Consiste
a la eliminación de los componentes ácidos que, por lo general, contiene el gas
en su estado natural. Se debe comenzar por analizar la materia prima que se va
a tratar, conociendo las impurezas que están de forma inherente ligadas al
contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, en primera
instancia. El agua interviene muy fuertemente en la composición del gas y en la
concentración de las soluciones que se utilizan en los sistemas de amina; de la
misma manera, los gases ácidos, deben ser considerados en el gas de
alimentación y en el gas tratado.
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| Diagrama de Flujo "Planta Endulzamiento" |
TIPOS DE PROCESOS DE ENDULZAMIENTO O DESADIFICACIÓN DE GAS
En
general, los diversos procesos utilizados para el endulzamiento del gas se
pueden agrupar en las siguientes categorías:
Procesos
con solventes químicos
Procesos
con solventes físicos
Procesos
con solventes híbridos o mixtos
Procesos
de conversión directa (solamente para la remoción del H2S)
Procesos
de lecho sólido o seco, membranas y otros
Membranas
y otros procesos de endulzamiento
PROCESOS CON SOLVENTES QUÍMICOS
En este tipo de procesos los
componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente
activo, para formar compuestos inestables en un solvente que circula dentro de
la planta. La solución rica, inestable, se puede separar en sus integrantes
originales mediante la aplicación de calor y/o por reducción de la presión de
operación, para liberar los gases ácidos y regenerar el solvente. Una vez
regenerada, la solución se envía nuevamente a la unidad de absorción
El
componente activo en el solvente puede ser uno de los siguientes tipos, una
alcanolamina ó una solución básica (solución alcalina con sales), con o sin
aditivos. En principio las aminas muestran mayor afinidad con el dióxido de
carbono y producen una cantidad apreciable de calor de reacción (calor exotérmico).
La
afinidad hacia el CO2 se reduce con aminas secundarias o terciarias.
En la práctica, esto significa que, por lo menos parte de la solución en el
proceso puede ser afectada por la reducción de presión en la planta, con la
correspondiente disminución de suministro de calor
Las soluciones de carbonato de
potasio, generalmente incluyen activadores para aumentar la reacción cinética,
pero esos solventes son difíciles de regenerar con un simple descenso en la
presión.
En
general, los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de
gases ácidos, aún cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión
parcial de CO2
Las
principales desventajas son: la demanda de energía, la naturaleza corrosiva de
las soluciones y la limitada carga de gas ácido en la solución, debido a la
estequiometría de las reacciones. Por ser este proceso el utilizado en la
mayoría de las plantas de gas natural para llevar a cabo el endulzamiento, se
explica con cierto detalle.
ALCANOLAMINAS PARA LA REMOCIÓN DE SULFURO DE HIDRÓGENO Y DIÓXIDO DE
CARBONO
El
crédito por el desarrollo de las investigaciones relacionadas con el uso de
alcanolaminas como absorbentes de gases ácidos se le atribuye a R.R. Bottoms,
quien en 1930 patentó esta aplicación.
La trietanolamina (TEA), la cual fue la primera en estar disponible
comercialmente, fue usada en las primeras plantas de tratamiento de gas. Tan
pronto como otros miembros de las familias de las alcanolaminas fueron
integradas en el mercado fueron evaluadas como posibles absorbentes de gases
ácidos. Como resultado de esto, suficientes datos son ahora conocidos para
varios tipos de alcanolaminas, lo cual permite a los ingenieros escoger el
compuesto más rentable para cada requerimiento en particular.
Las
dos aminas que han probado ser de principal interés comercial para la
purificación de gases son la monoetanolamina (MEA) y la dietanolamina (DEA).
Por su parte, la trietanolamina ha sido desplazada en gran forma debido a su
baja capacidad (resultante de su alto peso equivalente), su baja reactividad
(como amina terciaria) y su estabilidad relativamente pobre. La
diisopropanolamina (DIPA) está siendo usada para algunas extensiones del
proceso Adip, el proceso Sulfinol, así como también en el proceso SCOT para la
purificación del gas de cola de la planta Claus. Aunque la metildietanolamina
(MDEA) fue descrita por Kohl y col., como un absorbente selectivo para el H2S
en presencia de CO2 para el año de 1950, su uso en los procesos
industriales ha sido importante sólo en años recientes.
Un
tipo diferente de alcanolamina, la b,b’-hidroxi-aminoetil éter,
(2-(2-aminoetoxi) etanol) comercialmente conocida como Diglicolamina (DGA) fue
propuesta inicialmente por Blohm y Riesenfeld. Este compuesto agrupa la
estabilidad y la reactividad de la monoetanolamina con la baja presión de vapor
y la higroscopicidad del dietilen glicol, por lo tanto, puede ser usado en
soluciones más concentradas que la monoetanolamina.
Se
han creado varias formulaciones de soluciones conteniendo además de amina,
inhibidores de corrosión, antiespumantes, y activadores, los cuales son
ofrecidos bajo diversos nombres comerciales, entre los que se pueden mencionar
UCARSOL, Amine Guard (Union Carbide Corporation); GAS/SPEC IT-1 Solvents (Dow
Chemical Company), y Activated MDEA (BASF Aktiengesellschaft). EXXON Research
and Engineering Company ofrece un proceso mejorado usando MEA, la cual se ha
reportado ser capaz de reducir costos capitales y operativos, en el orden entre
30 y 60 por ciento respectivamente.
QUÍMICA BÁSICA DEL PROCESO
Cada
una de ellas tiene al menos un grupo hidroxilo y un grupo amino. En general,
esto puede ser considerado ya que el grupo hidroxilo sirve para reducir la
presión de vapor e incrementar la solubilidad del agua, mientras que el grupo
amino provee la alcalinidad necesaria en soluciones acuosas para causar la
absorción de los gases ácidos.
Las
reacciones principales ocurren cuando soluciones de una amina primaria, tales
como monoetanolamina, son usadas para absorber CO2 y H2S,
pueden ser representadas como sigue:
Aunque
esos productos son compuestos químicos definidos (algunos han sido aislados y
cristalizados), tienen presiones de vapor apreciables bajo condiciones normales
de allí que la composición de la solución en equilibrio varíe con la presión
parcial de los gases ácidos contenidos en los mismos. Como la presión de vapor
de esos componentes se incrementa rápidamente con la temperatura es posible
separar los gases ácidos de la solución mediante la aplicación de calor.
Como
se puede observar en las ecuaciones, el H2S reacciona directa y
rápidamente con MEA (y otras aminas primarias) formando la amina sulfurada al
igual que hidrosulfuro. Las mismas reacciones ocurren entre el H2S y
las aminas secundarias y terciarias, como por ejemplo DEA, DIPA y MDEA. El
dióxido de carbono pasa por las reacciones mostradas. La reacción mostrada
tiene como resultante la formación de una sal de amina de un ácido carbámico
sustituido, la cual es también directa y relativamente rápida, pero sólo toma
lugar entre el CO2 y una amina primaria y secundaria.
Si
la reacción mostrada en la ecuación es predominante, por tratarse de aminas
primarias, la capacidad de la solución de CO2 está limitada a
aproximadamente 0.5 mol de CO2 por mol de amina, incluso a presiones
parciales relativamente altas de CO2 en el gas tratado. La razón
para esta limitación es la alta estabilidad del carbamato y su baja tasa de
hidrolización a bicarbonato. Con aminas terciarias, las cuales no pueden formar
carbamatos, un radio de un mol de CO2 por mol de amina puede ser
teóricamente logrado. Sin embargo, como ha sido señalado, las reacciones de CO2
involucradas son muy lentas. En un proceso recientemente descrito, este
problema fue superado (para la
MDEA ) por la adición de un catalizador que incrementa la tasa de hidratación del CO2
disuelto.
La
efectividad de cualquier amina para la absorción de ambos gases ácidos es
debida principalmente a su alcalinidad.
En vista de la diferencia en las
tasas de reacción de H2S y CO2 con aminas terciarias, se
puede esperar absorción selectiva de H2S en una corriente que
contenga estos componentes. La cinética de las reacciones de absorción de H2S
y CO2 en soluciones acuosas de MDEA ha sido estudiada por un número
de investigadores. Savage, Funk y Astarita descubrieron que aunque la tasa de
absorción de H2S puede ser predicha termodinámicamente, la tasa de
absorción de CO2 medida experimentalmente, excedió apreciablemente
lo predicho por medio de consideraciones termodinámicas, y por ello concluyeron
que la MDEA
aparentemente como un catalizador base para la hidratación de CO2.
Una
amina estorbada estéricamente es definida estructuralmente como una amina en la
cual el grupo amino se agrupa con un átomo terciario o una amina secundaria, en
donde el grupo amino es agrupado a un átomo de carbono secundario o terciario.
La
clave de la absorción de CO2 por dichas aminas está basado en el
control de la estructura molecular, permitiendo que la amina pueda ser
sintetizada, la cual puede formar bien sea un ión carbamato estable, uno
inestable o sencillamente no formar ningún ión carbamato. Por ejemplo,
realizando una configuración molecular apropiada sería formado un carbamato
inestable con CO2, el cual es
hidrolizable, resultando en la formación de un mol de CO2 por mol de
amina. Para la absorción selectiva de H2S, una estructura molecular
sería seleccionada con la supresión de formación de carbamato, y
consecuentemente, la tasa de absorción de CO2, sin afectar la tasa
de absorción de H2S. Se ha comprobado que una mejor selectividad
puede ser obtenida con aminas estorbadas estéricamente, en vez de usar
alcanolaminas secundarias o terciarias.
SELECCIÓN DE LA SOLUCIÓN DEL PROCESO
La
selección de la solución del proceso está determinada por varios factores entre
los que se pueden mencionar las condiciones de presión y temperatura bajo las
cuales se encuentra disponible el gas a ser tratado, su composición con
respecto al mayor y menor de sus constituyentes, y los requerimientos de pureza
del gas tratado. Aunado a esto, se debe especificar el propósito de la
solución, es decir, si se requiere para la remoción de CO2 y H2S
o sí solo es necesario hacer el proceso selectivo para uno de los componentes.
Entre
las aminas que se pueden utilizar para llevar a cabo el proceso de
endulzamiento de una corriente de gas natural se pueden mencionar las
siguientes:
MEA
(Monoetanolamina)
DGA
(Diglicolamina)
DEA
(Dietanolamina)
DEA
– Amine Guard y DEA – Amine Guard – ST
DIPA
(Diisopropanolamina)
ADIP
(Diisopropanolamina Activada)
MDEA
(Metildietanolamina)
A-MDEA
(Metildietanolamina Activada)
MDEA (METILDIETANOLAMINA)
La
metildietanolamina, es una amina terciaria que reacciona lentamente con el CO2,
por lo cual para removerlo, se requiere de un mayor número de etapas de
equilibrio en la absorción. Su mejor aplicación es en la remoción selectiva del
H2S cuando ambos gases están presentes (CO2 y H2S).
La tecnología de extracción selectiva del H2S está basada en la MDEA , con licencia de DOW,
Phillips y Shell.
Una
ventaja de la MDEA ,
para la remoción del dióxido de carbono es que la solución contaminada o rica
se puede regenerar por efectos de una separación instantánea (flash),
reduciendo o eliminando la carga de gas ácido en el regenerador.
Otra
ventaja que puede ofrecer la MDEA
sobre otros procesos con amina, es su selectividad hacia el H2S en
presencia de CO2. En estos casos la MDEA es más favorable. Si el gas es contactado a
una presión suficientemente alta 55 - 68 bars (o 800 - 1000 psi), bajo ciertas
condiciones, puede obtenerse un gas con calidad para gasoducto de 4 ppm y al
mismo tiempo, desde 40 hasta 60% del CO2 presente, puede fluir a
través del contactor sin reaccionar. Con una alta relación CO2/H2S,
puede usarse MDEA para mejorar la calidad de la corriente de alimentación de
gas ácido hacia una Planta Claus para recuperación de azufre. Se utilizan
soluciones de 30-50% peso de amina.
A-MDEA (METILDIETANOLAMINA ACTIVADA)
En
la MDEA activada,
con licencia de BASF, Linde, Lurgi, Parsons y otros, la adición de una amina
secundaria como activador, acelera la absorción cinética del CO2. La A-MDEA no remueve los
mercaptanos, ni se puede utilizar sola para la remoción selectiva del sulfuro de
hidrógeno debido a la presencia del activador.
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| Amina A-MDEA |
La
regeneración parcial de la solución puede ser afectada por la evaporación de la
solución rica. Dependiendo de las especificaciones del gas tratado, es posible
suministrar una pequeña corriente lateral regenerada térmicamente, para una
segunda etapa de absorción.
UCARSOL®
En
el proceso Ucarsol®, se utiliza la MDEA para la remoción selectiva del H2S,
pero se incorporan inhibidores. La tecnología ha sido desarrollada por Union
Carbide y utiliza diferentes formulaciones múltiples para controlar la reacción
cinética relativa al CO2 y el H2S. A esto se le ha
llamado la familia Ucarsol®.
En
la planta de Líquidos de Gas Natural II del Complejo Petroquímico El Tablazo se
utiliza para llevar a cabo el endulzamiento del gas el solvente UCARSOL®
CR Solvent 422, el cual forma parte de la serie de solventes para tratamiento
de gas de la compañía Union Carbide.
Está específicamente diseñado para la remoción de CO2 en masa
en las instalaciones de procesamiento de gas. El bajo calor de reacción
combinado con el reducido requerimiento de calor sensible del solvente, permite
reducir el consumo de energía para flujos de gas comparables, mientras que se
logran cantidades menores a 100 ppm de CO2 en el gas tratado,
dependiendo de las condiciones de alimentación. Este solvente puede ser
utilizado a varias concentraciones de solución, pero se ha demostrado que para
concentraciones de 50% se ha conseguido un desempeño óptimo.
OPERACIÓN DE PLANTAS DE ENDULZAMIENTO DE AMINA
DIAGRAMA DE FLUJO
El
diagrama de flujo presentado en la figura, es un esquema de una planta de
endulzamiento que utiliza aminas para retirar del gas los componentes ácidos.
Con el fin de hacerle seguimiento se relaciona todo el proceso con la planta de
referencia, realizando una explicación de los principales componentes de manera
individual.
SEPARADOR DE ENTRADA
Este
recipiente colocado a la entrada de la planta, es la unidad encargada de
separar los contaminantes que llegan con la corriente de gas, tales como
hidrocarburos líquidos, agua, partículas sólidas y los compuestos químicos que
han sido agregados previamente al gas natural, los cuales suelen causar efectos
nocivos.
ABSORBEDOR O CONTACTOR
El
gas ácido que sale del separador, entra al absorbedor por el fondo de la torre
y fluye hacia arriba para entrar en contacto con la solución de amina que baja
desde el tope de la torre. En este contacto el gas ácido es removido de la
corriente gaseosa y transferido a la solución. El gas tratado que sale por el
tope debe salir con muy poca cantidad de componentes ácidos.
El
contenido de impurezas en el gas residual dependerá de las condiciones de
diseño y de la operación del sistema. Es importante que el operador entienda a
cabalidad el funcionamiento de estas plantas, con el fin de obtener la mayor
eficiencia del proceso.
La
solución que sale por el fondo del absorbedor puede contener:
- Agua
- Amina
- Componentes ácidos (CO2, H2S, COS, CS2, Mercaptanos, etc.)
- Gas natural que ha quedado en la solución
- Hidrocarburos líquidos retirados de la corriente de gas
- Sólidos y otras impurezas
La
cantidad de hidrocarburos líquidos que pasa a la solución de amina aumenta a
medida que sube la presión de operación y/o disminuye la temperatura de
contacto. Es recomendable que la solución de amina entre a la torre con 10°F por encima de la
temperatura a la cual entra el gas a la torre, para evitar el arrastre de
líquidos.
La cantidad de gas disuelto dependerá
del tipo de solución que se utilice. La
MEA retiene menos contaminantes que otras soluciones.
El
fluido que sale por el fondo de la torre se conoce como: solución rica, ácida o
contaminada. Lo más común es llamarla amina rica, debido a que se ha
enriquecido de los componentes ácidos. Esta solución fluye hacia el tanque de
venteo o “flash tank”, donde se mantiene la altura requerida utilizando un
controlador de nivel, el cual abre o cierra una válvula para garantizar una
altura de líquido constante en el fondo del absorbedor.
TANQUE DE VENTEO O “FLASH TANK”
Este recipiente se utiliza
para separar el gas que se disuelve en la solución. Normalmente el tanque de
venteo se instala cuando la presión del absorbedor es mayor de 500 psig (35
bars), y se opera a una presión de aproximadamente 75 psig (6 bars).
Cuando
la presión de la solución rica que sale del absorbedor se reduce desde la
presión de contacto hasta la de trabajo del tanque de venteo, la mayor parte de
los hidrocarburos que se han disuelto en la solución se vaporizan llevándose
consigo una pequeña cantidad de gas ácido. El propósito de este tanque es
recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución, los cuales se mandan al
mechero o se utilizan como gas combustible. De esta manera se evita la
formación de espuma y se logra una mejor operación de la planta.
No
obstante es recomendable tener presente el poder contaminante de estos gases,
eso podría impedir su uso como combustible. Lo normal es que contengan una
cantidad excesiva de CO2, por lo que se reduce de manera
considerable el valor calorífico, pero también puede tener H2S, lo
cual es peligroso. Por estas razones se suele colocar a la salida del venteo un
pequeño contactor.
Es
recomendable conectar al tope de este pequeño absorbedor una línea con amina
pobre, con el fin de retirar el gas ácido que transporta el gas combustible.
Esta pequeña porción de solución contaminada se mezcla con la corriente que va
hacia el regenerador. La tasa de flujo se regula con un controlador de nivel en
el tanque de venteo.
La
presión en el tanque de venteo se controla, a su vez, con una válvula colocada
en la salida de la corriente de gas, que trabaja con un controlador de presión.
Esta válvula abre y cierra para mantener constante la presión en el recipiente.
INTERCAMBIADOR DE CALOR AMINA-AMINA
El propósito del intercambiador de calor es aprovechar una parte de la energía de la amina pobre o limpia que sale del regenerador. Esto representa aproximadamente el 50% del calor requerido en el rehervidor de la columna de regeneración.
La
solución pobre que sale del rehervidor, se enfría al pasar por el
intercambiador de calor, mientras que la amina rica que viene del absorbedor,
calienta hasta aproximadamente 190°F
para hacer más fácil la separación de los gases ácidos que transporta. Es
conveniente evitar que no se separe el gas en la tubería, antes de entrar a la
columna de regeneración, porque el sistema se vuelve muy corrosivo.
Después del intercambiador se coloca una
válvula sobre la línea de la solución rica, para controlar el flujo hacia el regenerador.
REGENERADOR
El
propósito del regenerador es remover el gas ácido contenido en la solución
rica. En una planta de amina, la torre de regeneración por lo general contiene
entre 18 y 24 bandejas, el de la planta típica tiene 22. La solución pobre
entra en el 2do. al 4to. plato por debajo del tope. A medida que la solución
desciende, entra en contacto con los vapores del rehervidor que suben hacia el
tope de la torre. El vapor burbujea en la solución, en cada plato, retira los
gases ácidos de la solución y los transporta hacia el tope de la torre.
El
equipo responsable de la compensación energética de la planta es el rehervidor.
Allí se produce el calor necesario para vaporizar la solución que regresa al
regenerador. El vapor fluye en contracorriente con el líquido que cae, y en
cada plato entra en contacto con la solución para lograr el equilibrio que
permite el despojamiento del gas ácido. El consumo de vapor en la planta es un
parámetro extraordinario para medir el comportamiento del sistema.
Cuando
la cantidad de vapor aumenta, se incrementa también la cantidad de gas ácido
despojado. Esta es la razón por la cual el tratamiento de la solución mejora
con el uso de gas de despojamiento (“stripping gas”). Los vapores que salen por
el tope de la torre de regeneración son una mezcla de vapor de agua y gas
ácido. Al pasar por el condensador, el vapor de agua se condensa y los gases
ácidos, también conocidos como gases de cola, salen de la planta.
La
presión en la torre de regeneración se mantiene constante utilizando un
controlador de presión que regula una válvula instalada en la línea de gas del
acumulador de reflujo. El agua que cae del acumulador es bombeada, como
reflujo, hacia el tope de la torre de regeneración y se regula con un controlador
de nivel colocado en el acumulador, el cual activa una válvula de control
ubicada después de la bomba de reflujo.
La
solución que se acumula en el fondo del rehervidor se calienta y se vaporiza
parcialmente. Los vapores se desplazan hacia la torre.
TANQUE DE ABASTECIMIENTO “SURGE TANK”
El
tanque de abastecimiento se usa para almacenar la solución pobre o limpia. Por
efectos del trabajo diario, parte de la solución, se pierde en el contactor y
en el regenerador. También se generan pequeñas pérdidas en el empaque de la
bomba y en otros sitios. A medida que desciende el nivel de la solución en el
tanque de abastecimiento es necesario agregar solución fresca. Es preciso
vigilar que al agregar solución al sistema, se mantenga la proporción agua/amina
recomendada en el diseño original. Cuando la solución trabaja demasiado diluida
o concentrada la planta funciona ineficientemente.
Si la solución de amina entra en
contacto con el aire, reaccionará con el oxígeno y perderá la habilidad para
remover componentes ácidos del gas natural. Como consecuencia, es esencial que
el aire no entre en contacto con la solución. Para prevenir este efecto, se
puede utilizar un colchón de gas inerte en el tanque de abastecimiento. Algunas
veces se utiliza gas natural en sustitución del gas inerte. Para prevenir la
entrada de aire al sistema se utiliza presión de 1 a 2 pulgadas de agua.
BOMBA
DE AMINA POBRE
El
líquido del tanque de abastecimiento pasa a la bomba, la cual aumenta la
presión de la solución pobre de tal manera que pueda entrar en el absorbedor.
El caudal se regula desviando una porción del líquido de descarga de la bomba
hacia una válvula de control manual ubicada en la succión de la bomba.
La máxima tasa de flujo se obtiene
cuando la válvula ubicada en la desviación (“by-pass”), está cerrada. La tasa
de flujo de la solución regenerada que va al absorbedor es medida normalmente
con un rotámetro.
FILTROS
A
medida que la solución circula a través del sistema, recoge partículas que se
toman como producto de la corrosión. Estas partículas sólidas pueden causar
formación de espuma en el absorbedor y en el regenerador. Por lo tanto, se debe
incluir un filtro de la solución pobre, con el cual se remueven los sólidos y
otros contaminantes.
La cantidad de partículas contenidas
en la solución varía con el tipo de gas ácido que entra al absorbedor. En
algunos casos, la cantidad de material sólido puede ser mayor que en otros, por
lo tanto, algunas soluciones requieren de mayor capacidad de filtrado.
Si
la formación de partículas es severa, se pueden utilizar diferentes tipos de
filtro para limpiar la solución. No obstante, en cualquiera de los casos, el
filtro debe ser vigilado cuidadosamente y los elementos deben ser remplazados o
limpiados cuando se saturen con las partículas.
La
contaminación de un filtro normalmente se detecta con el diferencial de presión
a través del mismo. Un elemento nuevo, por lo general tiene una caída de
presión de 2 a
4 psi (0.138 a
0.276 bars). Cuando se tapa, la caída de presión aumenta. Si la caída de
presión excede a 15-25 psi (1.0
a 1.7 bars), el elemento del filtro colapsará y quedará
completamente inactivo. Como consecuencia, los elementos del filtro deberán ser
limpiados y/o remplazados cuando la caída de presión se acerque a la cifra
máxima recomendada por el fabricante.
ENFRIADOR
DE LA SOLUCIÓN POBRE
La
solución pobre que sale del regenerador, por lo general, está a una temperatura
muy alta, razón por la cual no se puede introducir así al absorbedor, porque
pierde capacidad de retención de componentes ácidos. Por ello, se utiliza un
intercambiador de calor adicional, en el cual la solución fluye a través de los
tubos. Se puede usar un ventilador, en ese caso, la solución también fluye por
los tubos, o un intercambiador de carcasa y tubo, con agua de enfriamiento a
través de los tubos y con la solución pasando por la carcasa. Indistintamente
del tipo que se use, la solución se enfría hasta más o menos 10°F (6°C ), por encima de la
temperatura de entrada de gas al absorbedor.
Cuando
el tanque de venteo tiene un purificador instalado para el gas combustible, el
caudal de solución pobre (después de enfriarla) se divide en dos corrientes,
una pequeña que se envía al tanque de venteo y la diferencia, hacia el tope del
contactor. Por lo general, en cada una de las corrientes se instala un
controlador del caudal que se usa para indicar el flujo necesario para regular
la válvula manual ubicada en la desviación (“by-pass”) de la bomba.
CONCENTRADOR
O RECUPERADOR DE LA AMINA
A
medida que la solución circula en el sistema, es calentada en forma continua en
el rehervidor y enfriada en los intercambiadores. Este constante calentamiento
y enfriamiento hace que la solución se deteriore y pierda su capacidad de
absorción. Los productos de la degradación pueden ser removidos en el
recuperador (“reclaimer”).
Esta
unidad es en realidad un regenerador, en el cual se separa la amina del
material deteriorado. La amina se vaporiza y pasa hacia el tope de la unidad.
Los productos de la degradación quedan en el recuperador, de donde se drenan
periódicamente.
La
alimentación del recuperador llega por el fondo de la torre de regeneración.
Alrededor del 0.5 al 5.0% de la solución pobre fluye por el recuperador. El
caudal es regulado con un controlador de nivel instalado en el mismo
recipiente. En el recuperador se agrega vapor o agua y se suministra calor por
los tubos de calentamiento. El vapor sobrecalentado, compuesto por una mezcla
de amina y vapor de agua, sale del recuperador y entra al regenerador algunas
bandejas por encima del plato del fondo.
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| Recuperación de Amina |
