El tratamiento de gases con aminas , también conocido como depuración de aminas , endulzamiento de gases y eliminación de gases ácidos , se refiere a un grupo de procesos que utilizan soluciones acuosas de varias alquilaminas (comúnmente denominadas simplemente aminas ) para eliminar el sulfuro de hidrógeno (H 2 S) y el dióxido de carbono . (CO 2 ) de los gases. [1] [2] [3] Es un proceso unitario común utilizado en refinerías y también se utiliza en plantas petroquímicas , plantas de procesamiento de gas natural y otras industrias.
Los procesos dentro de las refinerías de petróleo o plantas de procesamiento químico que eliminan el sulfuro de hidrógeno se denominan procesos de "endulzamiento" porque el olor de los productos procesados mejora con la ausencia de sulfuro de hidrógeno "ácido". Una alternativa al uso de aminas implica la tecnología de membranas . Sin embargo, la separación por membranas es menos atractiva debido a los costos de capital y operativos relativamente altos, así como a otros factores técnicos. [4]
En el tratamiento de gases se utilizan muchas aminas diferentes:
Las aminas más utilizadas en las plantas industriales son las alcanolaminas DEA, MEA y MDEA. Estas aminas también se utilizan en muchas refinerías de petróleo para eliminar gases ácidos de hidrocarburos líquidos como el gas licuado de petróleo (GLP).
Los gases que contienen H 2 S o tanto H 2 S como CO 2 se denominan comúnmente gases amargos o gases ácidos en las industrias de procesamiento de hidrocarburos .
La química implicada en el tratamiento con amina de dichos gases varía algo según la amina particular que se utilice. Para una de las aminas más comunes, la monoetanolamina (MEA), denominada RNH 2 , la reacción ácido-base que implica la protonación del par de electrones de la amina para formar un grupo amonio cargado positivamente (RNH+
3) se puede expresar como:
Las especies disociadas e ionizadas resultantes, que son más solubles en solución, quedan atrapadas o lavadas por la solución de amina y, por lo tanto, se eliminan fácilmente de la fase gaseosa. A la salida del lavador de aminas, el gas azucarado se reduce así en H 2 S y CO 2 .
Un proceso típico de tratamiento de gas amina (el proceso Girbotol, como se muestra en el diagrama de flujo a continuación) incluye una unidad absorbente y una unidad regeneradora, así como equipos accesorios. En el absorbente, la solución de amina que fluye hacia abajo absorbe H 2 S y CO 2 del gas agrio que fluye hacia arriba para producir una corriente de gas endulzado (es decir, un gas libre de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono) como producto y una solución de amina rica en el absorbido. gases ácidos. La amina "rica" resultante luego se dirige al regenerador (un separador con un hervidor ) para producir amina regenerada o "pobre" que se recicla para su reutilización en el absorbente. El gas de cabeza extraído del regenerador es H 2 S y CO 2 concentrados .
Las configuraciones de decapado alternativas incluyen matriz, intercambio interno, alimentación intermitente y presión múltiple con alimentación dividida. Muchas de estas configuraciones ofrecen más eficiencia energética para solventes o condiciones de operación específicos. El funcionamiento en vacío favorece los disolventes con bajos calores de absorción, mientras que el funcionamiento a presión normal favorece los disolventes con altos calores de absorción. Los solventes con altos calores de absorción requieren menos energía para eliminarse debido a cambios de temperatura a capacidad fija. El stripper de matriz recupera el 40% del CO 2 a una presión más alta y no tiene ineficiencias asociadas con el stripper de presión múltiple. La energía y los costos se reducen ya que el ciclo de trabajo del rehervidor es ligeramente menor que el del extractor de presión normal. Un separador de intercambio interno tiene una proporción menor de vapor de agua y CO 2 en la corriente superior y, por lo tanto, se requiere menos vapor. La configuración de presión múltiple con alimentación dividida reduce el flujo hacia la sección inferior, lo que también reduce el trabajo equivalente. La alimentación flash requiere menos aporte de calor porque utiliza el calor latente del vapor de agua para ayudar a eliminar parte del CO 2 en la corriente rica que ingresa al separador en el fondo de la columna. La configuración de presión múltiple es más atractiva para disolventes con mayores calores de absorción. [5]
La concentración de amina en la solución acuosa absorbente es un parámetro importante en el diseño y operación de un proceso de tratamiento de gas amina. Dependiendo de cuál de las siguientes cuatro aminas fue diseñada para usar la unidad y qué gases fue diseñada para eliminar, estas son algunas concentraciones de amina típicas, expresadas como porcentaje en peso de amina pura en la solución acuosa: [1]
La elección de la concentración de amina en la solución acuosa circulante depende de varios factores y puede ser bastante arbitraria. Por lo general, se elabora simplemente sobre la base de la experiencia. Los factores involucrados incluyen si la unidad de aminas está tratando gas natural crudo o gases subproductos de refinería de petróleo que contienen concentraciones relativamente bajas tanto de H 2 S como de CO 2 o si la unidad está tratando gases con un alto porcentaje de CO 2 como el gases de escape del proceso de reformado con vapor utilizado en la producción de amoníaco o gases de combustión de centrales eléctricas . [1]
Tanto el H 2 S como el CO 2 son gases ácidos y, por tanto, corrosivos para el acero al carbono . Sin embargo, en una unidad de tratamiento de aminas, el CO 2 es el ácido más fuerte de los dos. El H 2 S forma una película de sulfuro de hierro en la superficie del acero que actúa para proteger el acero. Cuando se tratan gases con un alto porcentaje de CO 2 , a menudo se utilizan inhibidores de corrosión y eso permite el uso de concentraciones más altas de amina en la solución circulante.
Otro factor implicado en la elección de una concentración de amina es la solubilidad relativa de H 2 S y CO 2 en la amina seleccionada. [1] La elección del tipo de amina afectará la velocidad de circulación requerida de la solución de amina, el consumo de energía para la regeneración y la capacidad de eliminar selectivamente H 2 S solo o CO 2 solo, si se desea. Para obtener más información sobre la selección de la concentración de amina, se remite al lector al libro de Kohl y Nielsen.
MEA y DEA son aminas primarias y secundarias. Son muy reactivos y pueden eliminar eficazmente un gran volumen de gas debido a su alta velocidad de reacción. Sin embargo, debido a la estequiometría , la capacidad de carga está limitada a 0,5 moles de CO2 por mol de amina. [6] MEA y DEA también requieren una gran cantidad de energía para eliminar el CO 2 durante la regeneración, lo que puede representar hasta el 70% de los costos operativos totales. También son más corrosivas y químicamente inestables en comparación con otras aminas. [6]
En las refinerías de petróleo, ese gas extraído es principalmente H 2 S, gran parte del cual a menudo proviene de un proceso de eliminación de azufre llamado hidrodesulfuración . Esta corriente de gas despojada rica en H2S generalmente se dirige a un proceso Claus para convertirla en azufre elemental . De hecho, la gran mayoría de las 64.000.000 de toneladas métricas de azufre producidas en todo el mundo en 2005 fueron subproductos de azufre de refinerías y otras plantas de procesamiento de hidrocarburos. [7] [8] Otro proceso de eliminación de azufre es el proceso WSA , que recupera azufre en cualquier forma como ácido sulfúrico concentrado . En algunas plantas, más de una unidad absorbente de amina puede compartir una unidad regeneradora común. El énfasis actual en eliminar el CO 2 de los gases de combustión emitidos por las centrales eléctricas de combustibles fósiles ha generado mucho interés en el uso de aminas para eliminar el CO 2 (ver también: captura y almacenamiento de carbono y central eléctrica convencional alimentada por carbón ).
En el caso específico de la síntesis industrial de amoníaco , para el proceso de reformado con vapor de hidrocarburos para producir hidrógeno gaseoso , el tratamiento con aminas es uno de los procesos comúnmente utilizados para eliminar el exceso de dióxido de carbono en la purificación final del hidrógeno gaseoso.
En la producción de biogás a veces es necesario eliminar el dióxido de carbono del biogás para hacerlo comparable con el gas natural. La eliminación del contenido, a veces elevado, de sulfuro de hidrógeno es necesaria para evitar la corrosión de las piezas metálicas después de quemar el biogás. [9]
Las aminas se utilizan para eliminar CO 2 en diversas áreas, desde la producción de gas natural hasta la industria de alimentos y bebidas, y así se han utilizado durante más de sesenta años. [10]
Existen múltiples clasificaciones de aminas, cada una de las cuales tiene diferentes características relevantes para la captura de CO 2 . Por ejemplo, la monoetanolamina (MEA) reacciona fuertemente con gases ácidos como el CO 2 y tiene un tiempo de reacción rápido y la capacidad de eliminar altos porcentajes de CO 2 , incluso en concentraciones bajas de CO 2 . Normalmente, la monoetanolamina (MEA) puede capturar entre el 85% y el 90% del CO2 de los gases de combustión de una planta alimentada con carbón, que es uno de los disolventes más eficaces para capturar CO2 . [11]
Los desafíos de la captura de carbono usando aminas incluyen:
La presión parcial es la fuerza impulsora para transferir CO 2 a la fase líquida. A baja presión, esta transferencia es difícil de lograr sin aumentar el rendimiento térmico de los hervidores, lo que resultará en mayores costos. [12]
Las aminas primarias y secundarias, por ejemplo MEA y DEA, reaccionarán con el CO 2 y formarán productos de degradación. El O 2 del gas de entrada también provocará degradación. La amina degradada ya no puede capturar CO 2 , lo que disminuye la eficiencia general de captura de carbono. [12]
Actualmente, se están sintetizando y probando una variedad de mezclas de aminas para lograr un conjunto más deseable de propiedades generales para su uso en sistemas de captura de CO2 . Uno de los principales objetivos es reducir la energía necesaria para la regeneración de disolventes, lo que tiene un gran impacto en los costes del proceso. Sin embargo, hay compensaciones a considerar. Por ejemplo, la energía necesaria para la regeneración suele estar relacionada con las fuerzas impulsoras para lograr altas capacidades de captura. Por tanto, reducir la energía de regeneración puede reducir la fuerza motriz y, por tanto, aumentar la cantidad de disolvente y el tamaño del absorbente necesarios para capturar una cantidad determinada de CO2 , aumentando así el coste de capital. [11]