trình hấp thụ bằng dung môi propylen cacbonatcao

Nhược điểm: Lôi cuốn hydrocacbon nhiều gây làm thất thoát lượng lớn sản phẩm,

đồng thời hàm lượng HC cao trong khí sẽ không có lợi cho quá trình sản xuất lưuhuỳnh sau này ( phân xưởng Claus) Quá trình hấp thụ xảy ra ở nhiệt độ thấp (-60oC), tốn chi phí năng lượng cho quá trình làm lạnh

I Khí chua, II Khí sạch, III Khí axite, IV Dung môi tái sinh, V Dung môi bão hòa, VI Khí tuần hoàn.

Điều kiện công nghệ:

- Công nghệ này được sửu dụng khi áp suất riêng phần tổng cộng của các cấu

tử axit trong khí nguyên liệu lớn hơn 0,4 Mpa

- Nhiệt độ làm việc của tháp hấp thụ từ: -60oC

Thuyết minh sơ đồ quy trình công nghệ:

Khí nguyên liệu (I) được cho vào tháp hấp thụ ở gần đáy tháp đồng thời dung môi(IV) được bơm từ đỉnh tháp xuống, quá trình hấp thụ sẽ tiến hành trong khoảng nhiệt

độ từ 0-6oC Khí đi ra từ đỉnh tháp là khí sạch (ngọt )II Dung môi bão hòa (V) đượcbơm vào thiết bị phân ly thứ nhất (2), dòng khí đi ra từ đỉnh thiết bị phân ly thứ haiđược máy nén đẩy hoàn nguyên về dòng nguyên liệu ban đầu, phần tạp chất còn lạiđược đưa qua thiết bị phân ly thứ hai (3) Ở thiết bị này khí axit đi ra từ đỉnh tháp vàđược Tuốc-bin bơm thải ra cùng với dòng khí axit của thiết bị phân ly thứ ba (4) đi rangoài Phần dung môi bão hòa tiếp tục được đưa vào thiết bị phân ly thứ ba (4), tại đâythì khí axit đã được phân ly hoàn toàn và thải ra ngoài còn phần dung môi sạch (dungmôi tái sinh) được bơm trở lại tháp hấp thụ để tiến hành quá trình hấp thụ

Quá trình Selecsol: Chất hấp thụ được sử dụng trong công nghệ này là dimetyl ete polyetylen glycol

Bảng 1.7 Tính chất của dimetyl ete polyetylen glycol

Áp suất hơi bão hòa ở 25oC ,(Pa) 1,33

Ưu điểm :

- Có tính chọn lọc cao và đảm bảo hấp thụ chọn lọc H2S với sự có mặt CO2 (ở

20oC, 0,1 MPa thì độ hòa tan H2S gấp 10 lần CO2; ở 15,6oC, 6,9 MPa là 9,6lần)

- Không có hoạt tính ăn mòn

- Không sủi bọt, bền về mặt hóa học trong điều kiện của quá trình

- Độ uyển chuyển của quá trình hấp thụ bằng dung môi DMEPEG cao.

- Không độc, dễ phân hủy khi làm sạch nước thải bằng phương pháp vi sinh

So với sử dụng MEA thì chi phí đầu tư giảm 70%, chi phí vận hành giảm 30%

Nhược điểm:

- Lôi cuốn hydrocacbon nhiều gây làm thất thoát lượng lớn sản phẩm, đồngthời hàm lượng hydrocacbon cao trong khí axit sẽ không có lợi cho quá trìnhsản xuất lưu huỳnh

- Hấp thụ tốt các hydrocacbon nặng Nếu không hấp thụ sơ bộ cáchydrocacbon nặng thì chỉ có thể sử dụng để làm sạch khí khô

- Áp suất làm việc cao do tái sinh giãn nỡ từng bậc

I Khí chua; II Khí sạch; III Dung môi bão hòa; IV Dung môi tái sinh một phần;

V Hơi nước; VI Dung môi tái sinh; VII Khí axit và một số khí khác; VIII Khí làm nguyên liệu.

Điều kiện công nghệ:

- Áp suất được giữ trong khoảng 6,8-7,0 Mpa

- Nhiệt độ: Tùy tính chất nguyên liệu nhiệt độ làm việc của tháp dao độngtrong khoảng từ -1510oC

Thuyết minh sơ đồ lưu trình công nghệ:

Khí chua (1) đã tách nước vào đáy tháp hấp thụ và ngược dòng với dung môinghèo (VI) được đưa vào từ đinh tháp hấp thụ (1) Sự tiếp xúc trực tiếp và ngược chiềugiữa dung môi và khí chua làm cho H2S trong khí chua bị hấp thụ vào dung môi Dungmôi nghèo đi vào đỉnh tháp hấp thụ ở nhiệt độ môi trường sau khi trao đổi nhiệt vớidòng dung môi tái sinh một phần (IV) từ đáy tháp phân tách số 2 và dòng dung môibán nghèo đi ra từ tháp hấp thụ Do tính chất hấp thụ chọn lọc H2S và sự lôi cuốnhydrocacbon nên dòng đi ra từ giữa tháp hấp thụ có thành phần chủ yếu là dung môi,một phần hydrocacbon Dòng khí sạch (II) đi ra ở đỉnh tháp hấp thụ Dòng dung môigiàu đi vào đỉnh tháp phân tách (2), tại đây phần khí hydrocacbon được phân tách ởđỉnh và được máy nén (6) đưa trở lại đáy tháp hấp thụ Phần khí axit được tách ra ởphần đáy tháp phân tách, còn lại dòng dung môi tái sinh một phần đi ra ở đáy kết hợpvới dòng dung môi bán nghèo đi ra từ tháp hấp thụ (hai dòng này đã sạch H2S và chứahydrocacbon kéo theo) sau khi trao đổi nhiệt với dòng dung môi nghèo từ đáy thápphân tách sẽ đi vào đỉnh tháp phân tách (3) để thu hồi hydrocacbon Một phần dòngkhí sạch (II) đi vào đáy tháp phân tách (3).Tại tháp phân tách (3), phần khíhydrocacbon được tách ra ở phần đỉnh tháp để đi làm khí nhiên liệu Phần dung môinghèo ở đáy tháp hoàn lưu trở lại đỉnh tháp hấp thụ để làm dung môi tiếp tục quá trìnhhấp thụ

Quá trình purizol: Chất hấp thụ được sử dụng trong công nghệ này là metyl 2-pirolydon.

N-Bảng 1.8 Tính chất của N-metyl 2-pirolydon

Khối lượng riêng ở 25oC (g/ml) 1

Áp suất hơi bão hòa ở 40oC ,(Pa) 133,3

Ưu điểm:

- Có tính chọn lọc cao, đảm bảo hấp thụ chọn lọc H2S với sự có mặt của CO2

- Có khả năng hấp thụ được hơi nước

- Không có hoạt tính ăn mòn, bền về mặt hóa học trong điều kiện của quátrình

- Không độc

Nhược điểm:

- Có thể tạo bọt và hòa tan hydrocacbon

- Áp suất làm việc cao, áp suất hơi bão hòa cao nên thất thoát dung môi lớn

V Dung môi bão hòa; VI,VII Khí tách làm nguyên liệu; VIII Dung môi tái sinh một phần ; IX Chất tải nhiệt; X Khí axit và một số khí khác; XI Khí thiên nhiên;

XII Dung môi tái sinh

Điều kiện công nghệ:

- Áp suất được giữ trong khoảng: 5-7,5 Mpa

- Nhiệt độ chất hấp thụ 20-28oC, nhiệt độ khí nguyên liệu 0-15oC

Thuyết minh sơ đồ công nghệ:

Khí chua (I) được đưa vào đáy tháp hấp thụ ngược chiều với các dòng dung môi đivào từ đỉnh tháp Sự tiếp xúc trực tiếp và ngược chiều kết quả khí axit bị hấp thụ vàodung môi Dòng khí sạch đi ra ở đỉnh tháp hấp thụ, dòng dung môi giàu đi ra ở đáytháp hấp thụ được đưa qua phân tách ở các thiết bị tách áp suất cao, phần khí đi ra từthiết bị tách này có chứa nhiều khí axit được tuần hoàn trở lại làm khí nguyên liệu tạiđáy tháp hấp thụ Phần dung môi đi ra từ tháp tách áp suất cao tiếp tục đi vào thiết bịtách áp suất trung bình Tại đây, phần hydrocacbon nặng hơn được tách ra, phần dungmôi tiếp tục đi vào thiết bị tách sáp suất thấp để tách triệt để các thành phầnhydrocacbon còn lại trong dung môi Dòng dung môi đi ra từ tháp tách áp suất thấpđược chia làm hai phần , một phần dòng đi vào đỉnh tháp hấp thụ sau khi làm lạnh,một phần đi trao đổi nhiệt với dòng dung môi nghèo từ đáy tháp bay hơi (8), sau đóđược gia nhiệt tại thiết bị trao đổi nhiệt (6) và đi vào đỉnh tháp bay hơi Tại đây, khíaxit được tách ra ở đỉnh, phần đáy là dung môi nghèo được làm lạnh và đưa trở lạiđỉnh tháp hấp thụ để tiếp tục quá trình hấp thụ

CHƯƠNG II: THIẾT KẾ CÁC THIẾT BỊ CHÍNH TRONG

PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ KHÍ HYDROSUNFUA

2.1 CÁC YẾU CẦN QUAN TÂM KHI THIẾT KẾ

2.1.1 Các yếu tố cần quan tâm khi lựa chọn công nghệ

o Những tạp chất axit cần loại bỏ ra khỏi dòng khí.

o Hàm lượng các tạp chất axit và mức độ làm sạch mong muốn.

o Tính chọn lọc của quá trình là khí axit.

o Thể tích khí cần xử lý, điều kiện nhiệt độ và áp suất của dòng khí cần xử lý.

o Tính khả thi và khả năng thu hồi lưu huỳnh khi hàm lượng khí hydrosunfua

trong khí đáng kể

o Chi phí đầu tư cho quá trình.

2.1.2 Các yếu tố cần quan tâm khi lựa chọn chất hấp thụ cho quá trình làm ngọt khí.

o Có tính chất chọn lọc, đây là tính chất quan trọng nhất.

o Có độ nhớt chất hấp phụ nhỏ để giảm trở lực và tăng hệ số chuyển khối.

o Nhiệt dung riêng bé, tiêu tốn năng lượng cho quá trình tái sinh nhỏ.

o Nhiệt độ sôi khác xa với nhiệt độ sôi của cấu tử bị hấp thụ, nhờ vậy dễ tái sinh

dung môi bằng chưng cất

o Nhiệt độ đóng rắn thấp, không bị đóng rắn tại nhiệt độ làm việc.

o Không tạo thành kết tủa khí hấp thụ.

o Ít bay hơi, mất mát ít trong quá trình tuần hoàn chất hấp thụ.

o Không độc không gây ô nhiễm môi trường, không gây ăn mòn thiết bị.

Tuy nhiên trong thực tế không có dung môi nào đạt được tất cả các tiêu chuẩn đãnêu Vì vậy, khi chọn dung môi ta phải dựa vào điều kiện cụ thể của sản xuất

2.1.3 Những ưu điểm khi sử dụng dung môi MEA.

o Làm sạch triệt để H2S.

o Có tính ổn định hóa học cao

o Dễ tái sinh có khả năng phản ứng cao

o Khó hấp thụ các hydrocacbon.

o Ít tổn thất khi sử dụng

o Đã được sử dụng nhiều trong thực tế, giá rẻ, dễ kiếm

2.2 THUYẾT MINH SƠ ĐỒ CÔNG NGHỆ (sơ đồ công nghệ trang sau)

Mục đích: Sử dụng dung môi MEA trong xử lý khí hydrosunfua vì dung môi này

có thể làm sạch triệt để H2S , làm giảm hàm lượng H2S xuống còn vài ppm Dung môiMEA có tính ổn định hóa học cao, dễ tái sinh, có khả năng phản ứng cao, công nghệthiết bị đơn giản và dung môi MEA tương đối ít hấp thụ hydrocacbon nên ít tổn thất

Thuyết minh: Dòng khí nguyên liệu có nhiệt độ 100oF và áp suất là 334,7 psia cóthành phần chủ yếu là các hydrocacbon nhẹ và khí H2S được đưa vào đáy tháp hấp thụC-01 Dòng amine nghèo (Lean amine) hồi lưu tuần hoàn từ tháp stripper được đưavào ở đỉnh tháp hấp thụ, dòng dung dịch amine nghèo sẽ chảy từ trên xuống tiếp xúcvới khí nguyên liệu đi từ dưới lên, tại đây dung dịch amine có tính hấp thụ chọn lọc sẽhấp thụ H2S và H2S sẽ theo dung dịch amine đi ra ở đáy tháp hấp thụ và dòng khínguyên liệu ban đầu đã được loại bỏ H2S đi ra ở đỉnh tháp hấp thụ Dòng sản phẩm đáy(Rich amine) sẽ tiếp tục đi qua van giảm áp V-100 để giảm áp suất và tiếp tục đi vàothiết bị trao đổi nhiệt E-02 để trao đổi nhiệt với dòng amine nghèo ra ở đáy tháp C-02,

để gia nhiệt cho dòng Rich amine Dòng Rich amine sau khi được gia nhiệt sẽ đi vàođĩa số 8 tháp C-02 dưới tác dụng của nhiệt độ cao thì khí H2S sẽ được tách ra khỏidung dịch amine và đi ra ở đáy đỉnh tháp C-02, còn dung dịch amine nghèo sau khitách khí axit sẽ đi ra ở đáy tháp C-02 và được hồi lưu trở lại tháp hấp thụ

Phương trình phản ứng:

OHC H2C H2N H2+H2S ↔¿

¿

TRANG SƠ ĐỒ CÔNG NGHỆ

2.3 CÁC THÔNG SỐ CHÍNH TRONG PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ KHÍ

HYDROSUNFUA BẰNG DUNG MÔI MEA.

2.3.1 Tính chất của dòng nguyên liệu.

 Dòng khí nguyên liệu đầu vào có lưu lượng là: 30 triệu ft3/day =35396,06 m3/h

 Khối lượng phân tử trung bình của hỗn hợp khí là: 25,42 g/mol

 Áp suất của dòng khí nguyên liệu là: 334,7 psia

 Nhiệt độ dọng khí nguyên liệu là: 100 oF

Bảng 2.1 Thành phần nguyên khí nguyên liệu:

 Hàm lượng khí H2S không vượt quá 0,1 grain/100 scf = 2,29*103 (g/m3)

 Không có lẩn amine trong sản phẩm đỉnh

2.3.3 Tính chất của dung môi monoethanolamine (MEA):

 Tỉ lệ mol:

MEA

H2S=

31

 Dung môi amine sử dụng, MEA chiếm 20% khối lượng dung dịch

2.3.4 Các thông số dùng trong quá trình tính toán:

 Khối lượng riêng của H2O là:8,328 lb/gal

 Khối lượng riêng của MEA là: 8,45 lb/gal

 Khối lượng mol của H2S: 34 g/mol

 Khối lượng mol của H2O: 18 g/mol

 Khối lượng mol của monoethanol amine: 61 g/mol

 Enthalpy của phản ứng giữa H2S và MEA là: 650 (Btu/h)

2.4 THIẾT KẾ THÁP HẤP THỤ (C-01)

Hinh 2.1 Tháp hấp thụ bằng amine

Các thông số cần thiết kế:

 Tính số đĩa thực tế

 Chiều cao phần đĩa của tháp hấp thụ

 Tính đường kính tháp hấp thụ

2.4.1 Số đĩa thực tế.

Các bước xác đinh số đĩa thực tế:

 Xác định số đĩa lý thuyết

 Xác định số đĩa thực tế dựa vào chọn hiều suất đĩa

a Số đĩa lý thuyết

Dựa vào lưu lượng dòng nguyên liệu: 30 triệu ft3/day =35,396 *103(m3/h)

- Tính số mol khí nguyên liệu vào dựa theo công thức

n= P S tandard∗V R∗T S tandard

Trong đó:

- PStandard: áp suất ở điều kiện chuẩn là 1atm = 14,7 psia

- TStandard: nhiệt độ ở điều kiện chuẩn là 60oF = 288,706oC

- R: hằng số khí lý tưởng bằng 0,082 atm.l/k.mol

Suy ra số mol của khí nguyên liệu vào trong tháp trong 1h là

nFeed= 1∗35,396∗106

0,082∗288,706 =1495,15∗10

3

(gmol/h) = 3296,25(lbmol/h)

Lưu lượng khối lượng khí vào trong tháp trong 1h là:

m Feed=1495 , 15∗103∗25 ,42=38,01∗106 (g/h) = 83790,675 (lb/h)Dựa vào phần trăm hàm lượng H2S lẫn trong nguyên liệu ta tính được tổng hàmlượng H2S có trong dòng khí nguyên liệu là:

 Số mol MEA cần dùng là: 96434 ,889∗3=289304 ,6517 (gmol/h) = 637,808

(lbmol/h)

Ta có : MMEA = 61 (g/mol)

- Khối lượng của MEA cần dùng hấp thụ là:

289304,6517∗61=17,65∗106 (g/h) = 38906,2941 (lb/h)

MEA chiếm 20% về khối lượng

 Khối lượng dung dịch amine là:

38906 , 2941∗100

20 =194531, 4705 (lb/h) = 88,238*106 (g/h)

Lưu lượng H2O cần dùng trong dung dịch amine là: 155625,1764 (lb/h)

Số mol H2O trong dung dịch amine là:

155625 ,1764

Thể tích MEA vào trong tháp hấp thụ là:

38906,2941 8,45 = 4064,2952 (gal/h) = 17,43 (m3/h)

Thể tích H2O vào trong tháp hấp thụ là:

155625 ,1764 8,328 =18686 ,981 (gal/h) = 70,74 (m3/h)

 Thể tích dung dịch amine vào trong tháp hấp thụ là: 22751,2762 (gal/h)

Tính số đĩa lý thuyết của tháp hấp thụ.

Sử dụng công thức để xác định số lý thuyết là:

 Số mol của H2S trong dòng amine nghèo là:

64 ,26∗106

22751, 2762=2824 ,413

Từ tỉ lệ

GrainsH 2 S GalA min e và MEA chiếm 20% khối lượng trong dung dịch amine

Ta tra đồ thị hình 2.2 (trang 426, [6])

Hình 2.2 Đồ thị tra áp suất riêng phần H 2 S

 Áp suất riêng phần của H2S là: 0,33 (psia)