Papers - X Mesa Redonda de Plantas de Ácido Sulfúrico 2014

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X Mesa Redonda
de Plantas de Ácido Sulfúrico
2014
Papers
X Mesa Redonda de
Plantas de Ácido Sulfúrico
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Prefacio
Estimados amigos y colegas:
Cuando en 1998 nos juntamos por primera vez con los operadores de las plantas de
ácido sulfúrico de Chile para intercambiar nuestras experiencias operacionales, no pudimos imaginar que, 16 años más tarde, la Mesa Redonda de Plantas de Ácido Sulfúrico
sería un evento importante, esperado y concurrido por la mayoría de los operadores de
plantas de ácido en Latino América y auspiciado por proveedores reconocidos y globales
de tecnologías y servicios para la industria
En el mismo período se ha visto que los temas de importancia han seguido las diferentes tendencias que mueven a la industria. En en el comienzo las discusiones se
enfocaron en las experiencias de operación y mantención y en el uso de las diferentes
tecnologías. Luego, en el desarrollo de proyectos de nuevas plantas, expansiones, la incorporación de nuevas tecnologías, etc.
Hoy en día hay temas de interés común que tienen que ver con las normativas ambientales, la escasez de los recursos, los altos precios de la energía y el agua y la incertidumbre en la economía global.
En específico en Perú y Chile, nuevas normativas de emisiones están obligando a las
plantas a hacer grandes inversiones para asegurar el cumplimiento de la legislación vigente.
En Chile, el alto precio de la energía obliga a la optimización de los procesos, mientras también la escasez de agua y su alto costo exige la implementación de tecnologías
más sustentables.
Puede que los dueños de las plantas consideran este escenario como una amenaza
para su negocio, o que los proyectos asociados a mejoras ambientales, minimización de
emisiones o eficiencia energética no son rentables y sólo implican un gasto adicional.
Sin embargo, es preciso que la industria entienda que la implementación de nuevas
tecnologías y la modernización de instalaciones, en conjunto con la aplicación de prácticas sustentables, eventualmente resultarán en la optimización de recursos, procesos e instalaciones, aumentando las eficiencias y mejorando el desempeño de las plantas y, a la vez,
minimizando el impacto de las operaciones en la comunidad y en el medio ambiente.
¡Esperamos que la Décima versión de la Mesa Redonda para las Plantas de Ácido
Sulfúrico y sus presentaciones contribuyeran al desarrollo sustentable y saludable de
nuestra industria!
Santiago, Septiembre de 2014,
La Organización
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Preface
Dear friends and colleagues,
When back in 1998 the operators of the sulfuric acid plants came together for the
first time in Chile to exchange operational experiences, we could not even imagine that
16 years later, the Round Table of Sulfuric Acid Plants would be an important and awaited event, attended by the operators of most of the acid plants in Latin America and sponsored by renown, global suppliers of technologies and services for the industry.
In this same period we have seen that the issues of importance have followed the
different trends that are driving the industry. Initially, the discussions focused on operational- and maintenance experience and on the application of the different technologies.
Later, on the development of projects for new plants, expansions, the incorporation
of new technologies, and so forth.
Today, the issues of concern have to do primarily with environmental regulations,
scarcity of resources and the high prices of energy and water, combined with uncertainty
in the global economy.
In Peru and Chile, specifically, new emission regulations are forcing plants to make
major investments to ensure compliance with current legislation. In Chile, high energy
prices require drastic process optimizations, while water scarcity and the associated high
costs entail the implementation of more sustainable technologies.
Plant owners may consider this scenario either as a threat to their business or that
projects associated with environmental improvements, minimizing emissions and energy efficiency are not profitable and only translate in additional expenses.
However, it is necessary that the industry understands that the implementation of
new technologies and the modernization of facilities together with the implementation
of sustainable practices will eventually result in the optimization of resources, processes and installations, increasing efficiencies and improving the performance of plants,
at the same time minimizing the impact of their operation on the community and the
environment.
We hope that the Tenth version of the Round Table of Sulfuric Acid Plants and its
presentations will contribute to the sustainable and healthy development of our industry!
Santiago, September 2014
The Organization
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Contenidos | Contents
Solid Construction PTFE Step-Face Gaskets for Improved Sealing Performance in Mondi™ Piping
By: Mike Shorts. Triangle Fluid Controls Ltd., Belleville, ON – Canada...............101
Maximizing Power Generation from Metallurgical Sulphuric Acid Plants
By: S. Mohsler, S. Brechtel & Dr. H. Storch. Outotec GmbH, Oberursel –
Germany.........................................................................................................................113
Prefacio.................................................................................................................................... 5
Preface...................................................................................................................................... 7
Sustitución de Material en Zona Ácida de Torres de Absorción C-02 y C-03
Por: Jairo David Palacios, Ingeniería de Instalaciones; Ángel Araujo, Ingeniería de
Instalaciones; Pedro González, Mantenimiento en Planta; Jose Revilla & Benito
Romero. Pequiven Morón – Venezuela........................................................................ 13
Control e Inspecciónde Equipos para Asegurar el Cumplimientode la Norma
de Emisiones
Por: Viviana Rojas, María José Osuna & Dirk van der Werff. Holtec Ltda., San Felipe –
Chile................................................................................................................................. 29
Mantención Mayor, Tren de Gases del Convertidor Teniente y Planta de Ácido
Sulfúrico N° 3
Por: Felix Moscoso Peys, Superintendente Plantas de Ácido y Oxígeno & Gabriel
Araya Maldonado, Ingeniero Jefe Plantas de Ácido. Codelco Chile – División
Chuquicamata................................................................................................................. 39
Saving Time and Money with Form-in-Place Gasket Material
By: Douglas Gomes, Douglas Strait, Rick Freer, Charlene Jones & Mike Raimer.
W.L. Gore & Associates Inc., Elkton, Maryland – U.S.A........................................... 43
Leakage Behavior of Gaskets in Flanged Connections
By: Chett Norton, C.E.T. Applications Engineer. Triangle Fluid Controls Ltd.,
Belleville, ON – Canada................................................................................................ 51
Mejoras en Sistema de Control para Nueva Planta de Ácido Sulfúrico
Por: Hugo F. Ramírez. Industria Sulfúrica S.A., Uruguay........................................121
Recuperación de Calor Residual en Plantas de Ácido Sulfúrico
Por: Claudia Araya, Alejandro Sáez & Elio Cuneo. Departamento de Ingeniería
Mecánica, Universidad Técnica Federico Santa María, Santiago – Chile............... 133
Nueva Plantade Producción de Ácido Sulfúrico en Uruguay
Por: David Mardero. ISUSA Agraciada – Uruguay.................................................. 163
How to Effectively Manage and Reduce Emissions in Sulfuric Acid Plants Using State-of-the-Art MECS® Catalysts
By: Sarah Richardson, Senior Catalyst Product Engineer & Andrea Trapet, Vice
President of Catalyst, MECS Inc..................................................................................175
Tailor-Made Catalyst Solutions to Meet the Demands for Lower SO2 Emissions
By: Osman Chaudhry. Haldor Topsoe A/S, Lyngby – Denmark............................187
Sistema de Calificación y Manejo Adecuado de Aceros Inoxidables Ricos en Sílice
Por: Axel Alfaro P., Gerente de Ingeniería & Desarrollo. TPI Chile S.A.................197
Reparación de Tanque de Azufre SR-01A
Por: Jairo David Palacios, Ingeniería de Instalaciones; Simon Carrasco, Ingeniería
de Instalaciones; Pedro González, Mantenimiento en Planta. Complejo Pequiven
Morón – Venezuela....................................................................................................... 207
Ingeniería y Construcción de una Torre de Absorción
Por: Diego Rojas Escobar. Ingal Ingeniería – Chile....................................................217
Mist Elimination Techniques
By: Alessandro Gullà. AWS Corporation – Italy........................................................ 225
Hydrogen Formation in Sulphuric Acid Plants and Considerations for Risk
Mitigation
By: Dr. Hannes Storch. Outotec GmbH, Oberursel – Germany............................. 61
Fugas y Consecuencias en Equipos Principales en Planta de Ácido Sulfúrico
Por: Elio Barraza, Jefe de Operaciones. Planta de Ácido Sulfúrico Mejillones,
Noracid S.A. – Chile..................................................................................................... 237
Reforma del Sistema de Carga de Ácido Sulfúrico para Despacho en Camiones
Por: Lucas Barcarolo. ARZinc S.A., Buenos Aires – Argentina................................. 77
The Suitability of Double-Absorption and Scrubbing Technologies to Meet
New Emission Standards
By: Andrés Mahecha-Botero, C. Guy Cooper & Kim Nikolaisen. NORAM
Engineering and Constructors Ltd., Vancouver, BC – Canada................................251
Topsoe WSA Technology for Small, Compact Sulfuric Acid Production Units
By: Torben Christensen. Haldor Topsøe A/S, Lyngby – Denmark.......................... 85
Índice de Contenidos | Table of Contents................................................................. 269
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Sustitución de Material
en Zona Ácida de Torres de
Absorción C-02 y C-03
Planta De Ácido Sulfúrico II
Complejo Petroquímico Morón
Por:
Jairo David Palacios, Ingeniería de Instalaciones
Ángel Araujo, Ingeniería de Instalaciones
Pedro González, Mantenimiento en Planta
Jose Revilla & Benito Romero
Pequiven Morón – Venezuela
[email protected]
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I - Introducción
Resumen
En las torres de absorción intermedia C-02 y final C-03 de la planta de producción
de ácido sulfúrico II, instalación 218 del Complejo Petroquímico Morón, la zona en contacto con el ácido de estas torres es por diseño de planta de acero al carbono recubierto en
su interior con dos capas de productos poliméricos anticorrosivos y dos capas de ladrillos
antiácidos.
En el año 2008 se estudió un nuevo material: el acero inoxidable austenítico de alto
silicio 310M UNS S38815 resistente al ácido sulfúrico diluido a elevadas temperaturas.
Se establecen como objetivos el estudio de la resistencia a la corrosión del material, el
cálculo estructural de las torres cumpliendo con legislación Venezolana y códigos internacionales para edificaciones, la instalación de dos anillos como prueba piloto para verificar el comportamiento del material y la construcción de la zona ácida de ambas torres en
este material sin recubrimientos ni ladrillos internos.
Los resultados obtenidos permiten el empleo del material, razón por la cual se instala
dos anillos en la torre C-02 en la parada mayor de 2008 para verificar su comportamiento.
En la parada mayor de 2011, debido a los resultados satisfactorios obtenidos de la
prueba piloto, la zona en contacto con el ácido sulfúrico de las torres C-02 y C-03 fue
construida en su totalidad por este material, actualmente en servicio. El diseño indica una
vida útil superior a 20 años.
Palabras Clave
Torre de absorción, ácido sulfúrico, acero 310M UNS S38815, calculo de esfuerzos.
I - Introducción
MECS, licenciante de la planta de ácido sulfúrico 218 del Complejo Petroquímico
Morón, desarrolló el acero UNS S38815 para su utilización en torres de absorción tales
como las torres de secado C-01 y de absorción intermedia C-02 y absorción final C-03
de la planta 218.
En el año 2007, a sugerencia del representante de MECS en Venezuela, planificación
de parada mayor de mantenimiento concibió la idea de probar la resistencia a la corrosión
de este material en parte de la zona ácida de la torre C-02.
A tal fin, ante la carencia de probetas de este material para verificar la pérdida de espesor mediante su colocación en el proceso, la prueba consistió en colocar dos anillos en
la parte superior del cuerpo de la torre C-02 en la parada mayor del 2008.
El material adquirido tenía menor espesor al material original de la torre y propiedades mecánicas diferentes, razón por la cual se hizo necesario repetir el cálculo estructural
de la torre.
El código de referencia para cálculo de cargas en estructuras vigente en 1986 al momento del diseño de la planta era ANSI A58.1-1982, en 2008 el código de referencia vigente era el ASCE 7-2005 y las cargas deben estar acorde con las normas Venezolanas
COVENIN de diseño de edificaciones, 1756-1-2001 para edificaciones sismorresistentes y 2003-1989 para acciones del viento en las construcciones.
Una vez verificado que el material sea resistente a la corrosión y soporte las cargas
estructurales de la edificación, es necesario identificar si existe alguna variación en el proceso debido al cambio de dimensiones en el cuerpo de las torres de absorción C-02 y
C-03 y cuáles son las modificaciones requeridas en la configuración de las torres, ductos
y otros equipos asociados.
En el año 2005, se fabricó e instalo parte del sistema de tuberías en las líneas de producción de ácido sulfúrico de la planta 218 en acero inoxidable UNS S32615 desarollado
por Edmeston posterior a un estudio de la resistencia a la corrosión del material y el análisis de flexibilidad del sistema de tuberías.
El material ha cumplido con las condiciones de servicio. Los distribuidores de ácido
de la torre C-02 se fabricaron en Sandvik SX y Zecor.
Abstract
In the Morón Petrochemical Complex sulphuric acid II production plant, facility
218, intermediate absorption tower C-02 and end absorption tower C-03, the surface in
contact with the acid of these towers is specified in plant design to be carbon steel internally coated with two layers of corrosion resistant polymeric products and two layers of
antacid brick.
In 2008, a new material was studied: high silicon austenitic stainless steel 310M
UNS S38815, resistant to dilute sulphuric acid at elevated temperatures.
The objectives are: to study the corrosion resistance of the material, the structural
design of towers meeting Venezuelan and international legislation and codes for building
design, a pilot test consisting on installing two UNS S38815 annular rings and further
construction of acid zone in both towers without internal layers or bricks.
The results allow the use of the material, with the subsequent fabrication and further installation of two rings in the tower C-02 in year 2008 to verify its behaviour.
In 2011, due to the successful results, the area in contact with sulphuric acid in both
towers C-02 and C-03 was designed and built entirely using this material, currently in
service, with a calculated remaining lifespan of over 20 years.
Key words
Absorption tower, sulphuric acid, steel 310M UNS S38815, stress calculation.
II - Estudio de Corrosión
Las alternativas de materiales estudiadas son UNS S32615 (SANDVIK SX®), UNS
S38815 (ZeCor®) y UNS S30601 (SARAMET 23®).
Sus propiedades y composición son comparadas respecto a aceros inoxidables austeníticos de la serie 300 sin modificar. La revisión documental de resistencia a la corrosión
en aceros inoxidables es la siguiente (Tabla 1).
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- 15 -
Resumen
Elementos
de Aleación
Acero tipo
310
Acero tipo
304L
Acero tipo
316L
UNS
S32615
UNS S30601 UNS S38815
Fe
Remanente
Remanente
Remanente
Remanente
Remanente
Remanente
Cr
24 – 26
13 – 15
16 – 18
16,5 – 19,5
17 – 18
13 – 15
Ni
19 – 22
8 – 12
10 – 14
19 – 22
17 – 18
15 – 17
Mn
2
2
2
-
-
2
Si
1.5
1
1
4,8 – 8
4,5 – 6
5,50 – 6,5
C
0,3
0,03
0,03
-
0,01
0,06
P
0,045
0,045
0,045
-
-
0,040
S
0,03
0,03
0,03
-
-
0,03
Al
-
-
-
-
-
0,3
Cu
-
-
-
1,5 – 2,5
-
-
Mo
-
-
2–3
0,3 – 1,5
-
-
Tabla 1. Composición química de varios aceros inoxidables austeníticos y duplex
Figura 3. Gráfico de velocidad de corrosión
menor a 20 mpy para varias aleaciones
Material
Figura 1. Curvas de corrosión para varias aleaciones: AISI 316, Alloy 20, CD4MCu, Alloy C, 310M, Zecor
Figura 2. Curvas de corrosión para varias aleaciones: Saramet, Zeron 100, Sandvik SX, Zecor
Ventajas
Acero al carbono
Sandvik SXUNS
revestido
S32615
y enladrillado
Sistema
Menor inversión
tradicional
inicial
Buen desempeño
en las líneas de
producción de ácido
de la inst. 218 son de
este material
Mayor porcentaje de
elementos aleantes
Rata de corrosión
teórica de 0,1 mm/
año
Desventajas Altos costos por
mantenimiento
Pérdidas de
producción por
paradas para
reparar fugas de
ácido
Vida útil reducida
Mayor inversión
inicial
Debe ser soldado con
bajo aporte de calor
Distribuidores de
ácido de la torre C-02
fabricados de este
aleación sufrieron
corrosión en servicio
Saramet 23UNS
S30601
Zecor UNS S38815
Tecnología probada
en otras plantas
Rata de corrosión
hasta 1 mpy a 92%
concentración entre
90ºC y 125ºC
Vida útil teórica
mayor a 20 años
Tecnología probada
Rata de corrosión
teórica de 1 mpy a 96%
concentración entre
90ºC y 104ºC
Vida útil teórica mayor
a 20 años
Soldabilidad similar a
aceros 304 y 316
Buen desempeño en
distribuidores de ácido
de la torre C-02
Buen desempeño en
los anillos de prueba
de la torre C-02.
Mayor inversión inicial
Instalación con
recursos externos
Requiere
procedimientos
especiales de
soldadura
No se cuenta
con pruebas de
desempeño real
Tabla 2. Tabla comparativa de desempeño de aceros para toma de decisión
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En base a la tabla 2 se selecciona el material UNS S38815 debido a:
1. Mayor continuidad operativa de la planta.
2. Disminución de frecuencia de mantenimiento.
3. Reducción de costos de mantenimiento.
4. Menos fugas de ácido: protección al ambiente, menos riesgos durante operación
y mantenimiento y mayor vida útil a otros componentes y equipos de procesos.
III - Diseño Estructural de la Torre
La revisión documental de propiedades mecánicas del acero inoxidable UNS
S388815 es la siguiente:
Trabajo en frío
%
Sy
MPa
Sut
MPa
Elongación en 2”
%
0
3
6
10
13
20
379
434
517
690
745
931
800
814
841
917
938
1055
53
50
46
37
34
23
III - Diseño Estructural de la Torre
Los datos son los siguientes:
(Vs: Velocidad básica del viento: 93 mph)
(qs: Presión de estancamiento: 21 lb/ft2)
(Cq: Coeficiente de fricción: 0,9)
(Ce: Coeficiente de altura combinada)
(Z: Factor sísmico: 1)
(Vc: Velocidad de corrosión: 0,04 mpy)
(tt: Espesor del techo: 10 mm)
(tf: Espesor del faldón: 13 mm)
(to: Espesor de cuerpo: 8 mm / 6 mm)
(P: Presión interna: 4.750 mm H20)
(I: Coeficiente de ocupación: 1)
(E: Eficiencia de junta: 0,85)
(K: Factor de fuerza horizontal: 2)
Dimensiones y geometría de las torres
Tabla 3. Propiedades mecánicas del UNS S38815
Todo recipiente cuya altura excede 15 m se considera torre alta y requiere cálculos de
carga sísmica, vientos, frecuencia natural y cargas excéntricas. Si la presión interna o externa no excede los 15 psig no requiere cálculo de esfuerzos de membrana según ASME
B&PVC Sec VIII Div 1.
Según API 510, una alteración de un recipiente a presión debe cumplir con el código
de referencia en su edición vigente al momento del diseño del equipo, en cuyo caso corresponde al ANSI A58.1-1982 o al código de referencia en su edición vigente al momento de estudiar la alteración, en cuyo caso corresponde al ASCE 7-2005.
El procedimiento utilizado aplica a torres altas de simetría axial, también llamadas de
revolución o axisimétricas, de forma que el peso total del equipo origina solamente cargas de compresión axial. Las conexiones, boquillas y estructuras que ocasionan esfuerzos
asimétricos se calculan como cargas excéntricas. Para geometrías diferentes existen factores equivalentes.
El procedimiento utilizado no permite combinación de espesores diferentes o materiales con diferente esfuerzo admisible en el área de interés. Se utiliza el más desfavorable
de ambos. Para realizar el cálculo de la estructura se recurre a un procedimiento de ANSI A58.1-1982 (Megyesy, 1992 y González, 2007).
Aunque el procedimiento sigue vigente, no aparece en las ediciones más recientes de
ASCE 7. Los datos se obtienen de ASCE 7, COVENIN 1756-1 y 2003.
Como el acero UNS S38815 no está en las tablas de propiedades mecánicas de ANSI / ASME y se conoce solamente los datos de esfuerzo de fluencia Sy suministrados por
el fabricante en la tabla 1, el esfuerzo admisible Sa a una temperatura menor a 500 °F se
obtiene aplicando un factor de seguridad de 3,5.
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Figura 4. Plano de fabricación de la torre C-03 (Superior); Figura 5. Plano de fabricación de la torre C-02 (Inferior)
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Resultados Del Cálculo Estructural
Las cargas de viento se descomponen en una fuerza cortante V y un momento flector M los cuales actúan sobre la pared de la torre. Para calcular V y M se utilizan las siguientes ecuaciones:
Según ANSI A58.1, criterio que se mantiene en ASCE 7, la deflexión horizontal ΔM en
el tope de la torre debida a cargas de viento no debe exceder 6 pulgadas por cada 100 pies
de altura. Para una altura de 45 pies, ΔM no debe exceder 2,7 pulgadas:
Las cargas sísmicas dependen de la frecuencia natural ω y se descomponen en una
fuerza cortante V y un momento flector M los cuales actúan sobre la pared de la torre.
El período de vibración T, inverso de la frecuencia natural ω, no debe exceder el máximo período admisible Ta. Para calcular V, M y el período de vibración T se utilizan las siguientes ecuaciones:
Para la combinación de esfuerzos en torres altas ANSI A58.1 no exige sumar la carga de viento con la carga sísmica. Se compara dos escenarios diferentes, cada uno de los
momentos flectores por separado combinado a las cargas excéntricas.
Despreciando los esfuerzos de membrana, el esfuerzo calculado según la ecuación
(15) a partir del máximo momento obtenido no debe exceder el esfuerzo admisible Sa del
UNS S38815:
Las cargas excéntricas ocasionan un momento flector M que depende de la excentricidad e o distancia de la carga al eje del equipo. Para calcular M se utiliza la siguiente
ecuación:
La estabilidad elástica se calcula en recipientes verticales de pared delgada, donde el
espesor es menor al diez por ciento del radio interno y puede haber pandeo localizado.
En las torres de absorción, la placa portafiltros y la placa donde se apoyan las sillas Intallox actúan como rigidizadores, de manera que se debe verificar la inecuación (13) para
descartar su ocurrencia. Depende del radio medio del equipo R, el espesor del cuerpo to,
la sección transversal Ax y la distancia dx entre rigidizadores:
- 20 -
Según API 510, la frecuencia de inspección externa no debe exceder el menor entre
cinco (05) años y un cuarto de la vida remanente y la frecuencia de inspección interna no
debe exceder el menor entre diez (10) años y la mitad de la vida remanente.
El chequeo de refuerzos en boquillas se calculan según ASME B&PVC Sec VIII
Div 1, aplicando las reglas de UG-36 a UG-42 y considerando que la presión interna alcanza 15 psig.
Otra metodología para diseñar las torres consiste en el cálculo de esfuerzos mediante
simulación por elementos finitos. El cálculo de esfuerzo por computadora es una herramienta aplicada cuando los resultados aplicando las normas y códigos no son concluyentes o cuando el diseño no cumple con los códigos.
Conocidos estos resultados, es posible modelar el equipo en elementos finitos para
calcular la distribución estimada de esfuerzos con combinaciones de espesores diferentes
y materiales con diferente esfuerzo de fluencia, partiendo de los dos casos calculados como validación del modelo.
Resultados Del Cálculo Estructural
Con una lámina de 8 mm de acero inoxidable UNS S38815 y una vida remanente estimada de cincuenta (50) años el factor de seguridad excede el mínimo de 3,5, por
lo tanto se puede utilizar para fabricar la zona ácida del cuerpo de las torres de absorción
cumpliendo con el código de referencia original ANSI A58.1 y el código de referencia actual ASCE 7.
La próxima inspección interna debe realizarse en un tiempo no mayor a diez (10)
años y la inspección externa en un tiempo no mayor a cinco (05) años.
Con una lámina de 6 mm de acero inoxidable UNS S38815 y una vida remanente
estimada de veinte (20) años el factor de seguridad es de 2,1, por lo tanto no cumple con
el código de referencia original ANSI A58.1 ni el código de referencia actual ASCE 7.
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Como la legislación venezolana no discrimina entre el esfuerzo admisible y esfuerzo de
fluencia para equipos de proceso, dado que está enfocada en edificaciones, se puede utilizar este material. No es necesario recurrir a un estudio de elementos finitos para determinar que se puede utilizar el material UNS S38815 de espesor 6 mm y 8 mm para
construir la zona ácida de las torres de absorción intermedia C-02 y final C-03.
IV - Ingeniería para Construcción de las Torres
Modificaciones al Proceso
El diámetro externo de las torres de absorción disminuye desde 5791 mm el original
a 5785 mm para compensar la construcción en una lámina 3mm más delgada. El diámetro interno del cuerpo metálico se mantiene en 5.769 mm.
Al eliminar las dos capas de ladrillos antiácido de 32 mm de espesor, la membrana de
poli-isobutileno de 2 mm de espesor y la capa de mortero de silicato de potasio de 2 mm
de espesor utilizada para mejorar la adherencia, el diámetro de la zona ácida aumenta de
5.697 mm a 5.769 mm, con un aumento de volumen de la zona ácida de 2,5%, lo cual incrementa la cantidad de sillas. No está contemplado variar la geometría de distribuidores
y bandejas, downcomers u otro elemento relacionado al proceso.
El fabricante de las láminas emitió el detalle de la placa rejilla soporte de las sillas de
Intallox contemplando el nuevo diámetro interno de las torres, fabricada en acero inoxidable 310M.
El resto de la ingeniería de detalle fue realizado por personal de Pequiven. Como
parte del contrato, el fabricante de las láminas revisó la ingeniería para verificar el cumplimiento del proceso, y a tal fin incrementó el área de la boquilla de entrada de gases a
cada torre, lo cual ameritó cambiar el diseño de una boquilla circular a una boquilla obround, dadas las limitaciones de espacio entre anillos rigidizadores en la torre C-03 ya
construida.
La garantía de vida útil del material ante los mecanismos de deterioro propios del
servicio y el cumplimiento del proceso corre por cuenta del fabricante, el cumplimiento
de los códigos de construcción no fue contemplado en el contrato original de suministro
y por tanto corre por cuenta de Pequiven S.A.
Ingeniería de Detalle
Planos emitidos dentro de la ingeniería de detalle de Pequiven S.A:
Disciplina Civil
1 - Soporte de Tuberías de entrada de ácido a las torres C02/C03
2 - Plataforma para acceso a boquillas N 11 A y B de la torre de absorción C-02
Disciplina Mecánica
1 - Techo torre de absorción final C-03
2 - Detalle boca de visita torre de absorción
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Ingeniería de Detalle
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Detalle de instalación lining techo torre de absorción final C-03
Detalle de construcción placa porta filtro torre de absorción final C-03
Distribucion para corte y montaje de Virola C-02
Propuesta de mantenimiento distribución para corte y montaje de virolas C-02
Vaso de sello torre de absorción C-02
Distribución para corte y montaje de virola C-03
Refuerzo de fondo cónico torres de absorción C-02/C-03
Soporte para inspección / Reparación bandejas y downcomers torre C-03
Nueva distribución para corte y montaje de virolas C-02
Orientación de boquillas torres absorción C-02
Orientación de boquillas torres absorción C-03
Distribuidor de acido torre absorción C-02
Distribución de agujeros bandejas DI-01
Detalle de oreja de izamiento torre de absorción C-03
Vaso de sello torre de absorción C-03
Modificación boquilla N1 torre de absorción C-01
Modificación plataforma Nº 8 (EL11900) torres C-01 / C-02 /C-03
Modificación Boquilla N3 torre de absorción C-01
Boquilla N10A/B Torre de Absorción C-02
Ubicación de Niveles de Operación Torre C-03
Ubicación de Niveles de Operación Torre C-02
Manga Agua Ajuste de Concentración Torre C-03 (Boquilla N12A/B)
Manga venteo de bomba torre C-03 (Boquilla N6)
Manga para conexión del distribuidor (Boquilla N4 A/B) C-02
Boquilla N4A/B Torre de Absorción C-02
Altura Boquillas N1A/B Torre de Absorción C-03
Ubicación Boquillas N1A/B Torre de Absorción C-03
Altura Boquillas N1A/B Torre de Absorción C-02
Ubicación Boquillas N1A/B Torre de Absorción C-02
Modificación Drenaje Chimenea CH-02
Vaso de Sello Torre Absorción C-01
Modificación de Ducto 64” PG 02026-03N01 Entrada de Gases Torre de Absorción - C-02
Difusor cilíndrico de salidas simétricas para torre C-03
Ubicación de difusor de Ducto 64” PG 02026-03N01 Entrada de Gases Torre de Absorción C-0 -2
Boquilla N1 y difusor para entrada de gases a la torre C-02
Boquilla N1 y difusor para entrada de gases a la torre C-03
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39 -
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41 -
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44 -
Informes Generados
Manga para entrada de ácido de la torre intermedia (Boquilla N5)
Boquilla N8 control de nivel torre C-03
Filtro para boquilla de descarga de acido torre C-02
Filtro para boquilla de descarga de acido torre C-03
Punto para toma muestra ducto VV-01 al C-01
Refuerzo temporal en torre C-02 para conexión de boquilla N-1
Informes Generados
1 - Recomendaciones para colocación de lining interno en acero inoxidable en el techo de la Torre Absorción Final C-03, PQVM-218-ING-EE-RI-11-103, de fecha
26/04/2011.
2 - Aprobación de diámetro interno de la Torre de Absorción en plano de rejillas propuestas por MECS para Torres C-02 Y C-03, PQVM-218-ING-EE-RI-11-102,
de fecha 05/04/2011.
3 - Revisión de diámetro interno de la Torre de Absorción en plano de rejillas propuestas por MECS para Torres C-02 y C-03, PQVM-218-ING-EE-RI-11-101, de fecha 23/03/2011.
4 - Cambio de espesor material prefabricación techo Torre C-03, PQVM-218-INGEE-RI-11-100, de fecha 17/03/2011.
5 - Alteración del fondo de las Torres C-02 y 03 de toriesférico a cónico, PQVM-218ING-EE-RI-10-098, de fecha 27/12/2010.
6 - Análisis técnico para la aprobación del acero inoxidable marca ZeCor en la fabricación de las torres de absorción intermedia y final de la planta de ácido sulfúrico II,
instalación 218, , PQVM-218-ING-CM-RI-10-001, de fecha 15/10/2010.
7 - Modificación Ubicación Vasos de Sello placa portafiltro Torre C-03, PQVM-218ING-EE-RI-10-095, de fecha 11/04/2010.
8 - Procedimiento de limpieza química láminas de ZeCor, PQVM-218-ING-EERI-08-077, de fecha 08/08/2008.
9 - Cálculo de espesor mínimo lámina de ZeCor en torre C-02, PQVM-218-INGEE-RI-08-076, de fecha 01/09/2008.
Todos los procedimientos de soldadura fueron calificados y están documentados en
el Manual de Especificaciones de Procedimientos de Soldadura vigente de la Superintendencia de Servicios Técnicos de Pequiven, Complejo Morón.
El proceso de soldadura fue con máquina Microwire. Las juntas de ZeCor fueron
realizadas con alambre de ZeCor, ZeCor con anillo de transición SS 304 con alambre
308L, ZeCor con rejilla soporte de sillas de Intallox 310M con alambre 310L, faldón de
acero al carbono ASTM A 285 Gr. C con anillo de transición SS 304 con alambre 309L.
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Figura 6. Plano para la instalación de los anillos de acero UNS S388815 en la zona ácida. Torre C-02
Figura 7. Secuencia de laminado de
anillos de la torre C-03
Figura 8. Armado de la torre C-03 en taller interno de Pequiven
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Referencias
Secuencia de Laminado
El tiempo invertido en desmantelamiento de las torres C-02 y C-03 existentes y de
instalación de las nuevas torres fue de 135 días de parada de planta. Adicionalmente, los
anillos, ductos y demás carpintería metálica fue prefabricada en taller (Figs. 7 y 8).
El direccionamiento de los recursos de la Superintendencia de Ingeniería de Instalaciones del Complejo Morón en la parada mayor solo fue para el diseño de las torres, situación que origino que no se entregara respuesta en algunos otros puntos.
Referencias
V - Resultados
El acero inoxidable austenítico de alto silicio UNS S388815 puede ser utilizado en
los anillos de la zona ácida de las torres de absorción C-02 y C-03 de la planta de ácido
sulfúrico 218 del Complejo Petroquímico Morón.
El espesor de lámina de 8 mm cumple con los códigos de referencia aplicables.
La próxima inspección interna debe realizarse en un tiempo no mayor a diez (10)
años y la inspección externa en un tiempo no mayor a cinco (5) años.
No es necesario recurrir a un estudio de elementos finitos para determinar que se
puede utilizar el material UNS S38815 de espesor 6 mm y 8 mm para construir la zona
ácida de las torres de absorción intermedia C-02 y final C-03.
El espesor de lámina de 6 mm no cumple con los códigos aplicables, pero no se descarta teniendo en cuenta la legislación Venezolana en edificaciones.
Los ductos de mayor diámetro al de diseño de la planta representan cargas sostenidas
y en operación adicionales que deben ser calculadas. Como la relación de diámetro / espesor es mayor a 100, no se pueden calcular como tubería de procesos ASME B31.3, requieren análisis por el método de elementos finitos.
Sustituir el material de las torres no genera restricciones al proceso. Desde su instalación en la parada mayor de 2011, no ha habido pérdida de producción ni parada de planta
no programada debido a fugas de ácido sulfúrico en el cuerpo de las torres.
[1]
ANSI, Nº A58.1, Building Code Requirements for Minimum Design Loads in Buildings and Other Structures, ASCE / SEI, USA, 2006.
[2]
API, Nº 510 Pressure Vessel Inspection Code: In-Service Inspection, Rating,
[3]
Repair, and Alteration, 9° Ed., ANSI / API, USA, 2006.
[4]
ASCE, N° 7, Minimum Design Loads for Buildings and Other Structures, ANSI, USA, 1982.
[5]
COVENIN, Nº 1756-1 Edificaciones Sismorresistentes, COVENIN, Venezuela, 2001.
[6]
COVENIN, Nº 2003, Acciones del viento sobre las construcciones, COVENIN, Venezuela, 1989.
[7]
GONZÁLEZ, M., Diseño de torres altas, en: Apuntes de Especialización de Ingeniería Mecánica en Plantas
de Procesos (USB) Tópico 3: Apuntes de MC7171 Equipos Estáticos, USB, Caracas, Venezuela, pp. 79-80,
2007.
[8]
MEGYESY, E., Diseño de torres altas, en: Manual de Recipientes a Presión. Diseño y Cálculo (Grupo Noriega Editores), Parte 1: Diseño y manufactura de recipientes a presión, traducción autorizada de MEGYESY,
E., Pressure Vessel Handbook 7° Ed. Limusa, Ciudad de México, pp. 50-82, 1992.
VI - Lecciones Aprendidas
No se abordó de forma adecuada el requerimiento de la Ingeniería de detalle envuelta en el diseño de las Torre de Absorción Intermedia C-02 y Torre de Absorción Final
C-03 a instalar en la parada de planta mayor cuando se adquirió las láminas al vendedor.
En lugar de adquirir la ingeniería como parte integral del suministro de láminas y
alambre de soldadura, al separar en partidas la contratación, el fabricante omitió involucrarse en la ingeniería. No se puede separar en múltiples partidas la adquisición de tecnología reciente.
Cuando se adquieren unas nuevas torres, es necesario dejar claro en el alcance de suministro de material la ingeniería de detalle, la ejecución del servicio y la garantía sobre el
desempeño del material ante mecanismos de deterioro, el diseño estructural del equipo y
el proceso.
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Control e Inspección
de Equipos para Asegurar
el Cumplimiento
de la Norma de Emisiones
Por:
Viviana Rojas, María José Osuna & Dirk van der Werff
Holtec Ltda.
San Felipe – Chile
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Control e Inspección de Equipos para Asegurar el Cumplimiento de la Norma de Emisiones
Introducción
Introducción
Con el propósito de prevenir riesgos sobre la salud de las personas, la calidad de vida
y el medio ambiente, el 12 de diciembre 2013 se publica la norma de emisión para fundiciones de cobre y fuentes emisoras de arsénico, la que tendrá como resultado de su aplicación una reducción de las emisiones al aire de material particulado (MP), dióxido de
azufre (SO2), arsénico (As) y mercurio (Hg).
La norma hace referencia a dos tipos de fuentes emisoras, existentes – detalladas en
la Tabla 1 – y fuentes emisoras nuevas.
Como fuente emisora nueva son consideraFundición Altonorte, Glencore
das todas las fuentes emisoras que han obtenido su
Fundición Caletones, Codelco
resolución de calificación ambiental con posterioFundición Chagres, Angloamerican
Fundición Chuquicamata, Codelco
ridad a la publicación del decreto en cuestión, realiFundición Hernán Videla Lira, Enami
zada el día 12 de diciembre de 2013, un ejemplo de
Fundición Potrerillos, Codelco
este tipo de fuente emisora es la División Ministro
Fundición Ventanas, Codelco
Hales de Codelco.
Tabla 1. Fuente emisoras existentes
La norma establece esta diferencia de fuentes
emisoras, básicamente porque tendrán que someterse a condiciones de exigencia distintas. En el caso de las fundiciones existentes, estas no deberán exceder los límites máximos
de emisión de SO2 y As por año
Fuente emisora
SO2 (ton/año) As (ton/año)
calendario, indicados en la tabla 2.
de SO2 se verificará como concentración promedio horaria, durante cada hora de operación de la planta de ácido.
Por el lado del arsénico exige que las plantas de ácido deban emitir una concentración de As inferior o igual 1 mg/Nm3, el cual será verificado una vez al mes.
Para el caso de las fuentes emisoras nuevas, la norma de emisión es mucho más estricta. Estas deben emitir una concentración de SO2 igual o inferior 200 ppm y su cumplimento debe alcanzarse desde el momento en el cual la planta entra en operación.
En el caso del As deben emitir una concentración inferior o igual a 1 mg/Nm3 y una
concentración de Hg inferior o igual a 0,1 mg/Nm3.
Altonorte
Caletones
Chagres
Chuquicamata
Hernán Videla Lira
Potrerillos
Ventanas
24.000
47.680
14.400
49.700
12.800
24.400
14.650
126
130
35
476
17
157
48
En el caso de emisiones por
chimeneas para fundiciones existentes, la planta de ácido debe
emitir una concentración de SO2
inferior o igual a 600 ppm (volumen) cuyo valor límite de emisión Tabla 2. Límites máximos de emisión de SO2 y As para fuentes existentes
de SO2 se verificará como concentración promedio horaria, durante cada hora de operación de la planta de ácido.
Para el caso del As, las plantas de ácido deben emitir una concentración de As inferior o igual 1 mg/Nm3 cuyo valor límite se verificará mensualmente.
Si la planta de ácido cuenta sólo con una planta de absorción simple, la fuente emisora tiene un plazo de 5 años para cumplir con los 600 ppm, a partir de la publicación del
decreto en cuestión. Si una fuente emisora cuenta con al menos una planta de doble contacto, está en cambio tendrá un plazo de 3 años a contar de la fecha de publicación.
La norma también contempla exigencias de emisiones de SO2 para otras fuentes industriales existentes que emiten arsénico, para este caso la planta de ácido debe emitir una
concentración de SO2 inferior o igual a 400 ppm (volumen), cuyo valor límite de emisión
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Independiente de lo comentado anteriormente, las fuentes emisoras nuevas y existentes deben implementar y validar sus mediciones de SO2 en las plantas de ácido, con el
fin de verificar el cumplimiento de los límites máximos de emisión en chimenea, un sistema de monitoreo continuo y en línea con los sistemas de información de la Superintendencia del Medio Ambiente y con la Seremi del Medio Ambiente que corresponda.
Tendrán un plazo de un año para instalar y validar el sistema de monitoreo continuo de emisiones, contado desde la fecha de entrada en vigencia del presente decreto. En
cambio, las fuentes emisoras nuevas deberán incorporar el sistema de monitoreo continuo desde su entrada en operación
Dentro de la norma es definido un periodo de transición, el cual es comprendido
desde la publicación en el Diario Oficial de esta norma hasta el plazo de 3 o 5 años de
cumplimiento, según corresponda, de acuerdo a si la planta cuenta o no con absorción de
doble contacto. La tabla 3 indica las concentraciones de SO2 máximas permitidas.
Las plantas de ácido se ven directamente influenciadas en este tipo de exigencias, es por esto
que un buen control, manejo y conocimiento del
estado de la planta, conlleva un mejor desarrollo
de las mismas operaciones.
Alcanzar 600 ppm de emisión de SO2 es una
cifra que actualmente no es fácil de afrontar para
algunas plantas de ácido sulfúrico en Chile, por
* Cumplimiento a la resolución exenta Nº 193,
del año 2012, de la comisión de Evaluación de
lo tanto, contar con un buena eficiencia de operala Región de Antofagasta
Tabla 3. Emisión de SO2 (ton/año) para fuentes exis- ción no es suficiente.
tentes en periodo de transición
Por ende, un correcto plan de mantención
preventiva aporta significativamente en la eficiencia global de la planta.
Fuente emisora
Altonorte
Caletones
Chagres
Chuquicamata
Hernán Videla Lira
Potrerillos
Ventanas
SO2 (ton/año)
*
80.000
13.950
96.500
24.500
89.500
16.500
- 31 -
Medidas de Control
Las Emisiones de SO2 y el Diseño de la Planta
Una planta de ácido sulfúrico se compone de una variedad de equipos, sin embargo
aquellos que influyen de sobremanera en las emisiones son sólo dos: el convertidor y el
intercambiador de calor frío.
biando la composición del gas con respecto al diseño. Este gas pasará a un siguiente paso
en el convertidor, pero el aumento de SO2 en el gas resultará en una leve reducción de la
eficiencia de conversión.
Por lo tanto se torna trascendental que en el intercambiador de calor frío no presente
tubos con fallas, por dos razones:
1. Por el lado de alta presión, el gas lleva la concentración de SO2 más alta en la planta
2. Por el lado de baja de presión, el gas lleva la concentración de SO2 más baja de la
planta.
Es por esto que, en caso de existir algún tubo roto en el intercambiador frío, el gas de
alta presión con alta concentración de SO2, traspasará parte de este SO2 a un gas que ya
ha sido tratado y que ha alcanzado el punto de concentración de SO2 más bajo disponible
en la planta.
A modo de ejemplo: el gas de alta concentración de SO2 puede tener una concentración de 8 a 12%, mientras que el gas de baja presión es el flujo que debe cumplir con la
norma ya indicado: 600 ppm. Está claro que no se necesita un gran volumen de gas; en
otros palabras: una rotura muy grande puede generar un gran impacto en el nivel de emisiones de SO2 en la planta debido a uno y varios tubos con roturo en este equipo.
El convertidor básicamente es el corazón de la planta de ácido, lugar donde ocurre la
conversión de SO2 a SO3, por lo tanto, la eficiencia de este equipo indica la eficiencia global de la planta, marcando la capacidad de reducción de concentración de SO2 disponible
en el gas.
Los factores que influyen en una correcta eficiencia son variados, entre ellos, tipo
de catalizador, esquema de carga del catalizador, temperaturas de entrada a cada paso del
convertidor, concentración de SO2 entrada al primer paso, entre otros, sin embargo todos
estos factores son operacionales y, por lo tanto, ajustables.
El estado de los intercambiadores de calor gas/gas y gas/aire y sus válvulas de control
asociadas también influyen en la eficiencia de conversión. Un mal funcionamiento de
una válvula de control de temperatura puede resultar en una temperatura no óptima en
uno o varios de los pasos del convertidor, repercutiendo en la eficiencia de conversión y,
por ende, en las emisiones de SO2.
Al mismo tiempo, si en un intercambiador de calor gas/gas existe uno o varios tubos
con roturas, gas de alta presión (con SO2) pasará al lado de baja presión (con SO3), cam-
Medidas de Control
Existen varios métodos para controlar el funcionamiento de los equipos involucrados y asegurar que las emisiones de SO2 estén bajo los niveles ya indicados y así cumplir
con la normativa de emisiones de las plantas de ácido:
En primer lugar, una buena práctica es evaluar al menos 2 veces al año la eficiencia
de conversión en cada paso del convertidor y que no existan filtraciones en los intercambiadores de calor, en especial en el intercambiador frío.
Para esto, MECS Dupont cuenta con un servicio llamado PEGASYS. Esta medición consiste en medir directamente en la planta, la concentración de entrada y salida de
SO2 en cada paso del convertidor.
Con Pegasys es posible determinar eficiencias de conversión de cada paso, además
de la eficiencia global, optimizaciones en el manejo de temperaturas, obtención de la curva de equilibrio, caídas de presión en cada paso del convertidor, comparaciones con los
analizadores en línea de la planta, entre otros.
También es posible tomar muestras de gas en las entradas y salidas de los intercambiadores de calor, principalmente para analizar diferencias en estos puntos y con esto obtener antecedentes de la existencia de tubos rotos.
En otras palabras, Pegasys entrega información cuantitativa del funcionamiento de
la planta con lo cual es posible hacer una planificación de mantención en relación a datos
concretos.
- 32 -
- 33 -
Figura 1. Diagrama de flujo del área de contacto
Holtec Ensayos no Destructivos (END, NDT)
Datos de IC frío, lado baja presión
Entrada (%)
Salida (%)
0,022
0,157
0,053
0,091
0,021
0,075
Promedio
Entrada (%)
Salida (%)
0,007
0,01
0,022
0,03
0,023
0,028
Promedio
0,252
0,536
0,683
0,998
1,33
0,88
Promedio
Entrada (%)
Salida (%)
0,188
0,81
0,174
0,52
Promedio
Entrada (%)
Salida (%)
0,989
1,148
1,52
1,608
Promedio
2014: Planta 1
Entrada ppm
220
530
210
320
2013: Planta 2
Entrada ppm
70
220
230
173
2014: Planta 3
2520
5360
6830
4903
2011: Planta 4
Entrada ppm
1880
1740
1810
2011: Planta 5
Entrada ppm
9890
15200
12545
Salida ppm
1570
910
750
1077
% Aumento
614%
72%
257%
314%
Salida ppm
100
300
280
227
% Aumento
43%
36%
22%
34%
9980
13300
8800
10693
296%
148%
29%
158%
Salida ppm
8100
5200
6650
% Aumento
331%
199%
265%
Salida ppm
11480
16080
13780
% Aumento
16%
6%
11%
Figura 2. Tubos de intercambiador de calor frío con roturas
El gas proveniente de la torre de secado pasa por el lado carcasa del equipo; la neblina
ácida que viene con el gas impacta en los tubos, cae hasta la placa de espejo y la corrosión
daña a los tubos justo arriba de la placa de espejo.
Sin embargo, lo ideal sería encontrar, además, los tubos que tienen un daño considerable. La prueba de presión no detecta un tubo con una pérdida de metal de 70 o 90 %,
pero es posible que este tubo falle en algún momento, resultando en el fenómeno del aumento de los ppm en la chimenea, descrito anteriormente.
En la tabla arriba se presentan los resultados de varias inspecciones en intercambiadores de calor fríos realizadas entre 2011 y 2014.
Como se puede apreciar, la rotura de los tubos en el intercambiador de calor frío
puede resultar en un aumento muy considerable de la concentración de SO2. Los 600
ppm de SO2 indicados en la norma de emisiones no dejan mucho margen y será indispensable asegurar el buen estado de los tubos de este equipo.
Hasta hace algunos años era práctica común revisar los intercambiadores de calor en
la parada grande de planta mediante las pruebas de presión de los tubos. Con estas pruebas es posible identificar los tubos que ya tienen una rotura. En la foto en la página siguiente se observan unos defectos típicos en un intercambiador de calor frío.
Holtec Ensayos no Destructivos (END, NDT)
Los ensayos no destructivos tipo “Eddy Current” (para el acero inoxidable y las aleaciones) y “Remote Field Testing” o RFT (para el acero al carbono) son capaces de medir el
espesor de los tubos por todo su largo.
Como se ve en la imagen en la página siguiente, se introduce la sonda del instrumento Eddy Current o RFT en cada uno de los tubos y se la empuja por todo el largo del
tubo. La señal que devuelve la misma sonda al instrumento nos da una indicación de los
defectos en el tubo.
La técnica es capaz de detectar la pérdida de metal al lado interior y exterior del tubo,
pitting, grietas, etc. Sin embargo, tiene algunas restricciones, dependiendo del diámetro
del tubo, del material de construcción y – lo más importante – la cercanía a las placas de
espejo del intercambiador de calor.
A pesar de estas restricciones, las mediciones Eddy Current son el método recomendado para revisar el estado de los tubos, y cada vez más las plantas de ácido las incorporan
en sus programas de mantenimiento predictivo.
- 34 -
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Tabla 4, cont. Datos de entrada y salida de IC frío, lado baja presión obtenido a través de PEGASYS
Resumen
Resumen
El cumplimiento de la nueva norma de emisiones plantea una situación que en muchas plantas pueden ser consideradas como exigentes. Así, no solo se debe operar de
acuerdo a las condiciones óptimas o de diseño, sino que, además, es muy importante implementar planes de mantención que estén relacionados a las necesidades de la planta.
Estas pueden ser obtenidas a partir de evaluaciones como, por ejemplo, Pegasys para
con este resultado evaluar la necesidad de inspecciones con ensayos no destructivos.
Sin embargo, también se ha observado que las condiciones operacionales no son las
mismas entre un turno y otro en una misma planta donde, de acuerdo al turno que se
encuentra operando, las condiciones operacionales son cambiadas, situación que se da básicamente al no existir una uniformidad de conocimiento entre los operadores y/o supervisores de cada turno.
Desde este punto de vista, la nivelación de los conocimientos de los operadores se
torna trascendental al momento de tomar decisiones, ya que un operador con manejo
de conocimiento tanto teórico-técnico como práctico, sin duda tomará las acciones más
adecuadas al momento de enfrentarse a un inconveniente operacional.
Figura 3. Proceso de medición mediante Ensayos no Destructivos
Para mejorar la confiabilidad de las inspecciones Eddy Current y RFT y para aumentar su valor para las plantas de ácido, Holtec ha estimado necesario mejorar una de las
debilidades de las técnicas EC y RFT, tomando en cuenta la nueva norma de emisiones.
En la práctica, la señal de la sonda cerca de la placa de espejo es típicamente descartada por ser muy poco confiable.
Sin embargo, como ya se ha visto, los tubos de estos equipos tienden
a fallar precisamente alrededor de la
placa de espejo.
En el último año, Holtec ha trabajado con varios de sus proveedores
de la tecnología Eddy Current y ahora dispone de la técnica y los procedimientos necesarios para detectar los
defectos indicados en la figura 4.
El desarrollo en conjunto y la Figura 4. Diagrama de posibles fallas
existencia de tecnologías más precisas permiten ampliar las inspecciones Eddy Current y
RFT a la zona cerca y debajo de la placa de espejo.
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Holtec Capacitaciones
Holtec Capacitaciones realiza capacitaciones abocadas principalmente a entregar a los
operadores, supervisores y/o ingenieros de las plantas de ácido sulfúrico las herramientas
teóricas y prácticas necesarias, con el fin de formar un profesional capaz de enfrentar las
situaciones laborales del día a día, obteniendo el mejor resultado frente a cualquier inconveniente operacional.
- 37 -
Mantención Mayor, Tren
de Gases del Convertidor
Teniente y Planta de Ácido
Sulfúrico N° 3
Por:
Felix Moscoso Peys, Superintendente Plantas de Ácido y Oxígeno
& Gabriel Araya Maldonado, Ingeniero Jefe Plantas de Ácido
Codelco Chile – División Chuquicamata
- 38 -
- 39 -
Mantención Mayor, Tren de Gases del Convertidor Teniente y Planta de Ácido Sulfúrico N° 3
1 - Introducción
El complejo minero de Chuquicamata está ubicado a 1.650 kilómetros al norte de la
capital de Chile, a 2.870 metros sobre el nivel del mar. Cuenta con dos minas donde el tipo de explotación es a rajo abierto, “Chuquicamata” y “Mina Sur”. Chuquicamata entró
en operaciones en 1910, aunque sus propiedades mineras también eran conocidas desde
hace siglos por culturas prehispánicas.
La Superintendencia Plantas de Ácido Sulfúrico y Oxígeno, a través de Plantas de
Ácido Sulfúrico, tiene como misión asegurar la continuidad operacional de Fundición,
mediante de la captura de gases de procesos pirometalúrgicos y agregar valor al negocio
de Codelco Chuquicamata, a través de la producción de Ácido Sulfúrico.
3 - Conclusiones
• Cambio de descanso motor B-201
• Cambio de junta de expansión E-201 (2.800mm)
En la figura 1 se muestra una descripción esquemática de los gases de la fundición
hacia plantas de ácido.
2 - Antecedentes
El 06-03-2014 comienza el mantenimiento mayor del Convertidor Teniente N°2 y
Planta de Acido Sulfúrico N°3, de las actividades programadas para la detención anual,
las más relevantes asociadas al tren de gases y planta de ácido n°3 fueron:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Tren de Gases Convertidor Teniente N°2
Reparación estructural de cámara de enfriamiento de gases.
Reparación estructural y revisión de precipitadores electrostáticos secos, aisladores,
placas, martillos, rastra.
Reparación estructural de ductos hacia cámara de mezcla de gases.
Limpieza de ductos de gases hacia cámara de mezcla.
Limpieza de una válvula de guillotina entrada de gases a cámara de mezcla y de 5
válvulas de guillotina a la salida de la cámara de mezcla, hacia las plantas de ácido.
Planta de Ácido N°3
Limpieza de equipos en dos áreas de limpieza de gases GCP-4 A/B.
Limpieza de ductos de entrada gases a áreas de limpieza GCP-4 A/B.
Cambio del sistema de control en dos áreas de limpieza de gases GCP-4 A/B.
Revisión y reparación a precipitadores electrostáticos húmedos.
Harneado y reposición de catalizador de capas 1 y 2 del reactor R-201.
Reparación estructural del reactor R-201.
Reparación de pisos en intercambiadores gas-gas E-205 y E-206.
Revisión y reparación de distribuidores de ácido en torre de secado y absorción.
Cambio de piezas de fierro fundido de los circuitos de ácido.
Revisión de demister en torre de secado y filtros vela en torre de absorción.
Reparación estructural y refractaria de Precalentador E-207
Cambio de impulsor de soplador principal B-201
- 40 -
Figura 1. Diagrama esquemático de los gases de la fundición hacia las plantas de ácido
3 - Conclusiones
Como resultado de los hallazgos, reparaciones, inspecciones y limpiezas realizadas
en la mantención mayor, se ha logrado:
• Eliminar el ahogamiento del convertidor Teniente n°2.
• Disminuir los puntos de infiltración en el tren de gases.
• Aumentar la disponibilidad de planta de ácido n°3.
• Aumentar eficiencia del convertidor de la planta de ácido n°3.
• Aumentar la confiabilidad del convertidor teniente n°2, tren de gases y planta de ácido como un conjunto.
• Disminuir nivel de vibración de Soplador principal B-201 provocada por pérdida
progresiva de masa.
• Aumentar disponibilidad de Soplador principal B-201.
• Gestión de la adquisición de repuestos.
- 41 -
Saving Time and
Money with Form-in-Place
Gasket Material
By:
Douglas Gomes, Douglas Strait,
Rick Freer, Charlene Jones & Mike Raimer
W.L. Gore & Associates, Inc.
Elkton, Maryland – U.S.A.
- 42 -
- 43 -
Case Study
This case study involves sulphuric acid concentrator units at a facility in Texas. The
facility incorporates a train of tantalum heat exchangers, fitted originally with graphite
one-piece gaskets.
Almost complete disassembly of the units was required in order to replace the onepiece gaskets around the exchanger tubes. A further challenge was the difficulty in realigning the numerous tubes for bundle re-insertion.
Overall, this process required up to 72 man-hours to complete for each exchanger,
comprising a three man maintenance team’s efforts over three shifts.
Looking for a faster, easier solution, the customer turned to Gore. Gore® Gasket
Tape is now used in the heat exchangers, saving the plant a significant amount of time,
money and trouble. Formed in place, Gore® Gasket Tape simply goes around the tubes
for installation, without the need to remove the bundle.
Made of 100 percent expanded PTFE (polytetrafluoroethylene), Gore® Gasket Tape
is chemically inert and stands up to the challenges of sulphuric acid.
Strong and resistant to creep and cold-flow, the tape also withstands the challenges of
thermal cycling in heat exchanger applications. The use of Gore® Gasket Tape has resulted in documented reduced cost and dramatic improvements in productivity at the plant.
Given the aggressive operating conditions of these SAC units, heat exchangers are
typically of the u-tube or floating header design to allow for both thermal expansion
and for access to the shell side of the equipment. Both designs require gaskets to seal the
shell’s bolted flanged connection.
Gasket selection is critical to ensure reliable and safe operation of the exchanger.
Gaskets should be chemically compatible with the process media, capable of generating
an initial seal given the available load, and able to maintain the seal at the operating pressure and temperature. Gasket conformability should also be considered to ensure any
flange surface irregularities are accommodated.
Process & Application Background
Sulphuric acid is an important product of the chemical industry, and is used in
many processes. A common application of sulphuric acid is to remove water from process streams in the sulfonation and nitration of organics.
It is frequently used to dry gases such as chlorine, bromine, or chloromethane.
Sulphuric acid is also used to dehydrate hydrochloric acid, nitric acid, or acetic acid.
In the course of use, the acid concentration is reduced, and depending on the process
it may also become contaminated with organic substances. In order to recycle and reuse
the acid and control the acid’s corrosivity, it is necessary to re-concentrate the acid.
Numerous processes have been developed to re-concentrate the acid and are generically referred to as sulphuric acid concentrators (SAC).
Most are operated under vacuum to enhance the separation of water from the sulphuric acid in single or multiple effect evaporators. The units can typically regenerate
weak sulphuric acid to medium concentrations of 85 to 90% H2SO4 or to high concentrations of 96 to 98% H2SO4.
A common application among these SAC processes is one or more shell and tube
heat exchangers. These heat exchangers heat the sulphuric acid using either thermal oil
or steam. Construction materials for these heat exchangers must be capable of withstanding the highly corrosive nature of sulphuric acid. Glass-lined steel or select exotic
metals are often selected depending on the specific application.
- 44 -
Fig. 1: Typical U-Tube Heat Exchanger Showing Gasket Location (Adapted from Thermopedia.com)
Case Study
A large chemical processing plant in Texas, USA utilizes sulphuric acid concentration as a key element in their product process to remove water from the proprietary product stream. The facility uses a train of u-tube heat exchangers for this sulphuric acid concentration process. This case study will focus on one exchanger from this train.
The heat exchanger discussed in this case study has an operating temperature of approximately 205°C / 400°F and an operating pressure of approximately 17bar / 240psi.
It is used to concentrate the sulphuric acid to above 85% by weight. Given these operating conditions, the heat exchanger is made from tantalum.
The u-tube heat exchanger contains 62 u-tubes and has total dimensions of approximately 2.4 meters (8 ft.) long and approximately 686 mm (27 in) round. The end bonnet flanged connection has an inside diameter of 635 mm (25 in) and is secured using 20
UNC 1¼-in Grade B7 bolts with hardened steel washers.
Problem
Periodically, the plant needed to open a flange to perform routine maintenance or to
address joint leaks. With each flange opening, replacing the u-tube heat exchanger gasket
was cumbersome, expensive, and time-consuming.
- 45 -
Other Applications For Gore® Gasket Tape
A one-piece, graphite-with-metal gasket was specified by the original equipment
manufacturer (OEM). To replace such a one-piece gasket, the tube bundle needed to be
completely extracted from the shell. For this heat exchanger in particular, such tube bundle extraction required relocation of the entire main body of the equipment.
Located on the fifth floor of the plant, the heat exchanger was constructed with
very narrow confines making disassembly impossible on-site. As a result a crane was required to relocate the main body of the heat exchanger before the tube bundle could be
removed and the gasket replaced.
In addition, this particular u-tube heat exchanger had especially tight tolerances,
making tube bundle reinsertion extremely difficult. Any damage to the tantalum heat
exchanger was costly to repair.
Overall, gasket replacement in each exchanger required up to 72 man-hours to complete, comprising a 3-man maintenance team’s efforts over 3 shifts. The total cost for this
maintenance activity was $ 9,600, which included $ 7,200 in labor costs and $ 2,400 in
crane rental. This cost does not include production losses due to the 3-day downtime.
quired have decreased
from 72 to 12 for each
exchanger.
This means that for
each installation, the production unit saves $ 6,000
in man-hours alone.
Across a bank of exchangers, those savings add up
quickly.
Fig. 4: Gore® Gasket Tape can be applied to flange without removing tube bundles
In addition, the use
®
of Gore gasket tape has freed up hundreds of man-hours that can be directed to other
plant maintenance and operations needs.
Additional savings from the Gore® gasket tape include no longer requiring a crane
to fully remove the tube bundle. A $ 2,400 expense over 3 days is no longer required per
exchanger unit.
And, since the Gore® tape can be created on demand for any size flange in nearly
any plant application, significant savings in procurement and inventory also result.
Solution
Gore® Gasket Tape is now used in the heat exchanger, saving the plant a significant amount of
time, money, and trouble compared to the prior onepiece gasket.
This is possible due to a unique advantage of the
Gore® Gasket Tape: Formed in place, the gasket tape
simply goes around the tubes for installation, without
Fig. 2: Gore® Gasket Tape
the need to remove the bundle altogether (Fig. 4).
Made of 100% expanded PTFE, Gore® Gasket Tape is chemically inert and stands
up to the challenge of the sulphuric acid. Strong
and creep resistant, the tape also withstands the
challenges of thermal cycling in heat exchanger
applications.
The plant has used Gore® Gasket Tape successfully since 2006, counting on its reliable performance and its unique time-and-money-saving
installation.
Fig. 3: Gore® Gasket Tape in place on flange
Results
The use of Gore® gasket tape has resulted in reduced cost and dramatic improvements in productivity at the plant. Installed in as little as a half shift, the man-hours re- 46 -
Expense Per Heat
Exchanger
Installation Time
Welded Filled
PTFE Gaskets
Gore® Gasket Tape
72 Man Hours
12 Man Hours
$ 2,400
$0
Crane Expense
Table 1 - Cost comparison
Other Applications For Gore® Gasket Tape
Gore® Gasket Tape is an excellent solution for sealing any flange larger than 24
inches in diameter. However, Gore® Gasket Tape’s features particularly shine when used
on large diameter flanges. Gore recommends the use of Gore® Series 500 Gasket Tape
for steel flanges and Gore® Series 600 Gasket Tape for glass-lined steel applications.
Problems With Large Gaskets Advantages Using Gasket Tape
Custom fabrication off-site
Customization on-site
Excessive lead time
Eliminate lead time
Difficult to ship and store
Easier to ship and store
Costly inventory
Reduced inventory
Difficult to install
Quick and easy installation
Table 2 - Advantages of Using Gore® Gasket tape in large gaskets
- 47 -
Gore® Series 600 Gasket Tape in Glass-Lined Steel Applications
Gore® Series 500 Gasket Tape in large steel applications
A Louisiana plant had historically used large pre-fabricated one piece gaskets to seal
two towers (Ø 2,769 mm /109 in). These gaskets were constructed off-site by welding
filled PTFE sections together.
Careful planning and procurement is required by the turnaround schedulers to ensure
these gaskets will be available as
needed on the turnaround due
to a several week lead-time.
Shipped flat in a wooden
box to protect the gasket, the
large, nearly 3,048-mm (10-ft)
wide gaskets take up a considerable amount of space at 9.3 m² Fig. 5: Large welded PTFE gasket on shipping support
(100 ft²). With concerns for gasket damage, the operators need to take extra care during
the transfer to the job site.
Gore® Gasket Tape was installed in May 2009. It was readily available from the local supplier, and an operator could easily carry it to the job site to be fitted to the flange
within a few minutes. With its strong adhesive, the Gore® Gasket Tape stays reliably in
place while the tower head is assembled.
The plant no longer needs to have a gasket pre-fabricated and shipped. No crane operations are required and all concerns of gasket damage are eliminated.
Gore® Series 600 Gasket Tape was installed to create a custom gasket on-site to
address the severe surface variations. By mapping the sealing surface, layers of Gore®
Gasket Tape were built-up to match the deviation.
With Gore® Series 600 Gasket Tape, the plant was able to start up operations immediately. Total savings of $ 280,000 were realized by eliminating the need for removing
and re-glassing the 2000-gallon glass-lined steel reactor and by avoiding the associated
lost production.
Gore® Series 600 gasket tape is a form-in-place gasket for glass-lined equipment that
guards against premature gasket failure. Unlike PTFE envelope gaskets, which consist of
PTFE surrounding an insert, Gore® Gasket Tape is 100% PTFE.
While PTFE envelope gaskets can fail when stress cracks lead to chemical degradation of the filler material, Gore® Gasket Tape will not degrade due to chemical attack,
ensuring a tight and long-lasting seal. This unique gasket tape conforms to the imperfections common in glass-lined flange surfaces, while maintaining dimensional stability for
superior sealing reliability.
Lead Time
Upfront Cost
Shipping Cost
Transport to Site
Welded Filled PTFE Gaskets
Several weeks
$ 4,800
$ 300
Crane plus multiple operators
Gore® Gasket Tape
Minutes to hours
$ 2,660
< $ 10
Single Operator
Table 3 - Customer value comparison of for both towers
Gore® Series 600 Gasket Tape in Glass-Lined Steel Applications
A large specialty chemical company in the USA washes sulphuric acid from product
using a glass lined steel vessel. The 2000-gallon reactor operates at 120°C (248°F) and
2.4 bar (35 psig) and was traditionally sealed using a PTFE envelope gasket.
After years of service, the reactor was re-glassed for $ 130,000. However, the newly reglassed surface was severely uneven, with 0.240-inch variances. The PTFE envelope gasket
was unable to accommodate such deviation, resulting in noticeable leakage during start-up.
The company was faced with shutting down the plant once again to re-glass the vessel.
- 48 -
- 49 -
Leakage Behavior of Gaskets
in Flanged Connections
M&Y Values vs. PVRC Gasket Factors
and the Use of Tightness Parameters
By:
Chett Norton, C.E.T. Applications Engineer
Triangle Fluid Controls Ltd.
Belleville, ON – Canada
[email protected]
- 50 -
- 51 -
Introduction
Abstract
Bolted connections that are sealed with a gasket require torque calculations to accomplish proper gasket seating stresses to achieve a leak-free joint (liquid containing).
The industry standard for many years in calculating these torque numbers has used
M&Y values and is still used to this day by many people.
M&Y values are solely based on providing information for flange design; however
many engineers try to interpret them further in regards to relating a minimum gasket
seating stress and no leakage. Many argue that M&Y values were actually suggestive and
the actual experiments were never published.
PVRC gasket factors were established in the early 1990’s. The goal of these gasket
factors was to achieve more accurate data by deriving these numbers from monitored
tests involving two parts.
This first part involves increasing the seating stresses and testing for leakage at internal pressures of 400 psi (2.8 MPa) and 800 psi (5.5 MPa). The second part of the test involves a series of unloading and reloading stages at higher seating stresses while the 800
psi (5.5 MPa) internal pressure is maintained.
This data can be plotted to give actual behavior of the gasket through a range of
conditions which can allows to make a more educated decision when evaluating gasket
materials.
This paper will address leakage rates for both methods using standard assembly
methods of PCC-1[2] and compare them with the results of various tightness parameters.
In conclusion, this analysis will help further explain newer torque calculation methods using PVRC gasket factors and the possible disadvantages of only using M&Y values
when trying to achieve a leak-free bolted joint.
Introduction
With increasing pressure from the EPA, health and safety regulations, and poorer air
quality, fugitive emissions have been a target over the last decade. With proper gasket installation and using the appropriate torque values, these emissions can be decreased.
In this study, 3 main types of sheet gasket material were selected: compressed nonasbestos, filled PTFE and flexible graphite (no-insert). These selected materials were
tested via test method ASTM F2378; however, slightly modified to a 200 psi (1.4 MPa)
test pressure.
Both M&Y and PVRC gasket factors were used in calculating the proper torque value which we can equate to the actual gasket seating stress.
The leakage rates for both methods were tested and compared to determine whether using either method would be acceptable in helping reduce fugitive emissions while
trying to achieve a leak-free bolted joint.
Nomenclature
Cc/min
CNA
EPA
Ft-lbs
ID
M&Y
Nm
OD
PCC-1
psi
PTFE
PVRC
T3
Cubic centimeters per minute, can be also referred to as mL/min
Compressed non-asbestos
Environmental Protection Agency (US)
Foot pounds, imperial unit of torque
Inner diameter
Values that are used to design flanged joints using the ASME Boiler and Pressure Vessel
code
Newton meter, SI unit of torque
Outer Diameter
ASME Guideline for Pressure Boundary Bolted Flange Joint Assembly
Pounds per square inch,
Polytetrafluoroethylene
Pressure Vessel Research Council
Specific tightness class with an allowable leakage rate of 0.00002 mg/sec/mm-diameter
- 52 -
Evaluation method for leakage rates
To measure the actual leakage rates of the gaskets with various gasket seating stresses based on both M&Y and PVRC gasket factors, the test rig specified in ASTM 2378
test method [1] was used.
This test rig places a gasket between 2 steel platens and allows the user to input a
specific seating stress by utilizing a hydraulic press. Once the three gasket samples have
been inserted between the steel platens (see Figure 1), the hydraulic press is set to the
predetermined gauge pressure to achieve the target seating stress (see Figure 2 for a diagram of the test rig).
The test samples where then left under compression for 1 hour 45 minutes while the
nitrogen test media is set to 200 psi (1.4 MPa) and run without measurement.
Once the 1 hour 45 minute waiting period has finished, the leakage measurement is
started. At the end of 15 minutes, the leakage rates for the 3 samples were averaged and a
value was given.
Figure 1. Gasket Installation in steel platen prior to assembly
- 53 -
Torque calculation methods
To determine the torque required to
seat the gasket based on M&Y values, the
following equations were used to find the
minimum clamping force required:
Equation 1:
Wm1 = 0.785G2P + 2bπGMP
Wm1 G
P
M
b
= Bolt load for design operating condition
= Load reaction diameter
= Internal pressure acting on the joint
= Gasket factor
= Effective gasket width
Wm2 G
Y
b
= Bolt load to seat the gasket
= Load reaction diameter
= Seating Stress
= Effective gasket width
Equation 2:
Wm2 = πbGY
The larger either Wm1 or Wm2 becomes, your minimum clamping force for
your torque calculation. To determine the
Figure 2. ASTM F2378 Test Rig
torque required to seat the gasket based on
PVRC Gasket Factors, the following equations were used to find the design bolt load.
Equation 3 Ag
= 0.7854(OD2-ID2)
Equation 4 Ai
= 0.7854G2
Equation 5 Tpmin = 0.1243 x C x Pd
Equation 6 Tpa = 0.1243 x C x Pt
Equation 7 Tr
= Log(Tpa)/Log(Tpmin)
Equation 8 Sm1 = Gs[Gb/Gs x Tpaa]1/Tr
Equation 9 Sm2 = (Gb(Tpaa)/(e x 1.5) – Pd(Ai/Ag)
Equation 10 Smo = Greater of Sm1/Pd or Sm2/Pd
Equation 11 Wmo = Ag x Smo + Ai x Pd
A
=
Ag
=
Ai
=
C
=
Gb
=
Gs
=
Tpmin =
Exponent of gasket assembly loading curve
Gasket seating area
Hydraulic area
Tightness Class Factor
Gasket property – assembly loading curve
Gasket property – unloading curve
Minimum tightness required
- 54 -
Torque calculation methods
Tpa = Assembly tightness
Tr
= Tightness parameter ratio
Sm1 = Min gasket operating stress to meet Tpmin
Sm2 = Design operating gasket stress after pressure & external loads
Smo = Design gasket stress, the greater of Sm1, Sm2, 2P or SL
Mo = Design factor
Wmo = Design bolt load
Pd
= Design pressure
Pt
= Test pressure
e
= Bolt up efficiency
The following values in Table 1 were used for each gasket type tested. Both compressed non-asbestos and filled PTFE values were referenced from Triangle Fluid
Controls® Gasket Manual – Rev 5 5/14.
PVRC Gasket Factors
M&Y Values
Gb (psi)
a
Gb (psi)
M
Y
Compressed Non-Asbestos
650
0.33
200
2.75
3,700
Filled PTFE
639
0.22
55
2.2
1,937
Flexible Graphite (no insert)
970
0.0384
1
2.0
2,500
Test Material
Table 1: Test material gasket factors
For testing purposes, we modelled the following scenario so that we could calculate
our torque values
• Gasket Thickness: 1.5mm
• Gasket size: 50 mm x 90 mm
• Application pressure 200 psi, 25 °C
• T3 tightness parameter (for PVRC method)
• Bolting material: A193-B7 studs, 4 bolts – 5/8” in diameter with A194 2H nuts
and hardened flat washers
Using the above scenario and the calculation methods from the previous section, the following values were calculated by using M&Y ad PVRC gasket factors found in Table 1.
M&Y Values
PVRC Gasket Factors
Torque,
Ft-lbs (Nm)
Equivalent Seating
Stress, psi (MPa)
Torque,
Ft-lbs (Nm)
Equivalent Seating
Stress, psi (MPa)
28 (38)
1600 (11)
57 (77)
3,792 (26.1)
Filled PTFE
15 (20)
910 (6.3)
29 (39)
1,909 (13.2)
11 (15)
680 (4.7)
14 (19)
955 (6.6)
Test Material
Table 2: Calculated torque values and equivalent seating stress
- 55 -
References
Observations
Leakage Testing – Data Comparison (3-Sample Average)
M&Y Values
PVRC Gasket Factors
Leakage
cc/min
Test Duration
Leakage
cc/min
Test Duration
59.0
2 minutes
1.25
15 minutes
Filled PTFE
115.1
10 sec*
1.49
15 minutes
0.66
2 minutes
0.51
15 minutes
Test Material
* Denotes that results were unattainable due to very high leakage rates; results were recalculated based on a 10 second
measuring period
It is noted that for both compressed non-asbestos and filled PTFE the difference in
leakage is much higher when using M&Y values; however for flexible graphite it appears
that either method would suffice.
Leakage rates of such magnitude as the samples tested could cause severe leaks with
both start-up and operating conditions for any piping system. For critical systems this
would be deemed unacceptable.
Since the test media used was nitrogen which will give higher than average leakage rates when compared to air; however it is assumed the leakage rates to be similar
proportionally.
References
Table 3: Leakage Testing Results
[1]
ASTM Annual Book of ASTM Standards – Rubber Products, Industrial Specifications and Related Test
Methods; Gaskets; Tires – 2013 Section 9, Volume 09.02
[2]
ASME PCC-1-2013 – Guidelines for Pressure Boundary Bolted Flange Joint Assembly
Figure #3: Graphed comparison of measured leak rates using both M&Y and PVRC Gasket Factors
The leakage rates of for both compressed non-asbestos and filled PTFE material for
the M&Y calculated torque values were much higher than those using the PVRC gasket
factor method.
The leakage rates for flexible graphite using both methods were similar but only
slightly better using the PVRC gasket factors method. All leakage rates for PVRC gasket
factors were lower than the M&Y value leakage rates for the same product. For actual test
results please refer to Table 3 and Figure #3 for reference.
Conclusions
Based on the test results and above recommendations, it appears that M&Y values
generally do not give you the best result for trying achieve a leak free joint.
- 56 -
- 57 -
Sulphuric Acid Coolers
45 Years of Industry Leadership
EDMESTON SX® – LA ALEACIÓN ORIGINAL
PARA PLANTAS DE ÁCIDO SULFÚRICO
Experience:
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• ANOTROL® the premier name in anodic protection since 1968
• First inventor of Silicon Stainless steel (SARAMET®) for sulphuric acid industry in 1982
• SARAMET® alloy Acid Coolers since 1989
Design and Manufacturing:
• Every acid cooler designed and manufactured in Chemetics’ new state-of-the-art facility in
Canada with proprietary specifications and manufacturing techniques
• Application specific materials and thermal designs selected to ensure optimal performance and
reliability in your plant
Service/Feedback:
• Over 100 years of acid cooler specific site technical service experience
• Continuous improvement via 45 years of customer, technical service and shop feedback leads to
better performing customer focussed solutions
• Latest development: MEMORY SEAL® cathode gland parts introduced in 2012
Results:
• Chemetics acid coolers regularly last over 30 years
• Chemetics is the global leading supplier of acid coolers with 75% of sulphuric acid in developed
world cooled by Chemetics’ Acid Coolers
Equipos & Tuberías Máxima Seguridad & Disponibilidad de Planta
Mínima Mantención & Costo de Vida Útil
OUTOTEC EDMESTON SX® ENFRIADORES
Excelente resistencia a la corrosión
No requiere de protección anódica
Mínima mantención
Innovative designs to solve your
Sulphuric Acid Plant’s operational and maintenance troubles
Acero inoxidable SX® fue introducido en el mercado por Edmeston en 1984. El ingreso de los equipos SX® produjo un cambio de paradigma en la industria
al incorporar equipamiento con características tales como una reducción importante en la corrosión, un extenso ciclo de vida útil, una disminución en la
mantención y un aumento en la seguridad de la planta. SX® mantiene su posición de liderazgo como el número uno en aleación de alto rendimiento en los
servicios para plantas de ácido sulfúrico.
[email protected]
www.edmeston.com
Chemetics Inc.
(headquarters)
Vancouver, British Columbia, Canada
Tel: +1.604.734.1200 Fax: +1.604.734.0340
email: [email protected]
Chemetics Inc.
(fabrication facility)
Pickering, Ontario, Canada,
Tel: +1.905.619.5200 Fax: +1.905.619.5345
www.jacobs.com/chemetics
Chemetics Inc., a Jacobs company
Hydrogen Formation
in Sulphuric Acid Plants
and Considerations for
Risk Mitigation
By:
Dr. Hannes Storch
Outotec GmbH
Oberursel – Germany
[email protected]
- 60 -
- 61 -
Hydrogen Formation in Sulphuric Acid Plants and Considerations for Risk Mitigation
2 - Theoretical Considerations
1 - Introduction
The formation of hydrogen in sulphuric acid plants is a known phenomenon and is
a result from the corrosion of metallic materials at specific conditions. Those conditions
are strongly dependent on acid strength and temperature. As a result an explosive mixture of hydrogen and oxygen containing process gas can occur with the potential risk of
a hydrogen explosion.
Over the last couple of years several incidents related to this have been reported. The
majority of the reported hydrogen events took place in intermediate absorption systems,
in converters or heat recovery systems.
In general, the incidents occurred during maintenance or after stopping the gas flow
through the plant. In all cases water ingress, resulting in low acid concentration caused
the formation of hydrogen; in most of the cases the water ingress was ignored or not
noted and mitigation measures were not in place. As a result, severe damage in different
equipments of the plant takes place.
An international group from the sulphuric acid industry formed an expert committee dedicated to this topic. The members of this committee are from plant operation and
consultancy, as well as equipment/plant design.
The intention of this work is to bring awareness to this important topic and provide
high level recommendations & support for decision and concept finding, training of personnel and/or establishing mitigation measures.
First the understanding of the chemistry and the root causes for such events is fundamental. The measures to be undertaken for avoidance/mitigation of such events must
cover a multitude of aspects which can’t be covered in one general document. One
has to be aware that there are to each and every plant details that need to be elaborated
individually.
Workgroup Members:
• Eco Services Operations (Solvay) - George Wang
• Mosaic - Jim Dougherty
• Chemetics - Mike Fenton and Rene Dijkstra
• MECS - Steve Puricelli
• Outotec - Collin Bartlett and Hannes Storch
• Rick Davis - Consultant
• Len Friedman - Consultant
2.1 - Explosion Limits
Explosion limits of hydrogen in air and air/nitrogen at room temperature, measured
by various standards (in mole-%). Ref 1
The aim of the group was to study/analyze well documented hydrogen incidents in
acid plants and work out high level consideration for the operators and plant designers,
which can be used with regard to risk avoidance/minimization and mitigation of potential consequences. This document summarizes the findings, considering:
• Theoretical Background
“Understand the causes for hydrogen incidents”
• Plant and Equipment Design
“Issues & facts to consider when designing/modifying a plant/equipment”
• Operational and Maintenance Practice
“How do you know that there is an issue and do you know how to respond if there is an
issue?”
The case with 40% N2 leaves a residual oxygen content of about 13%-vol., which is
about double to triple the content usually experienced at the intermediate absorber.
Thus, it is to be expected that the UEL in this case will be below the tabled figures.
The addition of increasing chemically inert substances to mixtures of hydrogen and air
causes the upper of lower explosion limits to approach each other and, ultimately, to meet.
- 62 -
2 - Theoretical Considerations
The risk of a hydrogen explosion is basically depending on three factors, which have
to happen in sequence:
• Hydrogen generation (corrosion)
• Formation of an explosive mixture of hydrogen and oxygen containing process gas
• Ignition of the hydrogen/oxygen/process gas mixture
While the formation of hydrogen and the explosion limits are well known and based on
hydrogen release as an effect of corrosion products, there are no hard facts but only speculation about the possible sources and mechanism of the ignition.
LEL (H2 in air)
UEL (H2 in air)
LEL (40% N2 +air)
UEL (40% N2 + air)
DIN 51649
3.8
75.8
3.6
38.2
EN 1839(T)
3.6
76.6
3.6
38.4
Influence of temperature on explosion
limits of hydrogen-air mixtures. Ref 1
It appears that the explosion range widens
with increased temperature, which is important to consider at the prevailing conditions of
acid plant operation.
- 63 -
20
100
200
300
400
EN 1839(B)
4.2
77.0
4.4
38.2
ASTM E681
3.75
75.1
3.65
37.3
LEL (mole-%) UEL (mole-%)
3.9
75.2
3.4
77.6
2,9
81.3
2.1
83.9
1.5
87.6
2.2 - Explosion Pressure and Ignition Energy
The minimum self-ignition temperature amounts to 585°C. The diagram below
shows the variation of the explosion limits as function of the temperature (H2 in air).
This diagram is based on a NASA report (1993) and suggests that the LEL remains
virtually stable and constant with increased N2 content, while the UEL significantly reduces. Once the oxygen content of the gas reaches a level below 4-5 %, the H2 is outside
of any critical composition.
This is very close to a typical gas at the exit of an intermediate absorber, hence, one
must not expect the formation of an explosive gas composition at “normal” operation.
Obviously, no considerable amount of H2 would be released at such “normal” operation.
However, release of H2 is much more important during plant shutdown and periods
of maintenance.
Fig.1: Explosion Limits of H2 as Function of Temperature. Ref 2
2.2 - Explosion Pressure and Ignition Energy
The energy involved in hydrogen explosion / reaction is determined by the equation
2H2 + O2 =2H20 ∆H = -483,652 kJ/mol
The reaction is highly exothermic and the high value of reaction enthalpy ∆H indicates that the result of an explosion can be devastating. The diagram below shows the
generated explosion pressure.
The presence of additional N2 or CO2 in the gas (air) will reduce the oxygen content. Subject to the residual O2, the explosion limits vary significantly, as presented in the
following diagram.
Fig.3: Explosion pressures of hydrogen – air and hydrogen – oxygen mixtures at 1 bar and room temperature Ref 1
Fig.2: Explosion limits of H2 as a function of the presence of additional nitrogen or carbon dioxide. Ref 3
- 64 -
Ignition of hydrogen-air mixtures, particularly when these mixtures are within the
flammability limits, takes place with an exceedingly small input of energy.
A spark having such low energy that it is invisible in a dark room, ignites such a
mixture. Common sources of ignition are sparks from electrical equipment, and sparks
- 65 -
2.3 - Hydrogen Formation Rate
caused by the discharge of small accumulation of static electrical charges. Even though a
mixture is below the limit of flammability, some combustion can be made to occur with
a source of sufficient size and intensity.
The minimum energy of ignition at a volumetric hydrogen concentration of 30%
(stoichiometric) is only 0.02 mJ (while in pure oxygen, it is only 0.007 mJ). The ignition
energy sharply increases at leaner or richer hydrogen concentrations and reaches 10 mJ,
which represents a typical static discharge from a human body
Fig.5: Iso-corrosion of Carbon steel general Ref 5
Fig.4: Ignition Energy of H2 in Air as Function of Pressure and composition. Ref 4
2.3 - Hydrogen Formation Rate
Stoichiometric corrosion chemistry is trivial and confirms to the following equations
H2SO4 + Fe = FeSO4 + H2
3H2SO4 + 2Cr = Cr2(SO4)3 + 3H2
H2SO4 + Ni = NiSO4 + H2
In practical terms those equation describe, that:
• For each 1 kg of Fe, an amount of 0.0361 kg of H2 is generated (equivalent to 0.40
Nm³)
• For each 1 kg of Cr an amount of 0.0582 kg of H2 is generated (equivalent to 0.65
Nm³)
• For each 1 kg of Ni an amount of 0.0344 kg of H2 is generated (equivalent to 0.38
Nm³)
- 66 -
Fig.6: Iso-temperature Corrosion of Carbon Steel at higher acid concentrations Ref 6
Typical corrosion rates of usual metals in acid plants are available, as an example, the
following diagrams can be taken, which allow quantifying the amount of hydrogen
generated.
Based on those data, the amount of hydrogen generated can basically be determined,
at least as an order of magnitude. E.g., the corrosion rate of a 1.000 m² heat exchanger
- 67 -
2.4 - Normal Variation or Excursion of Acid Concentration During Operation
In case the plant is idle for such time and the hydrogen is collected or accumulated
at the top of the intermediate absorption tower, which may have a volume of 700 m³ (or
even less when considering only the “dead” volume on top of the gas exit duct, say 150
m³), then the H2-concentration can be anything between 50-100 %.
The rest of the gas obviously must contain some oxygen, which is the case when
<100% H2. To enable a hydrogen explosion, these figures are well within the explosion
limits, provided that sufficient oxygen is present.
Obviously, it has to be considered that such an explosive mixture could accumulate
in other areas, depending on the plant configuration. For example, in one case it was reported that the explosion occurred not at the top of the tower, but below the candle filter tube sheet.
2.4 - Normal Variation or Excursion of Acid Concentration During Operation
The example above as well as the studied cases clearly showed that such events occur only under critical conditions.
It must be understood that variations of acid concentration at normal operation, e.g.
failure of control of process water addition must be regarded as non-critical with regard
to the potential formation of hydrogen as a result of corrosion.
Despite the higher corrosion rate as a function of operating outside the pre-determined design figures /operating windows, and as long as the possible material window of
concentration and temperature are adhered to, the potential amount of hydrogen formed
is negligible.
Fig.7: Typical corrosion rate of Carbon steel Ref 7
It can be concluded, that:
1. The small amount of H2 will not reach the explosion range during operation
2. Normal operation offers a gas composition where the O2 content is very low
3. By having a continuous gas flow through the plant, the hydrogen concentration will
be negligible and well below the lower explosive limit.
when exposed to 100°C acid at 80% H2SO4 to be in the range of 10 mm/year. Low alloy
stainless steel, e.g. 304- or 316-type offer slightly less corrosion, but still in the range of 6
mm/year.
If such a heat exchanger is exposed to 80% acid at 100°C for, say, 4 hours, then the
amount of hydrogen produced would amount to 37 kg or 406 Nm³.
Operating windows are to be determined in accordance with process boundaries,
e.g., an absorber cannot be operated outside of 98,0-99,0% H2SO4 and a drying tower not outside of 92-98.5% H2SO4, without generating other detrimental effects, such
as extreme SO3 plume or heavy condensate formation. Obviously, such circumstances
would force a plant shutdown prior to entering into the tolerable material window.
Material window is defined to be the range where the corrosion rate is still tolerable for a short period of time (up to ± 1 mm/year), despite being outside the acceptable
range of 0.1 mm/year, typically.
- 68 -
- 69 -
Fig.8: Typical corrosion rate of Stainless Steels Ref 8
3.1 - High Level Considerations
As long as operation parameters are contained within said limits, one must not
expect excessive hydrogen formation during operation. Shut down conditions are
very much different, as the hydrogen may accumulate, and thus form an explosive
composition.
The below listed high level considerations are clustered under the following
headlines:
• How to avoid hydrogen formation
• How to avoid the formation of an explosive hydrogen/oxygen/process-gas mixture
• Equipment specific considerations for some examples
• General considerations for operation and maintenance
3 - Plant and Equipment Design Considerations
It is a given that in any plant equipment can fail due to nearing the end of operational
life, malfunction or defect. For hydrogen formation the equipment that can cause excessive water ingress is most relevant.
This is mainly steam associated equipment (waste heat boiler, economizer, superheater), or water related, such as acid coolers or water dilution (control valve).
As explained in chapter 2, hydrogen is formed by the reaction of weak and/or hot
acid with stainless steel, such as acid coolers, economizers, stainless steel towers, piping
and other metallic components.
The formed hydrogen will find stagnant areas in any plant, where gas can accumulate and form an explosive hydrogen/oxygen/process-gas mixture.
As all this equipment is required and the plant layout will not allow the elimination
of those stagnant areas (e.g. there was one reported incident, where the hydrogen reacted
below the tube sheet), therefore it has to be discussed and elaborated what different measures can be taken during design or operation, to minimize risk.
Of course these are based on the contributing factors in studied cases, which will
have to be considered, e.g.:
• Delayed leak detection, e.g. due to leak size or not maintained/installed instruments
• Inability to isolate/separate the water from the acid system
• Inability to remove weak acid from the system, which cause further corrosion
• Insufficient operation manuals addressing such events
3.1 - High Level Considerations
Keeping those generic aspects in mind, can and will certainly help and assist to increase the awareness of the issue of hydrogen incidents. The expert committee elaborated on more specific high level considerations.
Those considerations ought to serve as a help for designers, operators as well as consultants in the sense of “Am I aware of the potential consequences?” or “Have I considered
that...?”
Please note, that such a list obviously cannot cover all specific elements of a plant,
equipment, etc., and is meant as a list of typical considerations which are complementary
to and not a replacement of design guidelines, operation manuals or procedures.
Such plant specific documents can and should be expanded with regard to the hydrogen issue during the respective project specific discussions.
3.1.1 - Avoid Hydrogen Formation
The mechanism of hydrogen formation is well understood (see chapter 1). It is crucial to transfer this knowledge into design and operation, in order to minimize the risk of
hydrogen formation, which actually means avoiding rapid corrosion. It is of utmost importance to consider the entire plant/operation and understand the potential knock-on
effects of local modifications to other plant areas.
• Selection of construction material
• Brick-lined vs. stainless steel towers/vessels (material resistance, drain concept,
etc.)
• Cast iron vs. stainless steel equipment (e.g. irrigation system, piping etc.)
• Ensure separation of weak acid from metallurgical surfaces, e.g.:
• Acid can be drained from acid coolers; consider drain valve location and size of
valve and drain piping is sufficiently dimensioned
• Acid can be drained from other stainless steel equipment, e.g. towers, pump
tank, piping etc.
• Acid distributors, tube sheet can be drained to avoid risk of local hydrogen
formation
• Minimize water ingress by design considerations
• Cooling water isolation
• Boiler feed water bypasses around Economizer
• Consider measures to identify water ingress at early stage, e.g.:
• Additional instrumentation, e.g. dew point measurement, opacity measurement
• Intelligent data management system for e.g. flow rate, temperature, production
deviation etc.
• Consider related infrastructure in plant safety concept/HAZOP studies, especially
cooling water system
• Ensure that water pressure is always lower than acid pressure
• Ensure that acid contaminated cooling water can be drained
• Ensure cooling water quality is monitored
- 70 -
- 71 -
Economizer
3.1.2 - Avoid Hydrogen Accumulation
The key for safe operation is the avoidance of hydrogen formation. However one has
to consider, that despite all efforts the risk of hydrogen formation is – even only nominal
– existing. Hence the design of plant/equipment as well as operational procedures must
bear this in mind.
• Design considerations to minimize areas of potential hydrogen accumulation, e.g.:
• Top of acid tower with top and not lateral gas outlet
• Minimize volumes for gas accumulation in the design of the equipment, see below example
• Ensure that proper shutdown and purge procedures are in place:
• Those procedures have to be established considering the individual plant characteristics and local standards
• Potential Procedure: Ongoing purging of the plant by main blower following
the event, until all weak acid is removed from system and equipment is isolated
• Minimize potential O2 accumulation by, for example:
• Blower purge
• High point vents
• Nitrogen purge (depending on local infrastructure)
• How is this ensured at abnormal situations, e.g. acid pump shutdown, filling of
tanks etc?
• As plant capacities increase, acid coolers are getting larger. Is the increased capacity
considered in design?
• Is the drain number and size correctly dimensioned?
• Is a vent valve installed to support faster drainage?
• Where is water and acid drained to?
• Is the maintenance of acid coolers done properly?
• Are the procedures available and are personnel aware of them?
• The washing of coolers can result in:
• After washing plugged tubes can hold water
• Washing can leave residual water in the shell
• Tubes can be blocked by fouling on the water side and create a corrosive environment (hot spots)
• Is an adequate leak response ensured?
• Can the water side of the cooler be isolated and drained?
• Is the access of the drains/vents easy to be reached even during upset conditions?
3.1.3 - Equipment Specific Aspects
Equipment design and operation should consider specific aspects for risk mitigation.
Listed below are three examples, which represent prominent sources for hydrogen formation, accumulation and ultimately for explosion.
Please note, that in case of other equipment those list should to be amended or
modified.
Acid Coolers
Acid coolers offer huge surface area, hence have highest potential for hydrogen formation. However weak acid in cooling water circuits can also result in hydrogen formation in the respective equipment (e.g. air cooler with closed loops).
• The main reason for an acid cooler leak is related to water quality
• Is the cooler chosen for the cooling water quality?
• Is the actual and the specified quality of the cooling water matching?
• Is the cooling water quality regularly monitored and are treatment procedures in
place and maintained
• The acid pressure should be higher than the water pressure
• While this is correct at start-up, is this still valid after years of operation?
• How is this considered/mitigated at heat recovery coolers/evaporators, where this
demand can generally not be adhered to?
- 72 -
Economizer
In economizers the water pressure is always significantly higher than the gas pressure. Thus, a leak will force water into the gas stream. Once water has entered the gas
stream, weak sulphuric acid will potentially be formed.
The result can be rapid corrosion (hydrogen formation) of the finned tubes and other downstream equipment.
• Water entering the gas stream can/will end up in the acid towers and dilute the acid
strength
• Is economizer draining considered?
• Bottom drains can easily be blocked by small debris or sulfate
• Is it part of maintenance practice to inspect such drains at every shut down?
• Is there a safe location to drain to?
• Is operation upset or the cool down phase adequately considered?
• Can the water side be fully isolated?
• Is there need for a gas or water bypass around the economizer for cool down
procedure?
Absorption towers
Irrespective of the leak occurring in an economizer, waste heat boiler, etc., or in an
acid cooler, ultimately the water will enter this someway into the absorption tower, even- 73 -
4 - Conclusions
tually resulting in circumstances where the acid strength can no longer be controlled.
Therefore, the sub-system of intermediate absorption tower is the area with the highest
potential for hydrogen formation.
• What are implications of the construction material?
• Stainless steel towers are easy to install, however, offer a reduced operation window Can it be ensured, that the towers can be drained in case of upset operation
(weak acid)?
• Brick-lined towers are significantly more robust and less exposed to corrosion
and hence weak acid could remain/stored in the tower sump or pump tank for
some time. Has the material decision be triggered by the draining concept
• Consider a design to minimize vapor and stagnant gas spaces
• Consider concept standing vs. hanging candle filters
• Consider top vs. lateral gas outlet
background of the hydrogen formation and the potential consequences. Operators have
to plan and be prepared for such events, ensuring:
Early Detection
Mitigation
Prevention
•
•
•
•
•
Consider maintenance concept: in-tower candle replacement vs. cutting of roof
Are there any options to remove hydrogen from the potential areas in the tower
Purging by main blower after acid pumps are out of operation
Purging by Nitrogen (if available)
High point vents
• Do the operational/maintenance procedures cover such events?
• Regular and emergency shutdown
• Equipment evacuation
• Do operators have the chance to practice for such events?
• How is it is ensured, that the procedures will work?
• Transfer experience (legacy planning)
• Test operators skills
• Do operators understand to lookout for early warning signals?
• How are (new) operators trained?
• Is the equipment regularly inspected/tested?
• Ensure that bypass and drain valves will work
• Ensure the drain line and disposal area is not blocked
• Are drains cleaned in every shut down
• Early warning on a problem is a vital part
• Are sufficient instruments installed
• Analyzers on cooling water return, one per cooler
• Consider water and acid temperature measurement
• Redundancy of acid measurement in cooling water (pH-meter, conductivity etc)
• Are instruments maintained regularly, incl. cooling water loops?
• Are the available information used in “smart” way
• Is a data management system used, e.g. acid plant water balance system etc.?
• Are historical trends used?
• Is the anodic protection understood? Changes in current/voltage indicate a problem at a very early stage.
• Do maintenance procedures consider adequate purging and flammable gas testing?
3.1.4 - Operation and Maintenance
Irrespective of the implementation of the above listed examples, the key to avoid
such events is awareness of operators and maintenance personnel about the theoretical
4 - Conclusions
Generation of hydrogen in a sulfuric acid plant is a well-known phenomenon, but
for some unknown reason, the incidence of hydrogen explosions has recently been on
the rise.
- 74 -
- 75 -
Fortunately, there have been no serious injuries to date. But, unless hydrogen safety
is brought to the forefront of our thinking, the consequences could become more dire.
There are many potential causes for the increased incidence of hydrogen explosions,
including the age of operating sulfuric acid plants and the increased use of stainless steel
equipment in lieu of traditional brick and cast iron materials.
Furthermore, new maintenance practices, new safety- and environmental regulations limit the ability of operators to perform traditional operational checks (such
as draining drip acid from equipment) added to a loss of operating experience, due to
changing demographics.
Regrettably, the root cause of increased hydrogen explosions was not readily apparent to the expert committee.
Moving forward, all parties involved must recognize that equipment failures are inevitable and that a weak acid excursion can occur when water is involved.
This article has shown that the conditions leading to the formation of an explosive
mixture can occur rapidly and immediate action is required, which can only be achieved
via thorough planning and procedures.
By disseminating this information, the hope is that operators and designers alike become more aware of the hazards, making new plants better equipped for hydrogen safety
and helping existing plants stay out of potentially dangerous situations.
5 - References
1.
V.Scroeder and K Holtappels,Explosion Characteristics of Hydrogen-Air and Hydrogen Oxygen Mixture
at Elevated Pressures
2.
ZM Shapiro and TR Moffette,Hydrogen flammability Data and Applicationto PWR loss of coolant accident- WAPD-SC -545 1957
3.
HF Coward and GW Jones, Limits of Flammability of Gases and Vapors-Bureau of Mines Bulletins 5031952
4.
IL Drell and FE Belles, Report 1383Survey of Hydrogen Combustion Properties NACA Lewis Lab-1957
5.
MG Fontana IEC Vol 43,Aug 1951 P65A
6.
General Chemical Data
7.
ND Tomashov, Theory of Corrosion and protection of Metals
8.
IncoCEB-1-1983, The corrosion resistant of Nickel containing Alloys in Sulfuric Acid and Related
Compounds
- 76 -
Reforma del Sistema de
Carga de Ácido Sulfúrico para
Despacho en Camiones
Por:
Lucas Barcarolo
ARZinc S.A.
Buenos Aires – Argentina
- 77 -
1 - Reseña histórica de Planta de Ácido Sulfúrico
En el inicio de las operaciones de la planta, en el año 1950 y siendo su capacidad inicial de 100 ton ácido/día, el sistema de carga de ácido inicia siendo de diseño para el despacho en vagones de tren.
En el año 1970 la planta se expande, poniendo en marcha un nuevo circuito de Ácido Sulfúrico, similar al ya instalado, duplicando así su capacidad y adaptando progresivamente las mismas instalaciones para la carga del producto en camiones y abandonando la
operación de carga en vagones.
Entre los años 2004 y 2010 se realiza un revamping de la planta de ácido sulfúrico
unificando ambos circuitos de producción, reemplazando la totalidad de los equipos y
adquiriendo a la actualidad una capacidad instalada de 370 ton ácido/día.
Desde entonces la planta de ácido sulfúrico tiene esa capacidad, pero actualmente la
producción está en el orden de las 240 ton/día debido a que el “cuello de botella” se encuentra en la Planta de Tostación del mineral.
A futuro se prevé ampliar la capacidad de quema de concentrado en el tostador, o
bien, realizar en paralelo quema de azufre para llegar así a valores de producción diarios
para el cual fue diseñada la planta.
2 - Instalaciones antiguas y sus problemáticas
El sistema utilizado consistía básicamente en una cabina elevada, desde la cual se accedía a la boca de carga utilizando una plataforma basculante, permitiendo la colocación
de un caño plástico para la carga del ácido y el control del nivel de carga por medio de una
varilla graduada. La operación era completamente manual.
A continuación se muestran imágenes de la forma de realizar la carga de ácido a camiones utilizados anteriormente en la planta:
3 - Proyecto de reforma: Objetivos
• Alta exposición del operador al ácido sulfúrico y los gases del mismo durante las
carga de ácido (operación totalmente manual).
• Repetidos incidentes por salpicaduras con producto durante la toma de muestra
de la carga.
• Problemas ergonómicos por las posturas de trabajo.
• Alto deterioro de las instalaciones.
• Baja velocidad de carga.
• Baja exactitud de carga.
El aumento progresivo en la capacidad de producción antes descripto, implicó por
consiguiente un aumento paulatino en el volumen de ácido despachado desde la planta.
En suma a eso, la forma de operar el sistema y la condición del mismo comenzaron
a generar una serie de inconvenientes, siendo las principales problemáticas surgidas las
siguientes:
3 - Proyecto de reforma: Objetivos
A fin de eliminar todas las condiciones detectadas en el punto anterior, se comienza
a plantear a partir del año 2007 una mejora en el sistema de carga del producto, decidiendo desarrollar un sistema propio que posea los siguientes puntos de mejora:
• Minimizar la exposición del operador al ácido sulfúrico y los gases del mismo
durante las carga de ácido.
• Automatizar la operación de forma de evitar que el operario tenga que estar continuamente pendiente del proceso y minimizar los problemas por error humano.
• Mejorar el sistema de muestreo del producto para hacer más segura la tarea.
• Eliminar las malas posturas del operador para evitar los problemas ergonómicos.
• Mejorar la exactitud de carga para minimizar los tiempos de la operación y optimizar el rol de personal necesario para realizar las cargas diarias.
Así comienza entonces la construcción de un cargador nuevo, en una zona distinta a la
anterior, contando estructuralmente con una cabina de operación totalmente aislada, con
una plataforma de operación elevada para facilitar las tareas del personal y siendo la zona
de estacionamiento de los camiones una batea de contención que permite controlar cualquier tipo de pérdidas o derrames de producto.
Se incorporan además las medidas de seguridad básicas como ser duchas de emergencia, una bandeja de muestreo donde el operador pueda tomar las muestras cómodamente y una cámara de video que permita la visualización a distancia de la boca de carga
para controlar la misma sin exponerse al riesgo.
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4. Problemas presentados y acciones correctivas derivadas
Desde el punto de vista de la automatización, se instala en la línea de carga un caudalímetro másico que sumado a la instalación de una válvula automática de carga permitió
automatizar totalmente la operación de carga de ácido, eliminando la necesidad de controlar la carga a través de la medición del nivel de ácido.
A continuación se muestran imágenes de los resultados de la primera etapa de desarrollo:
4. Problemas presentados y acciones correctivas derivadas
Estas nuevas instalaciones se comenzaron a utilizar a comienzos del 2010 y durante los primeros meses de uso surgieron una serie de incidentes que se muestran a
continuación:
• 22/03/10 – Salpicaduras con ácido al camión a cargar debido al accionamiento
de la bomba de carga mientras el caño telescópico se encontraba sobre la bandeja
anti-goteo.
• 26/04/10 – Descuido durante la toma de la muestra de ácido sulfúrico (apertura brusca de la válvula de muestreo) genera salpicaduras que impactan sobre los
EPP del operador.
• 07/05/10 – Salpicaduras durante la toma de muestra del producto debido a mala
operación de la válvula de muestreo genera salpicaduras que impactan sobre los
EPP del operador.
• 29/05/10 – Salpicaduras con ácido sulfúrico al chofer del camión mientras este
cerraba el tanque luego de la carga.
Esto se debió a que se presumió que la carga había terminado cuando en realidad
no era así sino que se había vaciado el tanque stock desde el que se despachaba el
ácido y el chofer comenzó a realizar la tarea sobre el tanque mientras el operador
habilitaba otro tanque stock.
Esto generó que comience a salir ácido mientras el caño telescópico estaba sobre
la bandeja y el chofer sobre el camión.
Durante los primeros eventos, las acciones tomadas se enfocaron en la capacitación
del personal y en la colocación de protecciones para evitar nuevos eventos; pero luego de
la investigación del último accidente que fue el de mayor gravedad se decidió retirar de
servicio la nueva instalación a fin de realizar un análisis de riesgo y operatividad exhaustivo, contratando para esto a una empresa que realizó un estudio HAZOP al sistema.
Los resultados obtenidos generaron acciones correctivas para atacar cada uno de los
riegos detectados, siendo las principales las siguientes:
• Se modificó el sistema de toma de muestras, incorporando un recipiente que por
medio de una mínima maniobra de válvulas durante la carga del camión, permite retener una muestra representativa del producto despachado, pudiendo tomar
la misma luego de la carga, cuando la cañería ya no está en presión.
• Se colocó un sensor de posición al caño telescópico, y se colocó al sistema de control un enclavamiento a fin de evitar el funcionamiento de la bomba de carga y la
apertura de la válvula si dicho caño se encuentra elevado.
• Se incorporó al sistema además un enclavamiento de seguridad que detiene la
operación de carga si durante la misma se detecta bajo caudal de carga (detiene las
bombas y cierra la válvula).
- 80 -
- 81 -
5 - Desarrollo Final
Actualmente las cargas de producto se realizan de lunes a viernes solo durante las
mañanas, contando son un solo operador que es capaz de despachar hasta 300 ton/día.
A continuación se muestran imágenes de la instalación luego de las mejoras.
• Se colocaron carteles en la pantalla de carga que describen perfectamente en qué
estado se encuentra la etapa de carga (bombas, válvula, estado de carga, etc).
• Se modificó la forma de operar de los choferes, imponiendo que los mismos permanezcan dentro del camión hasta finalizar la carga y obligándolos a retirar el camión de dicha zona antes de cerrar y precintar la tapa.
• Se colocó una señal luminosa que se activa durante la operación de carga de ácido
y cartelería indicando la prohibición de ingresar o transitar por el lugar mientras
la señal esté encendida.
• Se delimitó la zona de carga, colocando un cerramiento al lateral expuesto al
tránsito, a fin de confinar cualquier salpicadura generada dentro del sector.
• Se modificó el instructivo de operación incorporando todas las modificaciones
al sistema y haciendo hincapié en los puntos clave a observar previo al inicio de la
carga como al finalizar la misma.
5 - Desarrollo Final
Finalmente, luego de seis meses fuera de servicio, se volvió a poner en servicio la instalación, operando desde entonces con esas modificaciones y habiendo las mismas disminuidos drásticamente la cantidad de accidentes en la operación.
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- 83 -
Topsoe WSA Technology
for Small, Compact Sulfuric
Acid Production Units
By:
Torben Christensen
Haldor Topsøe A/S
Lyngby – Denmark
[email protected]
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1 - Abstract
In many small and remotely located
production sites there is a need for standalone sulfuric acid production units.
This can be related to mining operations or chemical plants where sulfuric acid
is needed in a steadily and unbroken supply. In such cases, the options are to have
sulfuric acid supplied by trucks or to produce the sulfuric acid locally.
If the site is located far from sulfuric
acid production facilities or a port, it can be
an interesting option to produce the acid at
site.
This paper describes the Topsoe WSA
technology and why it was chosen by the
Buenaventura group for their plant at
Procesadora Industrial Rio Seco S.A. plant
located near Huaral which is about 100 km
from Lima in Peru.
At this site, magnesium sulfates are produced and a waste stream containing among others
H2S has to be cleaned before it is sent to the atmosphere. This gas stream is treated in the
WSA plant, and at the same time solid sulfur is burned, whereas 98.0 wt% sulfuric acid is
produced by both feed materials for consumption at the site at a capacity of 60 MTPD.
This paper also describes the installation of the plant at site, the pre-commissioning
and commissioning of the WSA plant as well as the first operation experience.
2 - Introduction
2.1 - WSA technology
The Topsoe Wet gas Sulfuric Acid technology (WSA) was developed and commercialized during the early 1980s. The original intention was to make a cost effective technology available to the industry for removal of sulfur compounds from modest gas flows
having only a low sulfur content. Such lean gases are produced in a variety of industries
and were to a large extent vented to the atmosphere.
Due to new and expected future environmental legislations and regulations, there
was in that period an emerging demand for technologies capable of treating this type of
gases without prohibitively high investment and operating costs.
- 86 -
2.2 - The Rio Seco project
History has proven, however, that the range of applications for the WSA technology
is much wider than originally anticipated.
Approximately 135 units have been contracted for gas process gas flows in a wide
range, and with daily sulfuric acid production ranging from 10 MTPD to more than
1,100 MTPD. The WSA technology has found application in a variety of industries, viz:
• In the natural gas industry for treatment of acid gases originating from sweetening of sour natural gas
• In the oil refining industry for treatment of amine regenerator, sour water stripper off-gases, Claus tail gases and for regeneration of spent alkylation acid
• In the non-ferrous metallurgical industry for treatment of SO2 and H2S containing off-gases from a variety of roasters, smelters and other process units
• In the petrochemical industry for treatment of acid gases from synthesis gas
preparation units after heavy oil and coal gasifiers
• In the coke and coke chemical industry for treatment of acid gas streams from
coke gas purification units and sulfurous gaseous and liquid streams from e.g.
BTX rectification
• In the viscose fibre industry for treatment of hydrogen sulfide and carbon disulfide containing off-gases
2.2 - The Rio Seco project
The Rio Seco project is located in the industrial park, Rio Seco about 100 km north
of Lima and 10 km from the Pacific Ocean in a desert area.
The company owning and operating the plant, Procesadora Industrial Rio Seco
S.A., is fully owned by Compañía de Minas Buenaventura S.A.A.
The objective of the plant is to process the silver ore with high manganese content,
which is a resource collected at the company’s Uchucchacua mine, located in the province of Oyan, Lima region.
The plant will separate the manganese while increasing the silver recovery in the
flotation process as well as the quality of the lead silver concentrate.
Sulfuric acid is used in the process generating an off-gas stream with a high content
of H2S.
As a treatment unit for this H2S stream is required, and as sulfuric acid is required
for the ore processing, it was decided to combine these two requirements in one process
unit converting the H2S gas and some additional make-up sulfur into the acid needed,
which means that the acid generated from the waste H2S will be “free of charge”. See
process details in section 3.
- 87 -
3 - Fundamental principles of the WSA technology when used to treat
H2S gas and burn sulfur at the Rio Seco site
The name Wet gas Sulfuric Acid was given to the Topsoe acid technology in order
to emphasize that the concentrated acid is produced by condensation from a wet process
gas. In consequence of this, the need for drying the process feed gas prior to further processing (or for drying combustion air when producing sulfuric acid from elemental sulfur) is eliminated.
The fundamental principles of the WSA process are shown in the process flow diagram, Figure 1, and described below.
H2S-containing gas is fed to the WSA plant which originates from an upstream process unit treating a mixture of ore and sulfuric acid. Further sulfur is added as feed to increase production of sulfuric acid.
Figure 1. Principles of the WSA Process at Rio Seco
3.1 - Process description
The process consists of seven main steps:
• Combustion of acid gas, molten sulfur and LPG
• Gas cooling and steam generation
• Conversion of SO2 into SO3 and subsequent cooling
• Sulfuric acid condensation, concentration and cooling
• H2O2 scrubbing of process gas
• Stack
• Steam system
- 88 -
3.1.1 - Combustion of acid gas, molten sulfur and fuel gas
3.1.1 - Combustion of acid gas,
molten sulfur and fuel gas
Molten sulfur, acid gas and
LPG fuel are received at battery
limits upstream the combustor.
Droplets, if any, are removed
from the acid gas received at battery limit in an acid gas K.O.
drum before the gas enters the
combustor.
Hot air from the WSA conPicture 1. Combustor and waste heat boiler at Rio Seco
denser is supplied by the hot air
blower at approximately 255°C. The flow of combustion air to the combustor is adjusted
to reach a temperature of 1,000°C in the furnace.
The use of hot combustion air ensures stable combustion together with a high degree of heat recovery even in situations with variation in feed gas composition, and at the
same time improves the overall heat economy of the plant.
Atomizing steam is used to both atomize
the molten sulfur and to provide minimum 2
mole% water, clean gas exit WSA condenser.
The SO2 containing flue gas from the
combustion is cooled in the downstream waste
heat boiler (WHB). The temperature downstream the WHB is controlled through an internal bypass (Picture 2).
The temperature in the combustion cham- Picture 2. Waste heat boiler with internal bypass and
ber is monitored and connected to the safety flame breaker at Rio Seco
system, which will cut off the feeds to the burner through the burner management system in case a too high temperature is detected.
The amount of combustion air is controlled as a function of furnace temperature.
The temperature outlet the WHB and inlet SO2 converter is monitored and controls the
bypass of the WHB in order to secure an optimum temperature inlet to the SO2 converter. Fuel gas is only used for start-up of the process.
3.1.2 - Conversion of SO2 into SO3 and subsequent cooling
The process gas is introduced to the SO2 converter at approximately 405°C. The
converter has three catalytic beds. All stages are charged with Topsoe VK catalyst. See
below picture of this type of catalyst:
- 89 -
3.1.3 - Sulfuric acid condensation and cooling
3.1.3 - Sulfuric acid condensation and cooling
Picture 3. Topsøe series VK-W catalyst
SO2 is oxidized to SO3 according to the reaction:
SO2 + ½O2 → SO3 + 24 kcal/mole
The reaction is a temperature and concentration dependent equilibrium reaction, and in
order to achieve a high conversion rate, it is necessary to cool the process gas between the
catalytic beds in order to optimize the temperature approach to equilibrium.
In the process gas cooler, the gas is cooled to 290ºC before it enters the WSA condenser. During this step, the SO3 is partly hydrated to sulfuric acid vapour according to
the reaction:
SO3 + H2O → H2SO4 (g) + 25 kcal/mole
which makes the energy from the hydration available at a high temperature level. The remaining SO3 is hydrated in the WSA condenser.
The presence of gaseous sulfuric acid means that the acid dew point of the process
gas is relatively high, and therefore the outlet temperature of the process gas from process
gas cooler has to be well above the acid dew point, but still low enough to enter WSA
condenser due to the design temperatures of the materials used in the WSA condenser.
The temperature outlet of the process gas cooler is monitored and connected to the
interlock system for the purpose of protecting the downstream WSA condenser from
temperatures above 300°C.
The temperatures to the three catalytic beds are controlled by three independent
control loops.
The inlet temperature to the 1st bed is controlled through the internal bypass of the
WHB.
The inlet temperature to the 2nd bed is controlled through the flow of steam allowed through the 1st interbed cooler.
The inlet temperature to the 3rd bed is controlled through the flow of steam allowed
through the 2nd interbed cooler.
- 90 -
WSA condenser is a fallingfilm shell and tube type condenser with vertical glass tubes.
The process gas, which now
contains sulfuric acid in gas form,
flows upwards inside the glass
tubes, and the condensed sulfuric
acid (condensation occurs due to
cooling of the process gas) flows
downwards along the inside walls
of the glass tubes. The condensed
Figure 2. Principle design of the WSA condenser
acid at approximately 260°C is
collected in the brick-lined acid collector at the bottom of the WSA condenser (Figure 2).
In the acid system, the acid is cooled to 70°C by recirculation and finally cooled to
about 40°C in a water-cooled plate type heat exchanger
(Picture 4).
The product acid is taken as a side stream at the
outlet of acid cooler, and one of the two acid pumps
ensures the delivery of the product acid at a certain
pressure at battery limit maintaining a proper liquid
level in the acid vessel.
Cooling of the process gas in the WSA condenser is achieved by blowing air through the shell side by
means of the cooling air blower.
The cooling air is filtered ambient air in order to
prevent dust from entering the WSA condenser, and
further on to the combustor.
If no special precautions are taken, part of the Picture 4. Acid product cooler at Rio Seco
H2SO4 vapor will condense as a fine mist of liquid acid. These fine acid mist particles are
too small to be separated from the process gas in the WSA condenser. In order to minimize the formation of the fine mist in the outlet gas, a mist control unit is installed.
By combusting silicon oil in the mist control unit, a small hot flue gas stream containing very small silicone oxide particles is generated. These particles act as nuclei on
which the acid mist can agglomerate to form larger droplets.
- 91 -
3.1.5 - Stack
The acid droplets will then obtain a size large enough to enable proper separation
from the process gas in the WSA condenser, thus reducing the amount of acid mist.
The cooling air leaves the WSA condenser at a temperature of above 200°C and is
used for three purposes:
• Combustion air
• Mixing with cooling air during periods with low ambient temperature
• Conditioning of the stack gas
The temperature outlet the WSA condenser is controlled through the amount of
cooling air.
When the process gas has a water deficit, the atomizing steam will be added to the
combustor to ensure that a minimum amount of water is present for the hydration reaction. The amount of steam required is calculated based on the amount of acid gas
burned, and the actual ambient conditions.
The condensation of sulfuric acid is sensitive in respect to too low cooling air temperature; hence a small part of the cooling air can be recycled to the inlet of the cooling
air blower to maintain a minimum temperature of 20°C.
3.1.5 - Stack
The process gas from the H2O2 scrubber is pressurized by a clean gas blower and
mixed with hot air from the WSA condenser and then led to stack.
3.1.4 - H2O2 scrubbing of process gas
In order to reduce the SO2 emissions further to comply with the guaranteed emissions, a H2O2 scrubber system is installed.
The process gas leaving the WSA condenser is cooled with dilute sulfuric acid
quench solution sprayed into the top of quench tower.
Circulation of the quench solution is carried out by a quench liquid pump. The concentration of the quench solution is maintained by either addition of make-up process
water on the suction side of the pumps or by removing a small stream of the quench solution and route it to battery limit.
From the quench tower, the process gas enters the scrubber column, where the SO2
is reduced by reaction with hydrogen peroxide (H2O2) in accordance with the following
exothermic reaction scheme:
SO2 + H2O2 ⇌ H2SO4 + 73.1 kcal/mole
The hydrogen peroxide is received from battery limit and is added to the circulating
dilute acid scrubber solution by an H2O2 dosing pump. The scrubber solution passes the
packed bed of the scrubber column, in counter flow with the process gas.
The circulation of the scrubber solution is carried out by scrubber liquid pump. The
evaporation of water from the scrubber solution is compensated for by addition of process water to the suction side of the pumps.
- 92 -
3.1.6 - Steam system
The steam system consists of the boiler feed water pump, steam drum, waste heat
boiler, 1st interbed cooler, 2nd interbed cooler and process gas cooler.
The boiler feed water is supplied from battery limit and delivered to the boiler feed
water pump to increase pressure to 79 barg. In the steam drum, the boiler feed water is
heated in a preheating coil in order to avoid cold water circulation through the downcomers, as this may cause a risk of acid condensation in the boilers, waste heat boiler and
process gas cooler.
The saturated steam generated in the waste heat boiler and in the process gas cooler
is separated from the boiler water in steam drum and routed to the 2nd interbed cooler
and the 1st interbed cooler at normal operating pressure of steam drum.
The purpose of exchanging heat through the 2nd interbed cooler and the 1st interbed cooler is to remove the reaction heat generated from the conversion of SO2 to SO3,
as well as the gas phase hydration of SO3, by cooling the process gas exiting the 1st and
2nd catalyst beds in the SO2 converter.
After exiting the 1st interbed cooler, the superheated steam is delivered at battery
limit as export steam.
The process gas temperature is controlled by bypassing steam from the steam drum
and from the 2nd interbed cooler. The pressure in the steam drum is controlled via a calculation of the process gas temperature, outlet 1st interbed cooler and inlet and outlet
temperatures of the steam to the 1st interbed cooler.
The export steam is used to produce electricity in a turbine/generator and the steam
condensate is then returned again to the boiler feed water pumps of the WSA unit.
4 - Features of the WSA technology
The WSA process converts the H2S from the ore processing into sulfuric acid,
whereas the alternative process, the conventional Claus process produces elemental sulfur, and when selecting which route to go, a number of parameters must be considered,
many of which are not subject to discussion in this paper.
However, there are some inherent advantages in the WSA concept when compared
with the Claus technology, where the mayor are the following:
- 93 -
4.5 - Cost
4.1 - Higher energy efficiency
Going from H2S to H2SO4 instead of stopping at elemental S is much more favorable because of thermodynamics. This means that due to the number of exothermic reactions occurring in the WSA process, about four times the amount of higher quality
steam is produced when compared to the Claus process.
4.5 - Cost
A WSA plant will typically have lower investment cost when compared with a Claus
plant equipped with downstream tail gas treatment unit (TGTU). This is mainly due to
the simple WSA design consisting of relatively few pieces of equipment.
When considering operating costs, the WSA technology also has some important
benefits. The large amount of high pressure steam produced in the WSA process (see
section 4.4) will have a positive impact on the operating income.
Finally, the relatively simple design and operation of a WSA plant results in lower
O&M cost compared to the more complex Claus plant.
4.2 - Feed flexibility
The WSA process is sensitive neither to hydrocarbons nor to nitrogen containing
compounds such as NH3 in the feed gas, and it is also able to accommodate significant
changes in feed gas flow and composition.
This is mainly due to the fact that in the WSA process there is complete combustion
of the feed gases as initial step, whereas the Claus process has a somewhat more complex
combustion which controls the H2S to SO2 ratio to the optimum 2:1.
It should be noted that if significant amounts of nitrogen containing compounds is
present in the feed gas, a Selective Catalytic Reduction (SCR) reactor has to be installed
in order to reduce NOx formed in combustion.
4.3 - Catalyst
There is no risk of carbon formation on the catalyst in the WSA process, as can be
the case for the Claus process, especially when treating lean feeds or feeds containing
BTX.
Carbon deposition can lead to unwanted plant stoppage or insufficient sulfur yield.
5 - Rio Seco WSA unit design, layout and start-up
5.1 - Design
As mentioned earlier, Rio Seco’s WSA plant capacity is 60 MTPD of sulfuric acid
which can be produced from H2S gas or sulfur. Basically, the plant can operate producing sulfuric acid in the production range of up to 60 MTPD based on using 100% sulfur,
100% H2S gas or any combination in between. Normally, about half of the acid is produced from sulfur and half from H2S gas.
The components of the acid gas are:
H2S
28% mole (v)
N2
25% mole (v)
CO2
45% mole (v)
H2O
2% mole (v)
The plant produces the sulfuric acid at a minimum concentration of 98% wt and at
40ºC, and with much lower stack emissions than local requirements.
Additionally, high pressure superheated steam is produced. Due to the remote location and in order to reduce the cost of water preparation, a closed water/steam system was
designed. Water from the underground passes through filters and via the osmosis process
and goes to the deaerator.
Furthermore, BFW is used in the WSA plant to produce steam for production of
electricity. Condensate from the turbine is returned to the BFW preparation, which
means that water from the underground is used only to compensate a small amount of
blow down from the system. At the same time, the produced electricity reduces the operating costs of the entire plant.
4.4 - Product
Sulfuric acid can in many aspects be a beneficial product when compared to elemental sulfur, but this should be evaluated on a case-to-case basis taking local conditions
into consideration.
However, one basic fact is that approximately 90% of all the elemental sulfur produced world-wide will be further processed into sulfuric acid.
One could therefor argue that going from H2S to sulfuric acid in one step, compared to a multistep approach where elemental sulfur is produced as an intermediate, is
more efficient in many aspects.
Moreover, sulfuric acid also has a broader market segment, with users such as the
mining industry, fertilizer industry, steel industry, water treatment, polymer industry, oil
refining, chemical industry, etc.
In addition, sulfur can also liberate H2S which makes product handling
troublesome.
5.2 - Lay-out
The WSA plant including the SO2 scrubber has a footprint of 30m x 18m. (Picture
5, next page).
- 94 -
- 95 -
5.3 - Start-up
5.3 - Start-up
The erection of the plant was finished approximately in August, 2013 and the startup was initialized in September 2014.
The pre-commissioning, commissioning and start-up of the unit took in total approximately 40 days and included time for troubleshooting and bottle-necking. Most of
the problems were caused by the remote location of the industrial park and building the
site from the scratch including all utilities.
During this initial operation, some blockages in the molten sulfur supply line took
place mainly caused by problems with the steam supply. After improving and stabilizing
the supply of the steam, this problem was solved.
Also, the lack of a stable power supply caused difficulties during commissioning and
start-up as the plant always had to be restarted after such power failures. In some cases,
the operators got so well-trained that they could bring the plant from a total shut-down
and up to a capacity of 80% within 20-30 minutes.
The first production step was only to produce sulfuric acid for the site by use of
molten sulfur followed by treatment of H2S gas after the use of the acid in the production process.
Initially produced water from the underground source contained some amount of
slurry/mud and caused blockage of the filters. Additional cleaning of the water system
solved this problem.
Due to the fact that the plant was the first constructed chemical plant in the area,
there was a lack of experienced operators. However, the personnel learned the principles
of operation and troubleshooting during the commissioning phase.
Flexibility in feed stream allowed initial operation only on molten sulfur to produce
sulfuric acid to storage until upstream and downstream units were commissioned.
Picture 5. WSA plant including scrubber. 3D model
- 96 -
- 97 -
C
M
Y
CM
MY
CY
CMY
K
Radial Flow Stainless Steel Converters
WSA – Wet gas Sulfuric Acid
99.99% sulfur removal?
Perfection just got closer
The Topsoe WSA technology is an attractive alternative to a Claus plant and exports
around four times as much energy in the form of superheated HP steam. A WSA plant
can treat H2S gas, SWS gas and regenerate spent sulfuric acid at the same time.
With double-condensation WSA, very high sulfur removal efficiencies can be achieved
in one step without tail gas treatment. With Topsoe, less is a whole lot more.
topsoe.com
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Solid Construction PTFE
Step-Face Gaskets for
Improved Sealing Performance
in Mondi™ Piping
By:
Mike Shorts
Triangle Fluid Controls Ltd.
Belleville, Ontario – Canada
[email protected]
- 100 -
- 101 -
2.1 - Flange Design
Abstract
Mondi™ piping traditionally uses a multi layered step ring fawn polytetrafluoroethylene (PTFE) gasket as a means for sealing the bolted flange connection. However, the
introduction of a bonding agent in these OEM gaskets can present inherent sealing integrity issues when exposed to 92-99% sulfuring acid up to 149ºC (300ºF).
This paper addresses the sealing performance and safety advantages of using a solid
construction step ring PTFE gasket in place of the multilayered OEM gasket.
Specifically, my investigation will establish that the original gasket design creates potential leak paths through the use of the specified layer-bonding adhesive due to longterm chemical incompatibility.
Additionally, the investigation will reveal how multilayered PTFE gaskets increase
creep, versus 1-piece PTFE gaskets, which reduces sealing performance in bolted flange
connections.
I argue that a solid construction step ring gasket addresses the performance and safety downfalls of the OEM gasket, thereby improving system safety and integrity in sulfuric acid piping systems.
In conclusion, this paper, by closely examining old and new technologies, sheds new
light on the inherent and unrealized issues of using OEM step ring gaskets on Mondi™
flanged piping systems.
The largest worldwide use of sulfuric acid is to make phosphoric acid which is in
turn used in many industries, most prominently the fertilizer industry. Perhaps the second largest industrial use for sulfuric acid is in the processing of copper and zinc. [2]
Dilute sulfuric acid reacts with metals much the same way that many acids react
producing hydrogen gas and salts. Concentrated sulfuric acid reacts much differently, behaving as a strong oxidizer, producing sulfur dioxide, water, and SO42- ions.
Outside of the hazards of the acid itself, these reactions with metals can be a concern, due to the release of hydrogen gas and –in case of a fire– the dispersion of acidic
aerosols and gaseous sulfur dioxide.
The hazardous nature of sulfuric acid and its by-products are a concern to the design of material handling equipment. Over the years there have been many suitable material configurations for the safe handling of concentrated sulfuric acid and one of the
popular piping systems that has been developed is a product called Mondi™.
Mondi™ piping is a special alloy of ductile iron that improves overall chemical resistance and process velocities over standard ductile iron and gray cast iron piping.
It is resistant to temperatures up to 149°C (300°F) and velocities up to 3.0 m/s (4 to
10 ft/s). As part of the standard system, flanges are sealed using a two-piece silica-filled
PTFE fawn step gasket.
Due to the bolt load restrictions for Mondi™ material, a step gasket is used to allow
for increased gasket loads and improved sealing performance.
Over time, however, it is possible for the bonding agent between the two pieces of
PTFE material to break down from exposure to the sulfuric acid causing leakage and associated safety and environmental issues.
Nomenclature
• cc/min • ft/s • IARC • ID • m/s • OD • OEM • PTFE cubic centimeters per minute
feet per second
International Agency for Research on Cancer
Inside Diameter
meters per second
Outside Diameter
Original Equipment Manufacturer
PolyTetraFluoroEthylene
2 - Analytical Methodology and Analysis
Sulfuric acid is a highly corrosive strong mineral acid and one of the more popular
industrial chemicals in use today. Worldwide annual production is estimated to be 180
million tons and a nation’s production can be used as a general indicator to its industrial
strength.[1]
2.1 - Flange Design
Though Mondi™ piping and flanges are made from a unique blend of metallurgical components for improved chemical resistance and improved ductility in comparison
to gray cast iron, there are still some limitations regarding available loading at the bolted
connection.
The flange design is a full face design which requires additional gasket loads due
to the large sealing surface. Under this design, the limitations of flange stress requires a
reduced contact area gasket in order to concentrate the same load onto a smaller gasket
sealing surface to create an effective seal.
The Mondi™ piping system has been designed with step ring gaskets made from
silica filled fawn-colored PTFE.[3] This step ring design (Figs. 1 and 2) allows for the
load to be concentrated on the reduced step area to allow for a tighter seal.
- 102 -
- 103 -
Keywords/terms
PTFE, step ring gasket, Mondi™, sealability, creep relaxation, load retention, chemical
compatibility.
1 - Introduction
The flange surfaces are finished via a serrated phonographic groove (Fig. 3) pattern with a pointed profile.
The pointed profile is designed to bite into the designed
PTFE gasket material in order to reduce cold flow issues typically associated with PTFE products. The phonographic groove profile causes some concern as by its
continuous groove profile, there is an established leak
path for media to follow from pipe ID to gasket OD.
If gasket stress is not adequate the grooves will
not be completely filled with the gasket material and a
Fig. 1. Fawn PTFE Step Ring Gaskets from leak path will exist.
Advanced Sealing Technology
This potential leakage path would be less critical if the groove pattern were
concentric.
It is the author’s belief that any PTFE product
(filled, unfilled, expanded, calendered, skived) under
the appropriate load would adequately conform to any
undamaged groove pattern using generally accepted in- Fig. 2. Fawn PTFE Step Ring Gasket as
conFig.d for lab tests
stallation procedures such as those in ASME PCC-1.
2.2 - Creep Relaxation
It is well documented that PTFE
gaskets (unfilled and filled) exhibit
the phenomenon of cold flow. That
is: the gasket will continue to “move”
or “flow” along an uncontained axis
when under a load.
Fig. 3.A - Concentric Grooves. B - Phonographic Grooves
Filler materials are introduced
to virgin PTFE in order to reduce the amount of creep they will experience. Published
data of ASTM F38 Creep Relaxation data shows that typical fawn silica-filled PTFE experiences approximately 18% creep under the controls of the test procedure. This indicates excellent resistance to creep particularly for a PTFE gasket.
Inherent in the creep phenomenon is the ability for the material to maintain its tight
molecular bond in order to resist material
flow.
As is evident by
Fig. 4. Illustration of multi layered fawn PTFE step ring gasket showing area where layer slippage
the published data on can occur
- 104 -
2.3 - Load Retention
100%
10
80%
60%
1
40%
20%
0%
1/32”
Single layer
fawn PTFE
1/8”
Single layer
fawn PTFE
(est.)
1/8”
Multi-layer
fawn PTFE
0.1
1/8”
Single layer
blue PTFE
0.1
1
10
100
1,000
10,000
Time, hr
Fig. 5. ASTM F38 - Creep Relaxation of Single [4] and Multi- Fig. 6. Total Deformation of Virgin PTFE vs. Time under
Compressive Load [7]
Layer Fawn PTFE and Single Layer Blue Filled PTFE
the standard product, the performance is very good. However, by virtue of the design of
these multi-component step ring gaskets, creep resistance significantly decreases.
As the two layers of fawn PTFE are compressed under load in the flange, they will
begin to slip on themselves as the adhesive is the weakest link in the bond chain (Fig. 4).
Our laboratory at Triangle Fluid Controls tested a multi-layered sample of fawn
PTFE, using the specified adhesive in a standard ASTM F38 fixture and found a result
of 83% creep averaged over 3 samples (Fig. 5).
It must be stated that ASTM F38 requires a 1/32” thick sample and that our conFig.d
lab test was 1/8” thickness. Thicker material will exhibit higher creep values. Internal
testing has proven that creep for many filled PTFE products at thicker gauges can be estimated to increase 30%-60% for each doubling in thickness.
The established flange and groove design is adequate to properly grab and bite into
the PTFE gasket thus holding the gasket surfaces to the flange surfaces.
A solid construction PTFE gasket would naturally exhibit better creep resistance
due its tighter bond chain as a one-piece gasket design. Published data of a blue glassfilled skived PTFE sheet indicates creep to be 30%.[5] Test data in our lab for 1/8” gauge
material showed 55% creep.
Though the estimated creep for the single layered fawn PTFE is better than for the
single layered blue glass filled PTFE tested, manufacturing constraints and environmental hazards due to the filler type constrain a solid construction step ring gasket from this
fawn PTFE material.
The filler in this product is crystalline silica and is classified as an IARC Group 1
product which restricts the availability to machine gaskets from a solid billet in the way
blue glass filled PTFE can be manufactured. This restriction is prominent and enforceable in most of North America and many European countries.
2.3 - Load Retention
Literature for fawn PTFE step ring gaskets indicates that these gaskets have excellent
recovery properties to thermal cycling.[6] It is common knowledge that recovery properties tend to decrease with increasing temperature.
- 105 -
2.4 - Adhesive Compatibility
DuPont has demonstrated total deformation for virgin PTFE
over time changes between ambient and elevated temperatures as
the adapted graph shows in Fig. 6.
Since most commercially available data is provided at ambient conditions, this paper is only considering this condition for the ease of
data comparison and interpretation.
Fig. 7. Gasket load retention fixture
A gasket load retention fixture
(Fig. 7) was constructed using two (2) carbon steel blind flanges, ASTM A193 B7 bolts,
ASTM A194 2H heavy hex nuts, and hardened steel washers. Gaskets were installed between the flanges using the APT bolt tightening procedure, bolt torqueing sequence,
and recommended torque for a 3” flange (Table 1).
2.4 - Adhesive Compatibility
Due to the severe nature of the application, this research wanted to determine the
chemical compatibility of the adhesive being used to laminate the 2 fawn PTFE gaskets
together with sulfuric acid.
Data [8] indicates that the adhesive being used for these fawn PTFE step rings gaskets is Scotch 3M Acrylic Adhesive No. 926. 3M information indicates that this adhesive
is intended for long-term continuous use to a temperature limit of 149ºC (300ºF), has
relative – very good – solvent resistance, and has a shelf life of 24 months from the date of
manufacture, stored at 21ºC (70ºF) and 50% relative humidity. [9]
An independent lab test was performed for compatibility with 96% concentrated sulfuric acid at ambient temperature conditions. The test involved applying 3 separate strips
of adhesive to a glass plate and then applying a top glass plate to “sandwich” the adhesive
in the middle much like the construction
of the multi layered fawn step ring gasket.
This setup was conducted 3 times and
tested for relative adherence resistance at 24
(Fig. 9), 48 (Fig. 10), and 72 (Fig. 11) hours.
The test results indicate that even with
Fig. 9. Tape resistance after 24 hours. Note the significant minimal exposure to the sulfuric acid via
chemical attack through the entire strip width and length.
The glass panels were separated with minor pressure
the tape thickness along the outer dimensions of the strip, that the chemical attack
from the sulfuric acid is significant at only
24 hours. At the 48 hour observation point
the adhesive was nearly gone.
These results wound indicate that
Fig. 10. Tape resistance after 48 hours. Note that almost all of
the adhesive has been completely dissolved. The glass panels even under ideal loading conditions of the
were separated with only fingernail pressure
multi-layer fawn PTFE step ring gasket that
chemical attach of the adhesive would be
significant in only a short period of time.
Once the adhesive was completely gone
the contact layer between the two pieces of
fawn PTFE are more susceptible to leakage.
Fig. 11. Tape resistance after 72 hours. Note that almost all
of the adhesive has been dissolved. The glass panels came At any given time after 24 hours it is highly
apart on their own when removed from the acid
probably that these gaskets could leak.
Pipe Size
Inches
3
Initial Torque
Ft. Lb. M Kg
30
4.1
Mid Torque
Ft. Lb. M Kg
60
8.3
Final Torque
Ft. Lb. M Kg
120
16.6
Table 1. Bolt torque requirements for OEM fawn step ring gaskets in Mondi™ piping
A calibrated torque wrench was used for assembly along with moly paste lube on all
threads and load bearing surfaces in order to ensure accurate torque and gasket load.
The assembly was left at ambient lab conditions,
22ºC (72ºF), for 24 hours and then the residual torque
was determined through break torque readings on the
torque wrench.
Calculations were then made in order to determine
the gasket load loss over this period and charted in Fig.
8. Three gaskets each of the OEM fawn step rings and
aftermarket blue glass filled PTFE step rings (Fig. 8) Fig. 8. One-Piece Blue Glass Filled PTFE
Step Ring Gasket for Testing
were tested.
The average gasket load loss for the fawn PTFE gaskets was 62.8% while the blue
glass filled PTFE gaskets only exhibited 55.9% loss. The improved load retention by the
aftermarket gaskets will provide a tighter seal for a longer period of time.
The poor load retention of the OEM gaskets can cause the laminate to stretch and
release due to the unloading forces. This in turn can expose more adhesive to the sulfuric acid causing catastrophic failure of the bolted connection.
- 106 -
2.5 - Sealability
Due to the nature of the finished thickness of these step ring gaskets, standard sealability tests could not easily be performed. In order to be able to determine some type of
- 107 -
Fig. 12. Sealability test fixture
leakage data for this product, a custom sealability fixture was constructed.
The fixture consisted of two custom
stainless steel flanges drilled with bolt holes
to accommodate several bolt torque requirements for suture testing (Fig. 12).
The gasket sample size used was in accordance with ASTM F2378 for nitrogen
sealability.
A gasket load of 60.8 MPa (8,823 psi)
was applied to the gaskets as per APT information and tabulated in Table 2.[6]
Three sets of sealability tests were Nominal Pipe Size
3
2
5.50
performed and leakage was recorded Gasket Contact Area (in )
Number
of
Bolts
4
using nitrogen gas internal pressure at
0.63
300 psig and a manometer measuring Size of Bolts (in.)
Bolt Torque at 60 ksi Stress (ft. lbs.)
120
system.
Comp. Force per Bolt at 80 ksi (psi)
12,120
Each test set consisted of 3 gaskets
Max. Gasket Stress Avail. (psi)
8,823
of the OEM multi-layer fawn PTFE,
Internal Pressure (psig)
<300
single layer blue glass filled PTFE, Min. Required Gasket Stress (psi)
4,800
and multi-layer fawn PTFE with no Min. Required Torque per Bolt (ft. lbs.)
65
adhesive.
Max. Required or Avail. Gasket Stress (psi) 8,823
120
The sample set with no adhesive Preferred Torque per Bolt (ft. lbs.)
was tested in order to mimic the possi- Table 2. Criteria used for sealability test as adapted from APT [6]
ble condition of the step ring gasket upon exposure of the adhesive to sulfuric acid. It is
understood that this is a worst case scenario but as previously identified in the chemical
compatibility testing, most of the adhesive is gone within 48 hours after acid exposure.
The averaged test results are tabulated in Table 3. As expected, the 2 “new condition” gasket samples performed as expected with very low leakage rates. The multi-layered sample with no adhesive performed worse than expected and leakage was not recordable on the lab test equipment.
Given the fact that after a relatively short period of time whereby the adhesive of the
OEM gasket could be partialTest Sample Description
Leakage (cc/min)
ly to completely gone, the high Multi-layer fawn PTFE with adhesive
0.009
0.008
leakage rate is concerning from Single layer blue glass filled PTFE
Multi-layer
fawn
PTFE
with
no
adhesive
>1,149
the standpoint of safety and
Table 3. Leakage results for test samples. Note that the multi-layer sample
product loss.
without adhesive leaked at a rate that was beyond lab equipment recording
capabilities.
- 108 -
2.5 - Sealability
3 - Conclusions
It is without question that the Mondi™ material properties and flange design require the use of some type of reduced contact area gasket in order to provide an effective
seal for the very aggressive application of sulfuric acid.
The OEM gasket design using a step ring is very good in that it concentrates the
available load onto the narrower step portion which effectively doubles the gasket seating
stress at a given bolt torque.
The existing OEM gasket for this application is a multi-layer ring made from fawn
PTFE laminated together with adhesive tape. Test data showed that the amount of creep
of this multi-layered design is significantly more than what we would expect even from
a solid construction fawn PTFE step ring should it be able to be manufactured.
This excessive creep gives concern to the assembly that should anything go wrong
over time that it would become more susceptible to failure.
Influences such as pipe system vibration, pressure spikes due to water hammer, and
gravity are common examples of what could cause the seal of a bolted connection to
break free after excessive creep has occurred.
By using a solid construction blue glass filled PTFE step ring in place of the OEM
multi-layer design, it can improve the creep properties and make the bolted connection
less susceptible to failure.
A study of the load retention characteristics of the 2 types of gaskets in their actual
configuration indicates that the OEM fawn gasket suffers from more load loss than the
aftermarket blue glass filled PTFE gasket.
With better load retention than the OEM gasket, the blue glass filled PTFE gasket is
a better performing gasket in this scenario.
Of particular concern in the OEM fawn gasket is the fact that it uses an adhesive to
laminate the top and bottom rings together. The severe nature of the application requires
a chemically inert material to the aggressiveness of concentrated sulfuric acid.
PTFE is commonly a preferred material of choice for this application. Naturally, virgin (unfilled) PTFE would be the best option for superior chemical resistance but would
exhibit significant and catastrophic creep relaxation over time.
The addition of filler material to the PTFE improves creep performance by an order
of magnitude or more in many situations. Both crystalline silica and glass have proven to
be acceptable fillers in PTFE for sulfuric acid applications.
One of the potential issues with crystalline silica, however, is that it is considered to
be a harmful and carcinogenic material in many countries and workers must be cautious
- 109 -
4 - Acknowledgments
with this product to protect their health. Glass in the form used in the blue PTFE test
gasket is not considered to be a hazardous filler material.
The chemical resistance tests performed on the known adhesive for the OEM gasket proved that it is incompatible with concentrated sulfuric acid and nearly completely
disintegrates after only 48 hours of exposure.
This result indicates that the OEM fawn gaskets can fail quickly and become more
susceptible to leakage in comparison to a one piece step ring gasket such as the blue glass
filled PTFE gasket. A solid construction gasket is considered to be more desirable in any
application.
Test data from the blue glass filled single layered PTFE gasket indicates that it performs as well or better than the OEM gasket while maintaining gasket integrity for the
life of the installation.
This maintenance of the integrity of the gasket itself should be highly considered
for replacement purposes in terms of plant and operator safety and environmental best
practice.
It is possible that when the OEM fawn PTFE gasket sections become delaminated from elimination of the adhesive through chemical attack, the smaller step ring
section can fall into the piping system and up lodged in a valve or pump upstream or
downstream.
If this is the case then it would be requires to disassemble the pump or valve
and connection, remove the gasket section, and reassemble the pump or valve and
connection.
This becomes an added expense for lost operating time, unnecessary maintenance
costs, media costs due to flushing the system clean for maintenance, and complete frustration for the engineers, mechanics, and environmental people involved.
Sealability analysis of the system as it would be initially pressure tested prior to exposure to sulfuric acid indicates both designs are very good. Leakage test data showed
leakage between 0.008 cm/min and 0.009 cc/min under similar loading conditions to an
actual gasket.
However, testing a simulated multi-layered fawn gasket with no adhesive (assuming the adhesive had dissolved after 48-72 hours) indicates an abnormally high amount
of leakage.
This can possibly be exaggerated in a real life scenario with some adhesive sill remaining and allowing for larger leak paths to be present between the layers.
This becomes a major concern for the integrity of the bolted joint. Use of a solid
construction blue glass filled PTFE step ring gasket would eliminate this concern.
4 - Acknowledgments
Many thanks to the lab technician, Isabella Anwaryar, at Triangle Fluid Controls
Ltd. for her assistance in testing the samples provided and to the Durlon® Applications
Engineer for the United States, Jim Lingenfelder, for providing valuable information and
resources regarding Durlon® 9000 step ring gasket replacement in Mondi™ applications
in the USA.
5 - References
[1]
WorldOfChemicals.com. February 2014. 10 Major Industrial Applications of Sulfuric Acid. http://www.
slideshare.net/bejoybj/10-major-industrial-applications-of-sulfuric-acid
[2]
The Essential Chemical Industry (ECI) Online. 2014. Sulfuric Acid. University of York, UK. http://www.essentialchemicalindustry.org/chemicals/sulfuric-acid.html
[3]
Acid Piping Technology (APT), Arnold, MO USA. Phone: 1-636-296-4668, Fax: 1-636-296-1824, [email protected]
[4]
Garlock Sealing Technologies. Garlock Gylon® Products brochure, VIA-6/08-Rev J.
[5]
Triangle Fluid Controls Ltd., 2014. Durlon Sealing Products Gasket Manual, REV 5, 5/14
[6]
Acid Piping Technology, Inc. (APT). Innovative Solutions For The Global Sulfuric Acid Industry brochure
[7]
DuPont Fluoro products. DuPont Teflon® PTFE Properties Handbook. H-37051-3, (7/96) 220313D
[8]
Monsanto Enviro-Chem. Gaskets For Piping Spec 712-113 Mondi Piping. MEN: 7N202. B/M No.: 113-001
[9]
3M Engineered Adhesives Division. Scotch® ATG Tapes 924 926, 928, 969, 976, 970XL – Technical Data
sheet. 70-0705-7564-5. August 2000
The overall analysis indicates that the step gasket configuration is very good for the
design limitations of the Mondi™ piping materials.
The multi-layered design of the OEM fawn PTFE gasket does exhibit some characteristics that would allow for leakage concerns over time and perhaps should be applied
with caution for long-term use.
- 110 -
- 111 -
Maximizing
Power Generation from
Metallurgical
Sulphuric Acid Plants
By:
S. Mohsler, S. Brechtel & Dr. H. Storch
Outotec GmbH
Oberursel – Germany
[email protected]
- 112 -
- 113 -
Process description
Abstract
Modern metallurgical processes operating with oxygen enriched air, such as the
Outotec Flash Smelter and Flash Converter, generate very concentrated SO2 off-gas.
These metallurgical processes, in combination with Outotec sulfuric acid plant
technology, allow for the production of high pressure steam to be used for power generation. Outotec combines well proven technology of sulphur burning plants for this purpose with metallurgical plants.
The application of Outotec’s proven Lurec™ process enables processing of SO2
gas of up to 25 vol.-%. This process maximizes the energy recovery from the SO2 oxidation at a suitable high temperature level which can be used for high pressure steam
production.
The application of the Outotec Heros™ heat recovery system enables the generation
of low pressure steam from the absorption energy released at the intermediate absorption
step. Additionally, energy is also recovered in the acid coolers for boiler feed water preheating.
Combining both applications in a synergetic way leads to a concept of even higher
efficiency. This concept integrates heat from the Heros™ system into the high pressure
steam system by heating up the boiler feed water. This means shifting the balance from
low pressure steam to valuable high pressure steam and increasing the degree of heat recovery. This is the characteristic of Outotec’s Hipros™ process.
By this means, the generation of high pressure steam and, hence, the potential electricity generation is increased when compared to a standard traditional sulphuric acid
process.
High SO2 concentrations correspond to a high surplus of usable energy with regard
to the (physical) auto-thermal limit of the plant. This difference in concentration is a direct measure for the amount of energy recovery physically possible from the given process gas. The maximum SO2 concentration in conventional acid plants is limited by the
maximum operating temperature of the catalyst as shown in Figure 1.
In principle conventional plants also allow some energy integration, but in practice
the heat is often removed in SO3 coolers by cooling against air. In fact, at low SO2 concentrations around 6.5%-vol., no excess heat is available for other use. This is called the
auto thermal point.
With increasing SO2 concentrations the amount of excess energy increases significantly and must be removed from the system. But power production in conventional
plants is only useful if the plant has an existing steam infrastructure.
For a stand-alone power generation, the SO2 concentration must preferably be above
12%-vol. SO2 - the higher the better. This energy is used for the production of valuable
high pressure steam.
To avoid exceeding the maximum catalyst operating temperature in bed 1, while
further increasing the SO2 concentration a simple chemical principle can be used: the
chemical equilibrium in bed 1 is shifted and the reaction is suppressed just by adding the
reaction product. The SO3 containing gas is fed to the gas entering the first bed from the
upstream metallurgical plant as shown in Figure 1.
Introduction
In the past, energy recovery in metallurgical sulfuric acid plants did play a minor
role in plant design. Most of the few existing energy recovery applications in metallurgical acid plants use low level heat integration where e.g. hot air is utilized or hot water is
produced.
This paper describes the potential of power production for modern metallurgical acid plants, based on combinations of existing technologies.
The first section describes process routes to achieve high power generation and the
necessary preconditions. The second section demonstrates the effect of different levels of
heat integration in a straight forward case study.
100
90
C
o
n
v
e
r
s
i
o
n
%
80
70
60
50
40
30
20
10
0
350
400
450
500
550
600
650
700
750
800
Temperature [ºC]
Figure 1. Conversion and exit temperature depending on the SO2 concentration of the first bed and shift of the chemical equilibrium by recirculation of SO3 containing gas
Process description
The basis for power production in metallurgical acid plants is a strong and, preferably, continuous gas source to obtain a high SO2 concentration with sufficient oxygen at
the inlet of the SO2 converter.
In that way the conversion of SO2 and the outlet temperature of bed 1 are reduced.
The necessary SO3-rich gas is recirculated after bed 3 to the inlet of bed 1 by the use
of an external blower. The recirculation rate is adapted to the actual process conditions
- 114 -
- 115 -
Case study
to keep the outlet temperature of bed 1 at a constant operating temperature. This process is called
Lurec™ and shown in figure 2.
The recirculation is in principle not limited to
a certain SO2 concentration. For a typical 3+2 acid
plant a concentration of 18%-vol. SO2 will be studied in the next section.
This recirculation process ensures a maximum
of heat recovery from the process gas at a valuable
high temperature level.
Saturated steam of a comparatively low temperFigure 2. Principle of Lurec™ recirculation
ature level can be generated in a typical heat recovery system like the Outotec Heros™ as shown in fig. 3.
Absorption of SO3 at moderate acid temperatures allows the generation of steam at
the intermediate absorbtion system. This absorption is done in a co-current venturi. The
absorption in the venturi has an efficiency of approx. 95%, so the remaining SO3 gas is
absorbed downstream in a standard intermediate absorption tower.
The intermediate absorption tower is usually designed in a way that it also acts as
classical absorber designed for full capacity, i.e.: is capable of handling all of the SO3 in
case of a shutdown of the upstream venturi system.
duced in the converter system as compared to conventional deaerator operation at 105°C.
More high pressure steam results in more power generation at the high pressure
stage and also slightly better conditions for the low pressure stage of the turbine. The
higher temperature of the boiler feed water also prevents corrosion in the economizers as
they are operated well above the acid dew point.
Source: Converter
SO2 to SO 3
Reaction
BFW
160°C
Turbine
HP-stage
HIPROS
HIPROS
Steam
Acid
Water
Source: HEROS
Absorption
Turbine
LP-stage
Acid coolers
Condenser
Figure 4- Flow scheme of HIgh Pressure Heat RecOvery System (Hipros™)
Case study
Basically, many process solutions using the aforementioned processes are possible, e.g. steam from the upstream metallurgical plant may be integrated in a plant-wide
concept.
Another option is the power generation from fluctuating feed gases as available from
a copper smelter and Peirce Smith converters: if the target is a constant power production, appropriate bypasses must be used.
The following case study is based on a continuous Outotec Flash Smelter and
Outotec Flash converter delivering off-gas to the acid plant. This is a perfect gas source
for heat integration because of its strong and continuous gas. Design basis for the acid
plant is a strong 18 vol.-% SO2 gas with 14 vol.-% O2 giving a ratio of SO2/O2 of 0.77.
The generation of electrical power is optimized by an integrated system of low pressure and high pressure steam (HIgh Pressure Heat RecOvery System, Hipros™, see
Figure 4).
By using Heros™ low pressure steam and heat from the acid coolers to increase the
boiler feed water temperature in the deaerator to 160°C, more high pressure steam is pro-
Figures 5 to 7 show the three different levels of power production: the first figure
showing a Lurec™ producing 47 t/h of HP steam which results in 12.1 MW power. The
acid coolers are used to heat the boiler feed water from 30°C to 70°C.
Figure 6 shows a Lurec™ combined with a Heros™ with the same amount of HP
steam but with additional 62 t/h of saturated LP steam to generate a total of 21.2 MW.
The deaerator is using LP steam from the Heros™. A Hipros™, as shown in figure 7,
produces an additional 6 t/h HP steam and an additional 10 t/h LP steam, which results
in a power production of 24.2 MW.
It can be seen that in Hipros™ the acid coolers pre-heat the boiler feed water to
150°C. The results are summarized in table 1 at the end of that section.
- 116 -
- 117 -
Figure 3. Typical Outotec Heat RecOvery System (Heros™)
Converter Section
Steam System
47 t/h
480°C
400 kPa
104°C
Evaluation
100 kPa
HP
stage
LP
stage
7 kPa
G
12.1 MW
313 °C
Deaerator
47 t/h
30°C
70°C
Acid Coolers
Figure 5 - Lurec™ power generation without using heat from the absorption
47 t/h
480°C
Converter Section
Steam System
400 kPa
104°C
HP
stage
with BFW HX
Deaerator
100 kPa
7 kPa
LP
stage
313°C 234 °C
HEROS
G
21.2 MW
39°C
62 t/h
180 °C
(saturated)
Condenser
109 t/h
30°C
Acid Coolers
70°C
Figure 6 - Lurec™ combined with Heros™ power generation
Converter Section
Steam System
Deaerator
160°C
LUREC™
LUREC™ with HEROS™
LUREC™ with HIPROS™
-
62
72
46
46
53
12.1
21.1
24.2
Table 1 – Resulting power production for the different levels of heat integration
Condenser
160°C
Basis 4250 mtpd
LP steam generation: 100
kPa, saturated [t/h]
HP steam generation: 400
kPa, 480°C [t/h]
Power generated [MW]
HP
stage
100 kPa
313°C
HEROS
Basis 4250 mtpd
Gas flow to converter [Nm3/h]
Power Consumption [kWh/t
H2SO4]
Power Generation [kWh/t
H2SO4]
Net Power Export [MW]
Cooling Water[m3/t H2SO4]
Emissions [kg SO2/t H2SO4]
(basis 250 ppmv)
Conventional
12% - vol. SO2
330,000
LUREC™
220,000
LUREC™ with
HEROS™
220,000
LUREC™ with
HIPROS™
220,000
55
43
45
46
-
68
119
137
37
4.5
29
13.1
26
16.1
25
1.1
0.75
0.75
0.75
Table 2 - Technical comparison of a conventional plant with different solutions for power generation. All Lurec™ based process
solutions are based on 18 %-vol. SO2
53 t/h
480°C
400 kPa
Evaluation
Compared to a conventional plant, the lower gas flow rate of a Lurec™ plant reduces all equipment sizes for the extra cost of a recirculation blower, while reducing power
consumption.
Table 2 shows a technical comparison between a conventional and a Lurec™ based
plant concept. The lower cooling water consumption and the net power export are
shown there. Table 2 also demonstrates another advantage: the emission of SO2 is reduced in comparison with a conventional plant.
LP
stage
233 °C
7 kPa
G
24.2 MW
39°C
72 t/h
180 °C
(saturated )
125 t/h
30°C
150°C
Condenser
Acid Coolers
Figure 7 - Heros™ combining Lurec™ with Heros™ with increased boiler feed water temperature for maximum power
generation
- 118 -
Conclusion
Power generation in metallurgical acid plants is the preferable process design for
modern acid plants. The Lurec™ process is also perfectly suitable for a capacity increase
of existing plants with the potential of additional OPEX savings.
All three levels of heat integration with regard to power production have been investigated and the final choice depends mainly on the local conditions. A continuous metallurgical process is preferred with regards to constant turbine operation.
However, when gas bypasses around the Hipros™ venturi are properly designed,
even for fluctuating metallurgical processes a constant steam/power production can be
achieved.
The lower total emissions and the lower cooling water consumption will also be a
driver for choosing a Lurec™ based process solution.
- 119 -
Mejoras en Sistema de
Control para Nueva Planta
de Ácido Sulfúrico
(Incidente y Falla en Planta Previa)
Por:
Hugo F. Ramírez.
Industria Sulfúrica S.A.
Uruguay
[email protected]
- 120 -
- 121 -
A - Antecedentes
Resumen
La automatización de procesos y operaciones en plantas de producción de ácido sulfúrico, con el avance en los dispositivos de medición y control, han condicionado los
diseños de los sistemas de control de modo que suplen parcialmente la intervención y supervisión de los operadores, en lugar de complementar y fortalecer los mismos con diseños más adecuados.
Existen casos en que “menos es más”, y es allí cuando la información disponible al
operador debe ser concreta, útil y con umbrales determinados, evitando multiplicar controles en exceso, con un sistema cómodo y de fácil mantenimiento.
Por ello, el caso de falla del sistema de control en una planta de ácido sirvió como base para el diseño del sistema de control para una nueva planta de mayor capacidad.
Aplicando procedimientos para el control de planta en modo manual con personal
entrenado, se pudo abordar la contingencia ante la no-respuesta del control automático
ante una falla en una planta de 120 tpd.
Ese caso permitió luego mejorar el diseño del sistema de control para una nueva
planta de ácido sulfúrico de 300 tpd, ahorrando en controladores, invirtiendo en seguridades, enclavamientos de procesos, reforzando puntos críticos, señales necesarias, y la interacción con el personal que opera.
No obstante, la proliferación de elementos de medición opacó en cierta medida a las
ventajas que dan controladores programables, haciendo que los primeros se reemplacen y
actualicen en los procesos de las plantas más frecuentemente que los segundos.
Entonces, cabe preguntarse por qué generalmente se asocia un mejor control con
mayor cantidad de dispositivos de medición y/o sensores.
Luego de determinados casos de falla acaecidos y de operación en modo precario de
control, se plantea la existencia de un óptimo en la arquitectura del sistema de control,
donde cuanto menor sea cantidad de datos que se muestren innecesariamente, mejor será
el control del proceso por parte de los supervisores, más allá del PLC (Controlador Lógico Programable) que gobierne los lazos del sistema.
Esto se basa en el principio de la capacidad de atención en puntos críticos del proceso
(los más vulnerables y los de mayores consecuencias), y en evitar la dispersión del control
personal en variables fácilmente controlables o advertidas por un sistema programable.
En las últimas tres décadas el desarrollo de los elementos de medición y sensores no
ha sido ajeno a los avances en los lazos y formas de controlar o automatizar los procesos.
A - Antecedentes
Industria Sulfúrica S.A. fundada en 1947, dedicada a la fabricación de productos químicos y fertilizantes en Uruguay, opera Plantas de Ácido Sulfúrico desde 1950 cuando la
producción diaria de la primera unidad era de sólo 13 toneladas por día (tpd), hasta llegar
hoy a 4 plantas de producción con una capacidad acumulada de más de 600 tpd, todas a
partir de azufre elemental y de simple absorción.
Desde ya hace más de 60 años, y con
menores recursos tecnológicos que hoy (Fig.
1) desde el punto de vista de medición y control, se enfocaba el proceso en controlar los
puntos críticos, a saber: concentración y nivel
de ácido sulfúrico, temperaturas de lechos de
catalizador, presión y nivel de generadores de
vapor, y la fusión del azufre.
Con el transcurso de los años, aparecieron nuevos equipos no sólo para medir las
variables de las diferentes etapas del proceso,
sino para realizar enclavamientos y lazos de
control. En las plantas de ácido sulfúrico en
cuestión, se identificaron los siguientes procesos: fusión de azufre, combustión de azufre, generación de vapor, oxidación catalítica
del SO2, absorción de SO3, secado de aire,
Fig. 1. Medidor de concentración de ácido sulfúrico.
1948-1980
enfriamiento, almacenamiento.
- 122 -
- 123 -
Abstract
The automation of the processes and operations of plants producing sulfuric acid,
with the advancement in the measurement and control devices, have conditioned the
control systems designs so that partially replaced the intervention and surveillance by operators, rather to complement and strengthen it with suitable designs.
There are cases where “less is more”, when the information available to the operator
must be concrete, useful and with specific thresholds, avoiding multiple controls in excess, with a comfortable and easy to maintain system.
Therefor, the case of failure of the control system in an acid plant served as basis for
the design of control system for a new larger plant.
Applying plant control procedures in manual mode with trained staff, allowed to
address the contingency of the non-response of automatic control due a failure in a 120
tpd plant. This case allowed to improve the design of the control system for a new sulfuric acid plant of 300 tpd, saving in controllers, investing in safety, in interlocks processes,
reinforcing critical points, necessary signals, and interaction with operating personnel.
I - Introducción
A - Colapso de Sistema de Control
Asimismo, cada una de estas etapas estaba controlada mediante la medición de las siguientes variables: temperaturas, presiones, caudales, corrientes, niveles, concentraciones,
estados, frecuencia de motores.
La interrelación entre las variables de un mismo o de diferentes procesos da lugar a
lazos de control, que hasta fines de los años setenta no eran confiables y por ende se redundaba en elementos de medición y controladores simples para procesos discretos.
Por ende, la proliferación de dispositivos continuó logrando que las plantas tuvieran
controles discretos repetidos innecesariamente.
Luego de tener en operación tres plantas de ácido sulfúrico de 120 tpd cada una
(construidas en 1950, 1982 y 2008), se proyecta una cuarta planta con capacidad de 300
tpd, que finaliza con la instalación, montaje y puesta en marcha en 2014.
Dadas las experiencias de las ampliaciones y mejoras en la automatización de la Planta N°1 Ciudad del Plata en 2002 (luego de una previa en 1960), así como la construcción
de la Planta N° 2 Ciudad del Plata en 1982 y de la Planta N° 1, localidad Agraciada en
2008, el desafío fue lograr una nueva unidad de producción con un sistema de control
mejorado y eficiente, tomando en cuenta las fallas e incidentes de las anteriores.
Considerando que, salvo la primera planta, el “know-how” del diseño y montaje de
las unidades de producción de la empresa ha sido de ISUSA, para este nuevo proyecto no
fue la excepción, incluyendo el sistema de control.
II - Incidente y Falla
B - Operación en Modo Manual (simulación y entrenamiento)
ISUSA posee procedimientos para mantener un nivel permanente de adiestramiento en las competencias del personal, relativas al manejo de la planta, que les permiten estar preparados para responder ante situaciones imprevistas o de emergencia en las que no
es posible el control automático (PLC u otro controlador).[1]
Se consigna la planta al operador durante un periodo en el cual se establece un nivel
de control de mandos, según la dificultad de la simulación. Durante la prueba se pueden
incorporar situaciones de emergencia (creadas por el departamento técnico), como falla en
una lectura de un medidor, o corte de suministro de aire comprimido a un actuador, etc.
A - Colapso de Sistema de Control
El incidente ocurrió a las 4:47 AM del 12 de enero de 2010 y provocó la detención de
la planta de ácido N° 1 de ISUSA en Agraciada.
La primera causa del incidente, que se desprende por evidente, fue una descarga eléctrica atmosférica (rayo) en el área de proceso, aunque la causa de fondo puede atribuirse a
protecciones deficientes en buses de comunicaciones y líneas de alimentación de tableros
de control.[2]
Los daños constatados en el sistema de control alcanzaron al PLC central y seis módulos del mismo, un transmisor Ethernet, la interface humano-máquina (HMI) o PC
terminal de visualización de control esclavo, un variador de velocidad, tres controladores
PID (proporcional integral derivativo) puntuales, un sensor de nivel, dos transductores y
tres indicadores de barras.
B - Acciones y Contingencias
Las acciones y contingencias tomadas fueron la operación manual y visualización de
variables críticas. Los puntos críticos controlados fueron: la fusión de azufre y calefacción
de bombas y cañerías, concentración y nivel de ácido sulfúrico, presión y nivel de generadores de vapor.
Acciones primarias: alimentación eléctrica auto-generada, desacople de actuadores y
control manual de válvulas, análisis de laboratorio sobre producto en proceso.
Acciones secundarias: cambio de terminal esclavo en sala de control y sustitución de
transmisor Ethernet, elección de parámetros a visualizar en SCADA (sólo el 35% de entradas disponibles en corto plazo, dado que sólo dos de ocho módulos del PLC quedaron
operativos).
El tiempo de detención total fue de 6 horas y 39 minutos, teniendo la vuelta a puesta
en marcha a las 11:26 AM del mismo 12 de enero de 2010.[2]
C - Soluciones
posteriores
Se instalan protecciones contra sobre-tensiones adecuadas en líneas de
entradas/salidas de dispositivos (I/O) y PLC, se sustituyen módulos de PLC
dañados y demás dispositivos de control.
1) Nivel A – Los comandos se ejecutan a través del tablero de control, no desde
SCADA, regulando los actuadores de válvulas y convertidores de frecuencia con
potenciómetros o desde el controlador de los mismos, modulando las concentraciones y niveles a través de controladores simples, y ejecución de acciones discretas que normalmente se llevan a cabo automáticamente.
2) Nivel B - Es un nivel más complejo que implica la ausencia de control a través del
tablero, además de prescindir del PLC y visualización de SCADA; el control pasa
a ser manual directamente en grifos, variadores y/o válvulas.
- 124 -
Fig. 2. Orden de vulnerabilidades del Sistema de Control [3]
- 125 -
Luego de ese incidente la única secuela fue sólo una parada a los 6 meses para una
puesta a punto del sistema de control. Se tienen en cuenta las vulnerabilidades del sistema
de control (Fig. 2), de forma de estudiar la arquitectura del diseño de dicho sistema, y su
relación con el operador/supervisor de la planta, para corregir el de la Planta N°1, así como para considerar en la posibilidad de nuevas unidades de producción.
III - Nueva Planta y Sistema de Control
El proyecto en números para la nueva planta de 300 tpd insumió: 84 instrumentos
en campo, 18 válvulas de control, 42 motores y 25 lazos de control.
A - Proyecto
El desafío fue el control y supervisión del proceso de producción, recopilar datos de
diagnóstico para mejorar el mantenimiento predictivo, minimizar el tiempo de inactividad por paradas, acceso remoto a los activos críticos, integración completa con la solución
de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA) existente, protección contra
sobretensiones, en solución rentable y escalable. Todo ello debió ajustarse al objetivo de
priorizar la visualización de variables críticas y no repetir controles innecesariamente.
Entonces el diseño del control del proceso se realizó en la base de automatizar con 25
lazos de control integrado (Fig. 3).
Fig. 3. Proyecto de Automatización y Sistema de Control [4]
- 126 -
B - Recurso
B - Recurso
La solución fue con un PLC integrado con controladores compactos de
clase 100, que son robustos, rentables
y escalables, con muchas posibilidades
de comunicación disponibles, I/O distribuidos y alta densidad de I/O.
La administración de los dispositivos inteligentes se realiza a través de
protocolos de comunicación (configuración, lectura de datos, diagnóstico
avanzado).
Se ejecuta una eficaz protección
contra sobre tensiones en las líneas de
suministro, en las señales analógicas
y digitales de campo, así como también en los buses de campo y líneas de
comunicación.
Fig. 4. Comunicaciones PLC y I/O remotos [5]
C - Implementación
Para el PLC se utilizan controladores ILC191 para control de procesos con 3 acoples
remotos de buses INTERBUS (Sala de Control con líneas de cobre mallado, Sala de Ósmosis Inversa con fibra óptica HCS, Sala de Bombas con fibra óptica PVC, y Terminal
de Stock y Cargas con ILC151) (Fig. 4).
En total son 240 DI (entradas digitales), 68 DO (salidas digitales), 64 AI (entradas
analógicas) y 24 AO (salidas analógicas) [5].
Como en el mercado aún existen muchos transmisores electrónicos analógicos, el
vacío existente entre la tecnología analógica y digital se llena con los estándares híbridos
(tal como el protocolo HART).
Si bien el costo de los instrumentos para aplicarlos es mucho más elevado que los
convencionales (un 15% más que los analógicos de 4-20 mA c.c.), sus costos de instalación y puesta a punto suelen ser inferiores en un 4%. [6]
La comunicación en campo se realiza entonces con líneas para transductores remotos direccionables (HART) multidrop (34 dispositivos, 8 segmentos y 81 tags) salvo en
19 puntos críticos donde los dispositivos se conectan de manera independiente.
También hay comunicación por interface y gestores electrónico de motores (EMM)
para motores (30 dispositivos, 5 segmentos, 150 tags), Ethernet Modbus RTU/TCP para
convertidores de frecuencia (8 dispositivos, 2 segmentos 40 tags) y Ethernet OPC-SCADA (1200 tags) [7]
- 127 -
B - ¿Cómo Mejorar el Sistema de Control
Las líneas de protocolo HART (Fig. 5) permiten
leer hasta 5 instrumentos con
un solo conductor de datos,
mientras que los EMM permiten obtener hasta 5 variables del funcionamiento de
cada equipo (motor).
1) Acción N° 1 - Se invierte en 10 válvulas actuadas con posicionadores
SVi1000 electroneumáticos, en vez de la opción
con posicionadores neumáticos, lo que permite
[5]
ahorrar al no adquirir 10 Fig. 5. Distribución de segmentos para protocolo HART
transductores IP y espacio en tablero neumático.
2) Acción N° 2 - El protocolo HART permite evitar el tendido de 34 líneas a dispositivos, realizando sólo 8, ahorrando un 77,25% de cableado de ese grupo de instrumentos. Esto trae como consecuencia tener que proteger menos líneas contra
sobre-tensiones.
3) Acción N° 3 - No se colocan instrumentos en tablero (previstos 12), disminuyendo
la cantidad de controladores innecesarios y el trabajo de conectorizado. Esto permite
invertir en 30 EMM para monitorear preventivamente el funcionamiento de motores. Asimismo el operador no se ve aturdido por señales en exceso al eliminar las de
tableros.
B - ¿Cómo Mejorar el Sistema de Control?
Apelando a tableros ciegos, utilizando una HMI (con dos monitores) que muestren
el diagrama de flujo global del proceso y sub-procesos, con alarmas, umbrales para cada
punto crítico, y visualizando los valores de aquellos parámetros que son necesarios conocer la mayor parte del tiempo (concentración de ácido, presión y nivel de generador de vapor, etc,).
Entrenar el personal mensualmente para operar las variables críticas de la planta de
forma manual, durante algunas horas, tomar confianza en la operación primaria (última
barrera de vulnerabilidad) y el involucramiento en las reglas que rigen el proceso (para
entender que el sistema de control para el proceso no es una caja negra).
Las máquinas se comunican más efectivamente que las personas, pero éstas últimas
toman decisiones con mayores alternativas. En ese sentido, ningún sistema con dispositivos de medición o controles automáticos redundantes es mejor que otro simple que
cuente con la pericia de personal entrenado y preparado.
IV - Conclusiones
C - ¿Qué Mejorar del Sistema de Control?
El PLC en el sistema debe ser de tal manera que se pueda reemplazar cualquier módulo de control sin detener la planta (“hot-swap”). Los tableros no deben tener controladores individuales (aparte del PLC), lo que permitió en el caso en cuestión un ahorro de
casi 9% en instrumentos.
La conexión del sistema SCADA en i-Fix se realiza mediante un escritorio remoto
en la sala de control, y el cual tiene un terminal servidor independiente del SCADA para
acceso remoto con cliente externo.
Adicionalmente, el terminal servidor y el SCADA tienen una unidad de respaldo que entran en operación en caso de falla de los primeros, además de poder conectar
el terminal de control (HMI o PC esclavo) de la sala directamente al PLC, en última
instancia.
Los sensores y controles no críticos son conectados a través de líneas con protocolo HART que permite conectar hasta 5 variables con una sola línea. Las variables críticas
son medidas con líneas independientes (se ahorra un 77% de cable de cobre mallado en
esos dispositivos).
A - ¿Por Qué Mejorar el Sistema de Control?
Aplicando las sugerencias, el supervisor/operador no se distrae del control de variables críticas, evitando tomar inconscientemente en referencia variables inocuas (estadísticas o no críticas). De esta manera, el operador tiene una respuesta ante una contingencia
de manera más directa sin confundirse entre otras instancias de segundo plano (que habitualmente corrige el PLC en poco tiempo).
Si bien los sistemas de control multiplicados hacen que haya más opciones de operación, quedan obsoletos en contingencias como las acaecidas en el incidente de la Planta
de Ácido N° 1 de ISUSA Agraciada, y que con un personal entrenado se logran reponer
las condiciones manualmente de forma eficaz.
D - Resultados
Se logra una protección de motores completa e inteligente y un control de rendimientos gracias a los EMM. Se ejecuta una fácil integración de los EMM con el PLC y
SCADA por interface IFS. La comunicación de PLC y SCADA se produce sin fisuras
gracias a un servidor OPC de Phoenix Contact.
- 128 -
- 129 -
D - Resultados
Hubo que desarrollar una nueva biblioteca HART para que coincidiera con las necesidades de la aplicación, mientras el protocolo facilita la identificación de líneas de comunicación, reduciendo su cantidad.
Con prácticamente la misma inversión original, más precisamente con un ahorro de
2,34% (Tabla 1), se logró mejorar el sistema, invertir en más seguridades, haciéndolo más
flexible y manejable.
No siempre supervisar todo el proceso simultáneamente y manejarlo desde varios
puntos, permite un control más efectivo. Por ello se aplica la frase que caracterizaba al arquitecto y diseñador industrial alemán, Ludwig Mies van der Rohe: “Menos es más”.
[5] J. Osta, F. Sapelli, Proyecto de Automatización de Planta de Ácido N°2 Agraciada, versión 3.6, Secoin S.A.,
Montevideo, Uruguay, 2013.
[6] A. Creus Solé, Instrumentación Industrial, Ediciones Marcombo, 8va. Edición, Barcelona, España, 2011.
[7] F. Sapelli, From the Field to the SCADA, Inspiring Innovations on Uruguayan’s Chemical Plants, Secoin
S.A., Phoenix Contact, Berlín, Alemania, 2014.
[8] H. F. Ramírez, Mejora en Sistema de Control, ISUSA, VIII Congresso Brasileiro de Ácido Sulfúrico, Recife,
Brasil, 2013.
Tabla 1
Gasto y ahorro relativo a inversión en Sistema de Control [4]
Gasto Previsto
Gasto Real
Ahorro
4,20%
1,40%
2,80%
10,22%
10,96%
-0,73%
0,60%
1,78%
-1,18%
0,92%
0,09%
0,83%
Transductores IP
(15 unidades vs. 5 unidades)
Posicionadores de válvulas
(Electroneum. vs. Neumáticos)
Cabezales de termocuplas
(HART vs. independientes)
Líneas HART
(34 líneas vs. 8 líneas)
Protección de sobretensiones
(53 puntos vs. 34 puntos)
Tablero control, PLC, SCADA,
servidor, terminales, pruebas
1,64%
1,05%
0,59%
32,40%
32,40%
0,00%
Instrumentos en tablero
3,79%
0,00%
3,79%
Instrumentos en planta
44,26%
44,26%
0,00%
Tablero neumático
1,06%
0,34%
0,72%
Conectorizado
0,68%
0,54%
0,15%
Líneas de comunicación salas
(Fibra óptica vs. Cobre)
Gestores electrónicos de motores
(30 EMM)
0,21%
0,95%
-0,73%
0,00%
3,91%
-3,91%
100,00%
97,66%
2,34%
Total Sistema de Control
Referencias
[1]
J. C. Peluffo, Control de Planta en Modo Manual, PO-ACI-PRO 04, Sistema de Gestión de Calidad, Industria Sulfúrica S.A., San José, Uruguay, 2007
[2]
Departamento Técnico ISUSA Planta Agraciada, REG 042 Partes de Turno, Agraciada, Soriano, 2010
[3] R. Radvanovsky, J. Brodsky, Handbook of SCADA, Control Systems Security, CRC Press, Florida, USA, 2013
[4] H. F. Ramírez, Anteproyecto de Control de Planta de Ácido N°2 Agraciada, versión 12.1, Industria Sulfúrica
S.A., Agraciada, Uruguay, 2013.
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Recuperación de Calor
Residual en Plantas de Ácido
Sulfúrico
Waste Heat Recovery in
Sulphuric Acid Plants
Por
Claudia Araya, Alejandro Sáez & Elio Cuneo
Departamento de Ingeniería Mecánica,
Universidad Técnica Federico Santa María
Chile
[email protected]
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Economía Energética UTFSM, Vol. 3, N° 1, 2014
Resumen
En las plantas de producción de ácido sulfúrico ocurren reacciones del tipo exotérmicas que generan calor, parte de este calor se aprovecha en el uso directo requerido por
el proceso, sin embargo, gran parte del calor residual no se utiliza, y debe ser eliminado,
desperdiciándose a través de las torres de enfriamiento o mediante ventiladores de aire.
En este trabajo se determina el calor total generado por las plantas de ácido sulfúrico
de tipo metalúrgicas, y aquel disponible de recuperar, también se identifican los requerimientos de energía en las Fundiciones de cobre y se presentan algunas alternativas de recuperación de calor, analizando su factibilidad técnica y económica.
La información necesaria para cuantificar el calor residual se obtuvo mediante datos
reales de tres Fundiciones de Cobre chilenas, con sus respectivas Plantas de Ácido. Los
resultados obtenidos pueden ser extrapolados y utilizados como referencias en todas las
plantas de ácido metalúrgicas con características similares a las estudiadas.
Complementariamente se describe además el estado del arte de tecnologías de recuperación de calor residual desde plantas de ácido de tipo metalúrgicas, utilizadas hasta la fecha. También se realiza un análisis de riesgo de la evaluación económica
mediante simulación Montecarlo, utilizando la herramienta de Excel @risk, con el
fin de ayudar a las empresas en la toma de decisiones, mitigando al máximo el riesgo.
Palabras clave: Uso de Calor residual, Eficiencia energética, Plantas de Ácido Sulfúrico
Metalúrgicas.
Introducción
Introducción
En las plantas de ácido de origen metalúrgico actualmente existe un gran potencial
de uso de energía térmica residual que no ha sido aprovechada y que se pierde al ambiente
a través de ventiladores o torres de enfriamiento. Solo una parte de este calor es aprovechado en este tipo de plantas, que corresponde al calor generado por las reacciones exotérmicas en la torre catalítica, en donde se produce la oxidación del dióxido de azufre.
Existe interés por parte de la gente de planta de aprovechar el calor residual y usarlo
en los mismos procesos de la fundición, los que son por defecto exhaustivos en el uso de
energía y por tanto analizar la factibilidad de recuperación y uso de este calor, pudiendo
aumentar la eficiencia operacional de las fundiciones.
En este trabajo se analiza los usos que se le pueden dar al calor residual así como revisión del estado del arte en recuperación de calor residual desde plantas de ácido sulfúrico. Se revisan las tecnologías utilizadas en la Fundiciones de Cobre nacionales, y su
requerimiento energético, apuntando en especial al proceso de secado del concentrado,
siendo el que requiere mayor cantidad de energía de los procesos en la Fundición, además se determina el calor generado total y disponible con datos reales de tres Fundiciones
Chilenas, mediante balances de energía.
Cabe destacar otras posibles ventajas con la recuperación del calor como; ambientales, ahorro en energía eléctrica y la disminución considerable de uso de agua de enfriamiento en el circuito de ácido, estos beneficios que aún cuando no han sido cuantificados
económicamente, hacen aún más atractivo la implementación de este sistema.
Existen barreras para la implementación de estas prácticas de eficiencia energética,
las que son de índole económica, organizacional, operacional, entre otras. Con el fin de
minimizar los riesgos asociados a la evaluación económica y otorgar mayor información
que ayude en la toma de decisiones, se presenta un análisis de riesgo de la evaluación económica mediante el método de Montecarlo, mediante la herramienta de Excel @Risk.
Abstract
In sulphuric acid plants, there are exothermic reactions that generate waste heat,
some of this heat is used in the same process, however, much of the waste heat is not
used, and should be removed, it wasted through cooling towers or by air fans.
In this work, the total heat generated by the metallurgical sulphuric acid plants, and
that available to recover is determined. Also the energy requirement are indentified in
the Copper Smelters and some alternatives for heat recovery are showed, analyzing its
feasibility technical and economic.
The information needed to quantify the residual heat was obtained from data of
three Chilean Copper Smelters with their Acid Plants. The results can be extrapolated
and used as references in all metallurgical acid plants with similar characteristics to those
studied.
Additionally it also describes the state of the art technology waste heat recovery from
metallurgical acid plant, used at this time, as well as a risk analysis of the economic evaluation is performed using Monte Carlo simulation, using the Excel @ risk tool, in order
to help enterprises in decision-making and mitigate the risk.
Keywords: Waste Heat, Energy Efficiency, Metallurgical sulphuric acid plants.
Requerimientos energéticos de las fundiciones de cobre
Existen en Chile actualmente siete Fundiciones de Cobre. Todas ellas por la particularidad del proceso, tienen asociadas una o más plantas de limpieza de gases, o plantas de
ácido sulfúrico. En la Figura Nº 1 se muestra en resumen las operaciones y tecnologías
que se utilizan en las fundiciones nacionales para el procesamiento del mineral.
Algunos de estos procesos son autógenos, exotérmicos, y otros requieren cierta cantidad de energía para funcionar, pero el proceso de secado se posiciona como uno de los
que requieren gran cantidad de calor, y por tanto el calor residual generado, se puede utilizar en dicho proceso.
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Antecedentes Generales de las Fundiciones y Plantas de Ácido
Estado del Arte
Secado
Fusión
Conversión
Refino
• Secador Rotatorio
directo
• Secador Rotatorio
Indirecto
• Lecho Fluidizado
• Convertidor
Teniente
• Horno Flash
• Reactor Noranda
• Convertidor
Peirce-Smith
• Hornos RAF
• Hornos Basculantes
• Hornos Reverberos
Tratamiento
Escorias
Limpieza de
Gases
• Hornos LE / HE
• Hornos Eléctricos
• Planta de flotación
de escoria
• Enfriamiento y
limpieza
• Conversión
• Absorción
Figura N° 1. Tecnologías usadas en Fundiciones de Cobre en Chile. Fuente: Elaboración Propia
Las tecnologías utilizadas para el proceso de secado son tres: Secador Rotatorio Directo que utiliza combustible como gas natural, diesel o Enap 6, se requiere además aire de
dilución y de combustión. Secador Rotatorio Indirecto que utiliza vapor y Secador de Lecho
Fluidizado que usa combustible, aire de dilución y de combustión.
Producto de lo anterior, se tiene que las alternativas de recuperación de calor que se
barajan como más convenientes para suplir esta demanda energética son: producción de
vapor, precalentamiento de aire de dilución, precalentamiento de agua de caldera y generación de energía eléctrica.
Calor generado en plantas de ácido sulfúrico metalúrgicas
El calor generado debido a reacciones exotérmicas se localiza en la zona de oxidación de los gases de SO2 a SO3 conversión catalítica y en el circuito de ácido sulfúrico que
comprende las Torres de Secado y de Absorción.
Las reacciones exotérmicas que determinan la generación de calor en las plantas de
ácido sulfúrico en general son las siguientes:
S+O2(g) = SO2(g) ΔH° = −297 kJmol (1.1)
SO2(g) + 12O2(g) = SO3(g) ΔH° = −99 kJmol (1.2)
SO3(g) + H2O(l) = H2SO4(l) ΔH° = −132,5 kJmol (1.3)
ΔH°mix H2SO4 = −132,5 kJmol (1.3)
−1,82 * %ppH2O en el H2SO4 (2) [MJ por kg-mol de H2SO4] (1.4)
- 136 -
La reacción de la ecuación (1.1) solo se lleva a cabo en plantas de ácido de quema de
azufre, las que generan vapor de alta presión que se utiliza para generar energía eléctrica.
Las ecuaciones (1.2) y (1.3) representan el calor generado en la conversión catalítica y
absorción de ácido. También existe calor de dilución la que se observa en la ecuación número (1.4) y se genera en la torre de secado.
Como regla general se tiene que en las plantas de quema de azufre se genera 5,4 GJ
por tonelada de ácido sulfúrico producido.[1] La reacción de combustión de azufre libera
aproximadamente el 52% del total del calor residual disponible.[2]
En las plantas de tipo metalúrgicas se tiene que 2,7 GJ por tonelada de ácido sulfúrico producido,[1] con un 8,5% de concentración de de entrada a la planta. 94% De de la
energía es liberada como calor residual desde el circuito de ácido.[2]
Estado del Arte
En el Estado del Arte se revisan los usos y tecnologías para recuperación de calor residual desde plantas de ácido sulfúrico del tipo metalúrgicas, desde procesos que generan
calor de alta temperatura como la oxidación del SO2 y calor generado de baja temperatura
como el del circuito de ácido.
También se revisan tecnologías patentadas que generan vapor de baja presión con
concentración de entrada de SO2 de plantas tradicionales (menores a 14%) y tecnologías
disponibles que permiten el uso directo, sin necesidad de dilución, de altas concentraciones de SO2 de entrada, desde el cual se puede recuperar mayor cantidad de calor.
Recuperación de calor residual de alta temperatura/vapor de alta o media presión
En la mayoría de los casos su uso es la generación de energía eléctrica mediante vapor sobresaturado, en un turbo-generador. Este calor se puede obtener por ejemplo de la
quema de azufre o conversión catalítica.
Cuando se utiliza un turbo-generador de varios pasos, se obtiene también vapor de
media y baja presión, para otros usos. En un una planta metalúrgica para producción de
níquel por ejemplo, el vapor de alta presión se utiliza directamente en los autoclaves para
el proceso de extracción, el exceso se puede usar para energía eléctrica o para una turbina
de vapor, que mueva el soplador.
Vapor de baja o media presión
También se usa en las plantas de ácido una caldera tipo pirotubular en la que los gases SO3 desde el cuarto paso de la conversión catalítica (generalmente) pasan por los tubos calentando el agua que va por la carcasa y generando vapor de hasta 20 bar.
1
Nota: Para ácido que contiene hasta un 10% p/p de agua
- 137 -
Generación de energía eléctrica mediante un Ciclo Orgánico de Rankine (ORC)
Otro arreglo utilizado es una caldera acuotubular. Este vapor se ocupa en el secado
del concentrado de cobre, y tiene la ventaja adicional de reemplazar el enfriador de SO3 o
intercambiador de calor gas/aire, recuperando este calor y ahorrando energía eléctrica del
ventilador.
Recuperación de Calor residual de baja temperatura/ vapor de baja presión: Los usos
más frecuentes son; generación de agua caliente, generación de energía eléctrica, desalinización de agua de mar, generación de vapor de baja presión.
Eficiencias de estos equipos son del orden del 15%, y los costos son elevados; varían
para altas temperaturas de recuperación de calor con tecnologías de turbina desde 1.000
€/kW para tamaños de 1 MW y 3.000 €/kW para tamaños de 100 kW.
Asumiendo un 50% de costo de instalación respecto del costo del motor del ORC, el
costo de inversión específico total asciende a entre 1.500 a 4.500 €/KW. [3]
En términos termodinámicos, los fluidos de trabajo tienen baja entalpía de vaporización, que los hace idóneos para aprovechar fuentes de calor a baja temperatura, y le permite ajustarse mejor al perfil de enfriamiento del foco de calor. En la Figura Nº 3 un
diagrama de un ORC para generación de energía eléctrica.
Generación de agua caliente
Es una forma simple y económica de usar el calor residual de baja temperatura, por
ejemplo, calentando agua desmineralizada que va hacia un desaireador o hacia la caldera,
o agua caliente de uso doméstico.
En la Figura Nº 2 se ve un circuito cerrado de calentamiento de agua desmineralizada para posterior uso doméstico, el calor proviene del circuito de ácido. El dispositivo
enfriador con agua de mar – trim-cooler – hace las veces de buffer para controlar las temperaturas que se requieren que sean estables.
Figura N° 3. Diagrama de un ORC. Fuente: Handbook of Sulphuric Acid Manufacturing Douglas K. Louie [2]
Figura N° 2. Diagrama de recuperación de calor mediante calentamiento de agua. Fuente: Handbook of Sulphuric Acid
Manufacturing Douglas K. Louie [2]
Generación de energía eléctrica mediante un Ciclo Orgánico de Rankine (ORC)
Similar a un Ciclo de Rankine normal, pero utiliza un fluido orgánico intermedio
de bajo punto de ebullición, que le permite generar vapor que se utiliza en una turbina
para generar energía eléctrica. Tiene como desventaja el riesgo operacional consistente en
la alta inflamabilidad del fluido intermedio, y además la baja eficiencia debido a que el calor se usa de manera indirecta.
- 138 -
Figura N° 4. Ejemplo de caldera tipo Kettle. Fuente: www.hydrocarbonprocessing.com [4]
- 139 -
Tecnologías para baja concentración de SO2 (menor a 14%)
Desalinización de agua de mar
Comúnmente en regiones donde el agua fresca es escasa, el calor obtenido en la
planta de ácido es transferido a unidades de desalinización evaporadoras multi-flash vía
indirecta mediante un sistema de circuito cerrado de agua desmineralizada.
Vapor de baja presión
Se recupera el calor desde el circuito de ácido, y se genera vapor mediante un recuperador de calor o caldera tipo kettle. En la Figura Nº 4 (pág. anterior) se observa un recuperador de estas características, en este el ácido caliente pasa por los tubos y se enfría
otorgando su calor al agua y generando vapor. Un símil de este equipo es usado en tecnologías patentadas como las HRS o HEROS que se pasan a revisar a continuación.
Tecnologías para baja concentración de SO2 (menor a 14%)
HRS - Mecs Dupont. La tecnología HRS o Heat Recovery System es capaz de generar 0,5 ton. de vapor de baja presión / ton. de ácido producido. Vapor generado: desde 3
hasta 10 bar.
El proceso consta de una torre de absorción de dos pasos, en el primer paso el ácido
ingresa a 165ºC y 99% de H2SO4. El SO3 absorbido en el ácido eleva dicha temperatura a
200ºC y casi 100% de H2SO4, el ácido entonces entrega su calor en una caldera recuperador tipo kettle para generar vapor.
El ácido, tras entregar su calor baja la temperatura a 160ºC y luego con la adición de
agua de dilución se calienta nuevamente a 165ºC y la concentración vuelve a 99%. Se repite el ciclo. En la Figura Nº 5 se observa un diagrama del proceso.
Figura N° 6. Sistema Heros-Outotec. Fuente: Handbook of Sulphuric Acid Manufacturing Douglas K. Louie [2]
El segundo paso de la torre de absorción es necesario pues el SO3 no se absorbe óptimamente a esa temperatura, para la producción de ácido sulfúrico. El sistema HRS Funciona bien en concentraciones de alimentación de SO2 a la planta de ácido sulfúrico por
sobre un 10% y estable.
HEROS - Outotec. En el sistema Heros (Heat RecOvery System), a diferencia del
arreglo anterior, se utiliza un absorbedor venturi seguido de una torre de absorción tradicional. En la Figura Nº 6 (página siguiente) se aprecia el diagrama de procesos del sistema.
Es capaz de recuperar 0,6 ton. vapor/ton. de ácido a baja presión. El gas calienta ingresa al venturi en co-corriente con el riego de ácido, el SO3 se absorbe en el ácido calentándolo y concentrándolo, alcanzando temperaturas en el orden de 195ºC.
El agua de dilución que ingresa al fondo del venturi calienta aún más el ácido que entrega su calor a la caldera tipo kettle
por el lado de tubo, y se enfría para
ser usado nuevamente como ácido
de riego.
El SO3 remanente se absorbe
en la torre de absorción tradicional,
y también se calienta y concentra.
Figura N° 7. Sistema Lurec-Outotec. Fuente: The
Lurec Proces. Karl H Daum. Outokumpu Tecgnology
GmbH [5]
Figura N° 5. Sistema HRS-MECS. Fuente: Handbook of Sulphuric Acid Manufacturing Douglas K. Louie [2]
- 140 -
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Figura N° 8. Curva de Equilibrio proceso LUREC. Fuente: The Lurec Proces. Karl H Daum. Outokumpu Tecgnology GmbH [5]
Se introduce agua de dilución en el fondo de la torre para controlar la concentración
y el ácido a través del acid cooler entrega su calor al agua de alimentación de caldera y una
vez frío vuelve al riego.
La ventaja del sistema es que si el venturi no funciona, se puede seguir operando
normal con la torre de absorción existente en el proceso, sin recuperación de calor.
Tecnologías para alta concentración de SO2
LUREC - Outotec: Lurgi Metallurgie Recirculation, Lurec, es un sistema que evita
la necesidad de diluir los gases a la salida del proceso de fundición, reduciendo los costos
de operación y de inversión de los equipos.
Se torna rentable como alternativa cuando se dispone de concentraciones altas de
SO2. Se puede usar para plantas nuevas y ampliaciones de plantas ya en marcha. En la Figura Nº 7 un esquema, caracterizado por su recirculación de SO3.
Cuantificación del calor residual
BAYQIK - Bayer: La
tecnología Bayqik (QuasiIsotherme-Katalyze) utiliza
un reactor cuasi-isotérmico
como base de este proceso.[6]
El reactor es diseñado
de tal forma que el calor que
se va generando producto
de la oxidación de SO2 se va
retirando en el mismo moFigura N° 9. Diagrama de Reactor de Lecho Fluidizado Isotérmico. Fuente: The mento en forma continua.
Lurec Proces. Karl H Daum. Outokumpu Tecgnology GmbH [5]
De esta forma se controla la temperatura y se protege el catalizador. Permite, además, usar concentraciones de
entrada de SO2 mayores, por lo que no necesita dilución del gas. Este reactor funciona
como un pre-convertidor, la salida de la concentración de SO2, es la concentración de entrada de una planta tradicional.
Permite aumentar el porcentaje en volumen de SO2 hasta un 50% mayor conversión
(menores emisiones de SO2 al ambiente) e incrementar hasta un 30% la capacidad instalada de la planta. En la Figura Nº 9 se observa el diagrama de un reactor de lecho fluidizado tipo isotérmico.
Cuantificación del calor residual
La cantidad de calor a recuperar depende en gran parte de la cantidad de SO2 que ingresa como alimentación a la planta de ácido.
Metallurgical Process
Inco flash smelting
Outokumpu flash smelting
Outokumpu flash converting
Outokumpu flash direct-tocopper smelting
Mitsubishi smelting
Mitsubishi converting
Submerged-tuyere smelting
(Noranda & Teniente)
Top-lance smelting (Isasmelt
& Ausmelt)
Batch converting (PeirceSmith & Hoboken)
ZnS roasting ( fluid bed)
Off-gas
temperature K
1540-1570
1540-1620
1560
1590-1670
SO2 in off-gas,
volume %
50-75
30-45
35-40
15-45
Dust in off-gas, g
per Nm3
200-250
100-250
200
200
1510-1520
1500-1520
1470-1510
30-35
25-30
20-25
70
100
15-20
1490-1520
20-25
10
1470
8-15
3-5
623-673#
10#
2#
Para poder entender el fundamento detrás de este proceso se observará la curva de
equilibrio en la Figura Nº 8. Recirculando una cantidad de SO3 a la entrada, se desplaza
la ruta de precalentamiento, y eso tiene como resultado que disminuye la temperatura de
salida de los gases, incluso a una concentración mayor de SO2 de entrada.
Como el mecanismo es simple el proceso se puede adaptar a varias concentraciones
de gas de alimentación. La concentración alta de SO2 se baja en un par de pasos preliminares a una concentración típica del 12%. El arreglo que sigue corresponde a una planta
tradicional.
Tabla N° 1: Porcentaje de SO2 de salida de los diferentes procesos metalúrgicos. Fuente: Davenport & King, Sulfuric Acid
Manufacture [7]
- 142 -
- 143 -
#After cooling in a waste heat boiler and removing product particulate in a cyclone
Este, a su vez, depende de la tecnología que se utiliza que típicamente tiene restricciones con respecto a la concentración de entrada de SO2 a valores menores de 14%, por
lo que generalmente se diluye si este viene más concentrado, con el fin de evitar un sobrecalentamiento en el catalizador que no resiste temperaturas mayores a 630°C.
En la Tabla Nº 1 (pág. anterior) se observa el porcentaje de SO2 que se obtiene producto de los diferentes procesos metalúrgicos. En Chile las tecnologías usadas para fusión son el Convertidor Teniente, Reactor Noranda y Horno Flash, y para la conversión
se ocupa el Convertidor Peirce-Smith, el que opera en modo batch.
La mezcla de estos gases de distintos orígenes determina que la concentración de
entrada de SO2 a las plantas de ácido sulfúrico metalúrgicas es más variable que las plantas de quema de azufre, por ejemplo, y eso hace que el calor residual a su vez sea no
constante.
Metodología para realizar los balances de energía
Para los balances de energía se utilizarán valores reales de 3 fundiciones. Para determinar el calor o potencial térmico, se relaciona el calor Q con la masa m, la capacidad calorífica Cp y la diferencia de temperatura ΔT
Q = mCpΔT
En el caso del calor generado por el ácido, el cálculo se puede efectuar a través del lado ácido del intercambiador, o del lado del agua, ambos Cp son conocidos, así como las
otras variables.
Para el cálculo del calor generado por los gases en la conversión catalítica, el Cp de
los gases, cambia con la composición y con la temperatura. Para el cálculo del Cp promedio, en Tabla Nº 2, se utilizan polinomios de segundo grado, considerando temperatura y concentración de entrada y
Gas
Capacidad Calorífica
Unidad
2
Cal/Kmol
SO2 7,7 + 0,00530T – 0,00000083T
salida por cada paso del convertidor
2
SO3 8,511 + 0,009517T – 0,000002325T BTU/lbmolR
catalítico.
8,27 + 0,000258T – 187700jT2
Cal/K mol
O2
Polinomio para el cálculo de Cp de
6,5 + 0,00100T
Cal/K mol
N2
los gases:
Cal/K mol
CO2 10,34 + 0,00274T – 195500jT2
Cp = A + B Tprom + C Tprom2
Cal/K mol
H2O 8,22 + 0,00015T + 0,00000134T2
Tabla N° 2: Polinomio para el cálculo del Cp de los gases. Fuente: (1.6)
Elaboración propia a partir de las referencias [2] y [8]
También se puede relacionar
la entalpía con la temperatura de salida mediante la siguiente ecuación desarrollada por
Chase: [7]
HTº = AT + B (1.7)
Se tiene una constante A y B para cada elemento constituyente del gas
HºSO3T = 0,07144T – 420,6 (1.8)
HºSO2T =0,05161T – 314,3 (1.9)
- 144 -
Fundición 1
HºO2T = 0,03333T – 10,79 (1.10)
HºN2T = 0,03110T – 9,797 (1.11)
HºCO2T = 0,05042T – 411 (1.12)
HºH2SO4T = 0,1485T – 858,3 (1.13)
HºH2OT = 0,07568T – 308,4 (1.14)
Para el cálculo del calor residual desde los gases del convertidor catalítico, los resultados obtenidos mediante las relaciones de Chase, o usando el Polinomio para el cálculo
del Cp de los gases y posterior uso de la fórmula del calor, son análogos.
Datos de las Fundiciones Estudiadas
Fundición 1
Temperaturas y flujo en Convertidor Catalítico de la planta de ácido
Figura N° 10. Datos conversión catalítica Fundición 1.
Fuente: Elaboración propia
Temperaturas y flujo en Circuito de Ácido
Figura N° 11. Datos circuito de ácido Fundición 1. Fuente: Elaboración propia
- 145 -
Demanda de vapor en el secador de concentrado
Figura N° 12. Datos secador rotatorio Fundición 1. Fuente: Elaboración propia
Fundición 2
Temperaturas y flujo en Convertidor Catalítico de la planta de ácido
Fundición 3
Demanda de combustible en el secador de concentrado
Figura N° 15. Datos secador de lecho fluidizado Fundición 2. Fuente: Elaboración propia
Fundición 3
Temperaturas y flujo en Convertidor Catalítico de la planta de ácido.
- 146 -
- 147 -
Fundición 2
Demanda de vapor en el secador de concentrado
El valor se acerca bastante a lo predicho en la teoría acerca de las plantas de ácido sulfúrico metalúrgicas, considerando que esta planta es de una concentración mayor, de 11%
de SO2 a la entrada y no 8,5% de SO, en donde la teoría indica una generación de 2,7 GJ/
ton de ácido sulfúrico producido.
A continuación, el resumen del cálculo de las otras fundiciones, siguiendo una metodología similar.
Figura N° 18. Datos secador rotatorio Fundición 3. Fuente: Elaboración propia
Fundición 2
Calor Total generado circuito de ácido: –183.466 MJ/h
Calor Total generado zona convertidor catalítico: –137.618 MJ/h
El calor total de la planta corresponde a: –321.084 MJ/h
En la planta de ácido de esta fundición, el calor residual de la conversión catalítica es a la
salida del segundo y tercer paso, en donde existen enfriadores de SO3
Calor residual útil es de: –40.089 MJ/h
Calor residual total de la planta de ácido de Fundición 2 es: –223.555 MJ/h
Resultados de los balances de energía y análisis de resultados
Para el cálculo de los balances se utiliza los datos y ecuaciones antes descritas, y en el
circuito del ácido un Cp para el agua de 4,18 J gºC o 1 Cal gºC, el que permanece constante en prácticamente todo el rango de temperatura en estado líquido y para el Cp del
ácido al 98% se tiene un valor del orden de 0,38 CalgºC con una temperatura entre 60 a
100°C.[9]
Con estos datos se determina el calor en el circuito del ácido. En la zona de conversión catalítica, se utiliza las relaciones de Chase.
Fundición 1
El signo negativo sólo denota que la reacción es exotérmica. El calor total generado
por la planta de ácido no es igual al calor total residual, debido que a si bien todo el calor
del circuito de ácido se puede aprovechar, ya que actualmente se pierde en enfriadores de
ácido o acid coolers, no todo el calor de la zona catalítica está disponible, pues una buena
parte de ese calor se ocupa en el proceso.
La planta produce 79 t/h, por lo tanto, en el circuito de ácido se ha generado un calor
de 2,32 GJ/ton ácido producido y en la zona catalítica el calor en esta zona de gases es de
0,5 GJ/ton ácido producido. El calor total entonces factible de recuperar en Fundición 2
es de 2,82 GJ/ton.
El valor es alto considerando que la planta tiene una concentración de entrada de
SO2 de 9,76%, pero se justifica pues al ser una planta de absorción simple, no requiere calor para precalentar los gases que vienen de la torre de absorción intermedia como en el
caso de las plantas de doble absorción.
En el caso de la planta de ácido de la Fundición 1, el calor disponible corresponde al
calor que se pierde a la salida del cuarto paso del convertidor catalítico, generalmente en el
enfriador de SO3, o intercambiador de calor gas/aire, que se encuentra después del intercambiador de calor gas/gas y antes del ingreso de los gases a la torre de absorción final.
En algunas plantas este intercambiador de calor gas/aire ya ha sido reemplazado por
una caldera. Este calor residual útil es de: –48.282 MJ/h
Calor residual total de la planta de ácido de Fundición 1 es: –321.184 MJ/h
Si consideramos que la planta produce 105 t/h de ácido al 98,5%, eso significa que se disponen como energía calórica de 2.9 GJ/ton de ácido sulfúrico producido. Esto corresponde a 0,46 GJ/ton en la zona de los gases y 2,51 GJ/ton en la zona del circuito de ácido.
Fundición 3
En la planta de ácido de esta fundición, el calor residual de la conversión catalítica es
el que se genera a la salida del intercambiador de calor frío gas/gas, después del cuarto paso, y antes de la torre de absorción intermedia.
Calor residual útil es de –22.853 MJ/h. Calor residual total de la planta de ácido de Fundición 3 es –226.673 MJ/h.
La planta produce 80 t/h, por lo tanto, en el circuito de ácido se ha generado un calor
de 2,54 GJ/ton de ácido producido, y en la zona catalítica el calor en esta zona de gases es
de 0,5 GJ/ton de ácido producido. El calor total factible de recuperar en esta Fundición es
entonces de 2,83 GJ/ton.
- 148 -
- 149 -
Precalentamiento de agua de caldera
El resumen del calor obtenido
por tonelada de ácido producido en las
plantas de ácido sulfúrico de cada fundición se observa en la Tabla Nº 3.
Tabla N° 3: Calor total residual por fundición
Tal como se predijo, la mayoría
del calor residual de una planta metalúrgica viene del circuito del ácido, tal como se aprecia en la Figura Nº 19.
Las alternativas de mejora se implementan según el calor es de baja temperatura, generado en el circuito de ácido, o calor de alta temperatura, generado en zona del convertidor catalítico.
Fundición
1
2
3
GJ/TM Ácido
2,97
2,82
2,82
C. Ácido
2,51
2,32
2,54
C. Gas
0,46
0,50
0,28
Figura N° 20. Vapor generado a diferentes temperaturas de agua de alimentación a caldera. Fuente: Elaboración propia
Mientras más se precalienta el agua, mayor cantidad de vapor se obtiene, pues no se
gasta parte de este calor en calor sensible y sólo en calor latente.
En el caso de la Fundición 3, se tiene una caldera que recupera vapor y precalienta el
agua de caldera hasta 140°C, obteniendo 10 t/h de vapor. Esto confirma los cálculos obtenidos de 9,82 t/h.
Fundición Q Ácido MJ/h Q Gas MJ/h
1
Figura N° 19. Comparación calor residual por fundición Fuente: Elaboración propia
Alternativas de Recuperación y Cálculo de Beneficios
Generación de Vapor
Se considera el calor generado en la zona de gases, y a partir de la fórmula siguiente
(1.15) se obtiene la masa de vapor Q=mΔH (1.15)
El ΔH está dado por la diferencia entre entalpía de vapor saturado a la presión de trabajo de la caldera (20 bar) y la entalpía de agua de alimentación.
hv = 2.800 kJ/kg
La entalpía del agua de alimentación a 25°C es de hAA = 105 kJ/kg (1.17). Se tiene
entonces: mvapor = Q * ƞ / (2.800–105) (1.18)
Fundición Vapor producido t/h
La masa de vapor por fundición se ve en la Tabla Nº 4
1
17
Si el agua que ingresa a caldera es precalentada, el
2
14
vapor producido es mayor, tal como se observa en Fi3
8
Tabla N° 4: Vapor producido por fundición
gura Nº 20.
- 150 -
250.707
45.868
2
174.293
38.085
Precalentamiento de agua de caldera
3
193.629
21.710
Desde calor del circuito de ácido y zona de
gases, se realiza en un equipo intercambiador Tabla N° 5: Calor recuperado por fundición
de calor que recupera calor sensible y en donde entra en contacto directo el fluido caliente
y el agua a precalentar. Este equipo puede ser, por ejemplo, un Economizador. Con una
eficiencia del equipo del 95% se obtiene el calor recuperado de acuerdo a Tabla Nº 5.
Precalentamiento de aire de dilución
Se puede usar ambas fuentes de calor para precalentar aire de dilución del secador de
lecho fluidizado o secador rotatorio directo. Este equipo también es un dispositivo intercambiador de calor en donde el fluido caliente traspasa el calor al fluido frío, enfriándose.
El calor residual por fundición se observa en la Tabla Nº 5.
Generación de energía eléctrica mediante OCR
El calor recuperado desde el circuito de ácido es muy bajo, debido al uso indirecto
del calor (transformación de energía calórica en energía eléctrica), y la baja eficiencia de
los equipos, en el orden del 15%.
- 151 -
Generación de energía eléctrica mediante OCR
El combustible ahorrado por fundición es:
Fundición
M Vapor t/h
1
2
3
21
17
10
M Comb t/h
(agua 140°)
1,12
0,93
0,53
Ahorro
US$/año
6.103.927
5.068.148
2.889.131
M Comb t/h
(agua 25°)
1,37
1,13
0,65
Tabla N° 7: Masa de combustible ahorrado. Fuente: Elaboración propia
Tal como se observa en la Tabla Nº 7, si el agua de alimentación a caldera ingresara fría, el
combustible utilizado es mayor.
Fundición Ahorro de Agua t/h
1
2
3
7879
2191
4289
Tabla N° 8: Agua utilizada en el circuito de
ácido y que va a torres de enfriamiento.
Figura N° 21. Calor recuperable generando energía eléctrica mediante OCR, en kWh. Fuente: Elaboración propia
Sumado al costo elevado de los equipos, no se vislumbra como una alternativa económica de recuperar calor. En el gráfico de la Figura Nº 21, se observa el calor factible de
recuperar, en comparación al total del calor residual disponible.
Ahorro de Vapor
Se considera que el agua que ingresa a la caldera debe pasar previamente por un desaireador por lo que este equipo precalienta un poco el agua y para ello utiliza vapor de baja presión (3,5 bar, aproximadamente). El vapor generado con el ingreso del agua a 140ºC,
así como el requerimiento por fundición y su correspondiente ahorro se observa en la
Tabla Nº 6.
Fundición
Masa Vapor t/h
1
2
3
21
17
10
Requerimiento
de Vapor % [t/h]
27
12,5
Ahorro %
Ahorro US$/año
78%
80%
6.903.697
5.732.205
3.267.681
Tabla N° 6: Vapor producido por fundición. Fuente: Elaboración propia
Ahorro de Combustible
Se puede relacionar la masa de combustible que se ahorra de acuerdo a la siguiente
fórmula: ƞ =QVapor / QCombustible = mvapor * ∆Hmcomb * PCS (1.19)
El símbolo ƞ corresponde a la eficiencia de conversión, y PCS el poder calorífico superior del combustible. La masa de combustible que se ahorra por el uso de vapor es:
mcomb = mvapor * ∆H ƞ * PCS (1.20)
- 152 -
Ahorro de Agua
Corresponde a la masa de agua que se ahorra en el
circuito del ácido, producto de los enfriadores de ácido,
agua que sigue el circuito de las torres de enfriamiento,
y tiene grandes pérdidas por evaporación (Tabla Nº 8).
Ahorro de Energía Eléctrica
Fundición Ahorro de
Ahorro
EE kWh
US$/año
Un beneficio adicional en el caso de elimina1
13.377 2.600.489
ción de los enfriadores de SO2 o intercambiadores
2
11.108
2.150.395
de calor gas/aire es la disminución en el consumo
3
6.332
1.230.941
de energía eléctrica mediante la eliminación del
Tabla N° 9: Ahorro de energía eléctrica por reemplauso del ventilador.
zo de intercambiador gas/aire. Fuente: Elaboración
Este ahorro se cuantifica en la Tabla Nº 9. propia
No se ha evaluado la cantidad de energía que se ahorra por concepto de bombeo de recirculación de agua de enfriamiento a las torres de enfriamiento.
Evaluación Económica y Análisis de Riesgo
Flujo de caja del proyecto puro
A modo de establecer la lógica del modelo con los valores más probables, se establece
el flujo de caja del proyecto puro para determinar el VAN, la TIR y el tiempo de recuperación de la inversión, para el caso más conservador que es la Fundición 3. Los datos usados se observan en la Tabla Nº 10 y Nº 11 (p. sig.).
Generación de vapor
Considerando una tasa de descuento de capital propio de 10%, se tiene un VAN de
3.256 kUS$ y una TIR de 48%.
Agua precalentada
Considerando una tasa de descuento de capital propio de 10%, se tiene un VAN de
837 kUS$ y una TIR de 47%.
- 153 -
Precio Energía eléctrica
Tasa de descuento
Depredación
Horizonte evaluación
Tasa de impuesto
PCS Enap 6
Precio Fuel Oil Nº 6(1)
hv (20 bar, 212ºC)
hv (3,5 bar, 140ºC)
hAA (25ºC)
hAA (140ºC)
hAA (212ºC)
Eficiencia Enap 6 a vapor
Eficiencia Recuperador
Eficiencia ORC
150
10%
5
5
20%
43.124
631
2.800
2.733
105
590
908
83%
95%
15%
US$/MWh
Capital Propio
Años
Años
En este caso analizado no se utiliza
todo el calor generado, solo para precalentar el agua de uso a caldera o recuperador. Por eso el VAN es menor.
Aire precalentado
Se toma como base la Fundición 2.
Considerando una tasa de descuento de
capital propio de 10%, se tiene un VAN
de 11.555 kUS$ y una TIR de 190%.
KJ/kg
US$/TM
KJ/kg
KJ/kg
KJ/kg
KJ/kg
Generación de energía eléctrica
con OCR
%
Considerando una tasa de des%
cuento de capital propio de 10%, se tie%
ne un VAN de 1.516 kUS$ y una TIR
Tabla N° 10: Datos generales para flujo de caja. Fuente:
Elaboración propia
de –4%. Esto se preveía debido al alto
costo del equipo y la baja eficiencia de recuperación de calor (15%)
En la mayoría de los casos analizados el payback es de dos años, a excepción del Ciclo Orgánico de Rankine, que en 5 años no se alcanza a pagar, y del precalentamiento de aire, que se paga en menos de un
Inversión
Monto US$
año. Todo esto considerando valores Recuperador
1.180.000
determinísticos.
Generador de vapor
130.000
Bombas (2) BFW
52.000
Análisis de Riesgo
200,000
Se refiere al riesgo asociado a la Piping enchaquetado
114.000
evaluación económica. En las Fundi- Condensador
55.000
ciones de cobre el core-bussines no es la Desaireador
100.000
generación de energía, ni la recupera- Válvulas
250.000
ción de calor, por lo que ante proyectos Sistema de control
550.000
de características comparables, se opta- Instalación & puesta en marcha
235.000
rá por proyectos de mayor rentabilidad Pre-calentador de aire
Economizador
120.000
y que tengan retornos más rápidos.
Equipo OCR
3.000.000
El nivel de aversión al riesgo es alEstudios, permisos
30.000
to y se pide un retorno de la inversión
Contingencias
200.000
en lo posible no mayor a dos años.
Instrumentación
30.000
Debido a la variabilidad de los paCostos OP y mantenimiento
10% Inversión
rámetros de entrada se utiliza una moTabla N° 11: Datos inversión de equipos. Fuente: Elaboración
delación de Montecarlo vía @Risk, con propia
el objetivo de obtener mayor información acerca de los escenarios que se pueden presentar y el rango de valores que el VAN puede tomar.
- 154 -
Análisis de Riesgo
Dentro de los parámetros más volátiles, que se considerarán como variables inciertas, se tiene: calor generado, masa de vapor, precio del petróleo, monto de las inversiones,
eficiencia de los equipos. La energía eléctrica se mantiene fija suponiendo un contrato por
el periodo de análisis, es decir: 5 años.
Respecto al rango de variación de generación de calor, se considera una disminución
de concentración de SO2 de entrada hasta el límite auto-térmico. Los rangos son los considerados en la Tabla Nº 12.
Variable
Calor F1 ácido
Calor F2 ácido
Calor F3 ácido
Calor F1 gas
Calor F2 gas
Calor F3 gas
Precio Fuel Oil N° 6
η Recuperador y pre-calentador
η Equipo OCR
Inversión Vapor
Inversión Agua
Inversión Aire
Inversión OCR
Valor Mínimo
80.000
55.000
62.000
15.000
12.000
7.000
550
85
12
2.000
700
1.600
2.000
Valor Probable
263.902
183.466
203.820
48.282
40.089
22.853
631
95
15
2.891
776
1.847
4.711
Valor Máximo
270.000
190.000
205.000
49.000
41.000
23.000
700
99
18
4.000
2.000
3.500
5.200
Unidad
MJ/h
MJ/h
MJ/h
MJ/h
MJ/h
MJ/h
US$/TM
%
%
kUS$
kUS$
kUS$
kUS$
Tabla N° 12: Rango de datos de entrada. Fuente: Elaboración propia
Las variables de calor desde el circuito del ácido y calor de los gases calientes asimismo se les aplica una correlación de un 75% por estar directamente relacionadas. Considerando lo anterior, se infiere los siguientes comentarios a partir de la simulaciones
obtenidas, usando una distribución tipo Pert.
• Las variables con mayor incidencia en el análisis es la cantidad de calor generado,
y la inversión en equipos. En el caso de precalentador de aire, incide también el
precio del Enap 6.
• En general los escenarios que ya eran favorables, siguen siéndolos, con una pe-
queña posibilidad de tener un VAN negativo, aun cuando se ha castigado mucho
el costo de inversiones y calor generado.
• El VAN del OCR para generación de energía eléctrica sigue siendo negativo en la
mayoría del rango analizado, sin embargo hay una pequeña posibilidad de que de
positivo, y este radica básicamente en la disminución del costo del equipo.
• Debido a que prácticamente se ha abarcado escenarios extremos negativos en la
evaluación, se puede decir que con eso se cubre de mejor manera el riesgo en la
evaluación económica.
- 155 -
Generación de energía usando OCR
Las distribuciones del VAN obtenidas se observan a continuación.
Uso de vapor en un secador rotatorio indirecto
En este caso solo un 3,4% del VAN se torna negativo (Figura Nº 22).
Figura N° 24. VAN caso aire precalentado uso de @Risk. Fuente: Elaboración propia
Figura N° 22. VAN caso vapor uso de @Risk. Fuente: Elaboración propia
Agua precalentada para uso en caldera
El VAN negativo es menor a un 5,7%, sin embargo, la media es casi la mitad del valor probable, pero sigue siendo favorable la mayoría de las veces (Figura Nº 23).
Figura N° 23. VAN caso agua precalentada uso de @Risk. Fuente: Elaboración propia
En este caso el VAN sigue siendo negativo la mayoría de las veces, aun cuando se ha
considerado como valor mínimo de la inversión . La variable que más incidencia tiene
en el VAN es la inversión, seguida por la cantidad de calor que se genera. Ambas en este
momento perjudican la implementación de esta tecnología, el de las veces se obtiene un
VAN positivo (Figura Nº 25).
Figura N° 25. VAN caso generación de energía mediante OCR, uso de @Risk. Fuente: Elaboración propia
Aire precalentado para uso en secador de lecho fluidizado
El VAN no se hace negativo bajo ninguna combinación de variables analizadas por
lo que se presenta como una alternativa muy favorable (Figura Nº 24).
- 156 -
- 157 -
Conclusiones
1.
2.
3.
4.
El calor residual en plantas de ácido de tipo metalúrgicas es del orden de 2,9 GJ/
ton de ácido sulfúrico producido, para concentraciones de entrada de SO2 de un
10 a 11% aproximadamente.
Este calor corresponde en su mayoría al calor que se genera en el circuito del ácido sulfúrico concentrado, y en menor medida al calor que se genera en exceso en
la torre catalítica y que normalmente se libera mediante un enfriador de SO2.
En el estado de arte presentado existen alternativas de recuperación de calor patentadas con algunas referencias a nivel internacional, que da pie de la tendencia
actual en el esfuerzo de las plantas por bajar los costos de energía y aprovechar el
calor residual, algunas de estas tecnologías tienen aplicación en Chile, considerando los equipos que se utilizan en las Fundiciones nacionales.
Existen beneficios paralelos para la recuperación de calor residual, estos son; ahorro en energía eléctrica producto del no uso de ventiladores para enfriar el gas,
ahorro de agua que se utiliza en el circuito de agua de enfriamiento y que parte
se evapora en las torres de enfriamiento, ahorro de combustible por uso del vapor
generado. Algunos de estos beneficios no han sido cuantificados en este trabajo.
De los casos analizados, considerando como caso base la Fundición con menor
cantidad de calor generada, se observa que tanto el uso del calor para generar vapor, precalentar agua y precalentar aire son rentables, también el precalentamiento de agua de caldera favorece la formación de vapor, debido a que aumenta la
eficiencia del proceso.
En cambio la generación de energía eléctrica a partir de un Ciclo Orgánico de
Rankine, si bien es atractivo teóricamente, es inaplicable por los costos actuales
de los equipos, así como la baja eficiencia de transformación de energía térmica
en energía eléctrica.
5.
El análisis de riesgo de la evaluación económica mediante el modelo de Montecarlo reafirma lo obtenido en el flujo de caja determinístico, pero entrega una
mayor cantidad de información que permite conocer los rangos en que se pueden mover las variables del proyecto para evitar caer en insolvencia.
6.
Para un trabajo posterior, disponiendo de información más detallada y completa
de una Fundición en particular, se puede determinar el arreglo más optimo, considerando además el layout de la planta, los parámetros de diseño y datos reales,
tecnología utilizada, las interferencias, problemas operacionales, etc., y obtener el
mejor diseño para el uso eficiente de los recursos energéticos.
En este trabajo se ha mostrado una visión general amplia y global de los posibles
- 158 -
usos prácticos de la energía residual de las plantas de ácido sulfúrico en las operaciones de fundición, aspectos que determinan la cantidad de calor que se genera,
así como su cuantificación. Esto es aplicable en cualquier planta de ácido sulfúrico del tipo metalúrgica.
Referencias
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ULLMANN, Ullmann’s Encyclopedia of Industrial Chemistry, Vol A25, VCH Verlagsgesellschaft, 1994, 657
y 665 pp.
2.
LOUIE, Douglas K., Handbook of Sulphuric Acid Manufacturing, Second Edition, DKL Engineering, Inc.,
2008, 9 - 3,6,7,10,13 pp.
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4. DAS, Tandra. Achieve optimal heat recovery in a kettle exchanger [en línea] <http://www.hydrocarbonprocessing.com/Article/2986069/Achieve-optimal-heat-recovery-in-a-kettle-exchanger.html> [consulta: 30 Agosto 2014]
5. OUTOKUMPU Technology Gmbh, DAUM Karl, H.. The Lurec Process.
6. SCHLESINGER, Mark E., and et al., Extractive Metallurgy of Copper, Fifth Edition, Elsevier, 2011, Chapter
12.8.1.1.
7. DAVENPORT, William.G, KING, Matthew J., Sulfuric Acid Manufacture, Analysis, Control and Optimization,
First Edition, Elsevier, 2006, 33 y 318 p.
8. PERRY, Robert H., Manual del Ingeniero Químico, Sexta Edición, Mc Graw Hill, México, 1992.
9. UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA Sede Manizales, Termodinámica I [en línea] <http://www.virtual.unal.edu.co/cursos/sedes/manizales/4090002/html/pages/cap4/c4_1.htm> [consulta: 30 Agosto
2014]
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Nueva Planta
de Producción de Ácido
Sulfúrico en Uruguay
Por:
David Mardero
ISUSA – Agraciada
Uruguay
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Nueva Planta de Producción de Ácido Sulfúrico en Uruguay
1 - Introducción
Resumen
Industria Sulfúrica S.A., empresa pionera en la producción de ácido sulfúrico en el
Uruguay, decidió instalar una nueva unidad de producción a causa del aumento en la utilización de dicho producto por la industria y la fabricación de fertilizantes.
El incremento de dicho consumo fundamentalmente se debe a la instalación de nuevas plantas productoras de pasta de celulosa (UPM y Monte del Plata) y la expansión del
cultivo de la soja que requiere una fertilización rica en azufre.
Se desarrolló el proyecto para la construcción de una unidad de 300 TPD, ubicado
en Agraciada, en un área industrial que posee la empresa próxima al Puerto de Nueva
Palmira (14 Km), donde se producen fertilizantes fosfatados (SSP).
En esta región se encuentran ubicadas las plantas de pasta de celulosa, así como la zona agrícola más importante del país. El puerto de Nueva Palmira, apto para navíos de ultramar, recibe la materia prima.
Para este proyecto se decidió utilizar desarrollo de ingeniería propia y formular
las especificaciones de los diferentes equipos y elementos a utilizar. Se revisó la legislación pertinente y se consideraron los recursos naturales locales así como los económicofinancieros.
Se realizó el correspondiente estudio de impacto ambiental como lo fija la normativa
y se comenzó con la construcción de los diferentes equipos así como de las fundaciones y
locales necesarios.
El nuevo emprendimiento se ubica junto a una planta de producción de 120 toneladas por día de ácido sulfúrico, con 7 años en servicio, aprovechándose recursos existentes.
Se presenta la nueva planta, que comienza a funcionar en abril de este año, destacándose
información de diseño, equipos y montaje.
mento del rendimiento, por lo cual se ha incrementado el consumo de fertilizantes con
alto contenido de azufre que en su mayoría requieren de ácido sulfúrico en su elaboración: por ejemplo el superfosfato simple.
Nuestra empresa se instaló algunos años atrás en la zona de Agraciada con una Planta de ácido sulfúrico y de producción de superfosfato simple granulado a 15 Km. del
puerto de Nueva Palmira.
La Planta de ácido sulfúrico inicial se diseñó para abastecer la planta de fertilizantes y
un excedente para mantener un suministro parcial de UPM a través de Kemira.
Al instalarse Montes del Plata se incorpora otro consumidor al mercado para lo cual
se evaluó la posibilidad de incrementar la capacidad de producción.
1 - Introducción
La promoción de la forestación y el incremento de la producción de pasta de celulosa
en el Uruguay con la instalación de dos plantas: UPM de origen finlandés y Montes del
Plata de capitales chilenos (Arauco) y sueco finlandeses (Stora Ense) ha producido un aumento local del ácido sulfúrico de aproximadamente 50.000 ton. al año.
Ambas empresas están en Oeste de nuestro país. UPM sobre el río Uruguay en las
proximidades de Fray Bentos y puente internacional entre Argentina y Uruguay y Montes del Plata sobre el río de la Plata en la localidad de Conchillas a 200 km de la anterior.
Ambas empresas disponen de puertos tanto para la carga de la pasta de celulosa y terminal de líquidos donde pueden recibir los insumos necesarios para la producción, entre
ellos el ácido sulfúrico. Ambas empresa usufructúan del régimen de Zona Franca y todo
lo producido lo exportan utilizando madera nacional.
Además, se incrementó el cultivo de soja en el litoral del país llegándose a superar
el millón de ha. Este cultivo requiere como nutriente del azufre, para su desarrollo y au-
Se eligió montar una planta de 300 toneladas por día por las razones de mercado
anteriormente mencionadas y porque dentro de nuestra legislación ambiental. Para unidades hasta esa capacidad, se autoriza la simple absorción, siempre que las emisiones no
superen los 13 Kg. de SO2 por tonelada de ácido producido. Esta nueva unidad se instalaría al lado de la unidad anterior de 120 toneladas por día.
En el caso que fuese necesario el funcionamiento de las dos unidades en forma simultánea y la producción superase las 300 toneladas, la nueva unidad debería tener una
emisión no superior a la tecnología de doble absorción (4 Kg. de SO2 por tonelada de ácido producido).
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Ilustración 1: Locación
Combustión
Considerando esta posibilidad se estableció un sistema de lavado de gases con peróxido de hidrógeno, el cual es producido en la planta de Kemira que suministra productos químicos a UPM.
La nueva unidad de producción de ácido sulfúrico se diseñó con criterios convencionales ya probados basándose en las posibilidades de construir gran parte de los equipos en
el país para reducir costos de transporte e incluir el desarrollo de diseños propios.
La paleta mayor en el fondo y una más pequeña superficial. La fosa de fusión se alimenta con una cinta transportadora que descarga de dos tolvas de hierro, forradas de un
film polimérico para su protección, que son llenadas por palas cargadoras del depósito de
almacenamiento. Se trata de controlar la velocidad de la cinta transportadora para mantener el nivel de la fosa agregando de forma continua el azufre.
La fusión del azufre se logra con cuatro serpentines de caño de hierro de 2” en donde condensa vapor saturado a 4 bar de presión aproximadamente. (El azufre tiene 116ºC
de punto de fusión).
El área de calefacción utilizada es de 12 m2/ton/h. El azufre fundido pasa a una de
dos piletas de decantación. Una permanece en servicio y la otra en limpieza o espera.
De la fosa de decantación se pasa a una fosa pequeña con una bomba vertical que
puede enviar azufre directamente al horno o a un filtro de pulido. Luego del filtrado
se pasa a otra fosa similar que tiene otra bomba centrífuga vertical que bombea hacia el
horno.
Combustión
Se utiliza un horno cilíndrico horizontal con envolvente metálica, una capa de ladrillos aislantes (115 mm) y el interior de ladrillos refractarios de un 45% de Al2O3 (225
mm). El horno tiene un diámetro interior de 3 por 8 m., correspondiendo 0.2 m3/ton/día
o 6 ft3/ton/día (volumen del horno por toneladas de producción diarias de ácido).
Cuenta, además, con dos chicanas verticales, una de pasaje superior y otra de pasaje
inferior para crear turbulencias de mezcla para asegurar una completa combustión. Tanto
la parte metálica como los refractarios y su montaje fueron provistos por firmas locales.
El quemador de azufre es de diseño propio con pulverización por presión.
Ilustraciones 2 y 3: Vista general
2 - Ingeniería
La materia prima utilizada es el azufre sólido que se introduce vía camión desde el
puerto de Nueva Palmira, donde llega a través del transporte marítimo, a un depósito techado con una capacidad de 12000 ton.
Se trata de mantener la calidad del producto y minimizar el impacto ambiental. Es
un producto que se puede mantener a la intemperie pero en regiones con mucha lluvia se
requiere el tratamiento en la recolección de pluviales. El hierro en contacto con el azufre
y humedad (agua) se corroe.
Fusión
El azufre sólido se funde en una fosa octogonal, parcialmente subterránea, de hormigón armado forrada con ladrillos de campo interiormente. Dicha fosa está provista de
un agitador de 15 HP que gira a aproximadamente a 100 rpm con doble empaletado.
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Caldera
La caldera generadora de vapor es humotubular, suministrada por el fabricante Turboflow S.A. Uruguay, diseñada para una producción de vapor de 14.500 Kg./h, a una
presión de servicio solicitada de 30 bar, vapor saturado, presión de diseño 34 bar.
El cuerpo cilíndrico humotubular es de un paso con bypass del lado de gases para
poder controlarla temperaturas de salida.
Caldera de 14,5 ton/h de vapor (Turboflow) 7.856 kW
• Caudal gases 46 ton/h en 427 m2 de sup. calefactora
• Material SA 516 Gr 70 (envolvente y placas)
• Presión de trabajo de 30 bar (diseño 34 bar)
• Diámetro 3,30 m y largo 6,70 m (15 m3)
• Un solo pase (humotubular), dist. entre placas 4,80 m
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Economizador
Ilustración 6 : Economizador
Ilustraciones 4 y 5: Caldera
• 2 tubos centrales (by-pass) diám. 324 mm c/registro
• 502 tubos SA 106 Gr B diám. 60 mm
• Alimentación con 2 bombas centrífugas multietapa KSB de 18,6 m3/h con motores de 50 HP y 2900 rpm
• Bomba auxiliar o de emergencia reciprocante FMC
• Regulación de nivel por variación de frecuencia de motores de bombas de
alimentación
La caldera dispone de un tanque de agua de alimentación con una torre desaireadora para reducir el oxígeno disuelto y evitar el agregado de productos químicos. El agua de
reposición proviene de la condensación de vapor y de equipos de tratamiento.
Convertidor o reactor
Dividido en dos equipos cilíndricos verticales de 6 m. de diámetro en acero inoxidable ANSI 304. Esta disposición se eligió por problemas en el transporte y la posibilidad de
construcción en taller.
Convertidor 1: El primer reactor está compuesto por dos etapas de 6 m. de diámetro,
la primera se utiliza como filtro de gases con cuarzo partido de aproximadamente entre 6
y 8 mm y 500 mm de altura y la segunda la constituye la primera etapa de conversión con
14.400 litros de catalizador y 515 mm de altura.
Convertidor 2: El segundo reactor está compuesto por 3 etapas que constituyen de la
2ª a la 4ª etapa de catálisis correspondiéndole 18.000 litros a la 2ª etapa, 18.600 litros a la 3ª
etapa y 15.200 litros en la 4ª y última etapa.
La mitad superior de la última etapa lleva catalizador con promotores de Cesio para
mejorar la conversión total. El enfriamiento a la salida del segundo y tercer lecho se realiza por la inyección de aire.
La interconexión entre los dos convertidores se hace a través de un ducto que pasa por un sobrecalentador de vapor y de un intercambiador de calor de carcasa y tubos
(gas-aire) para enfriar los gases que salen de la primera etapa con el aire seco que va a la
combustión.
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Ilustración 7: Convertidores
Economizador
El enfriamiento de los gases a la salida de la conversión se realiza en un economizador que calienta el agua de la alimentación a la caldera. Se trata de cuatro haces de tubos
de área extendida fabricada con studded tubes (tubos pitoneados). Cada haz tiene 48 caños
pitoneados de 2” Sch. 80.
Torres de absorción y secado
Las dos torres son similares diferenciándose en los eliminadores de niebla y en los
orificios de los distribuidores ya que la torre de secado se diseñó para un menor caudal de
ácido.
Las torres están constituidas por una envolvente en acero con un doble revestimiento de ladrillos antiácidos de 50 mm de espesor de origen chino. El fondo y la parte cilíndrica por debajo de los soportes llevan triple revestimiento.
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Tratamiento de gases
Los soportes del relleno están formados por vigas que apoyan en dos muros con arcadas y en las paredes de material antiácido del revestimiento. El diámetro interno de la
torre en la zona del relleno es de 4,27 m. (14’).
Sobre las vigas se arman ladrillos cerámicos de 8” y sobre estos una fila de anillos de
partición de 6” en forma ordenada. Por encima de éstos se colocan 1,62 m. de sillas cerámicas de 3” luego, 0,86 m. de sillas de 2” y finalmente 0,3 m. de anillos Rasching cerámicos de 2” llegando justo al extremo de los tubos distribuidores.
Por arriba de los tubos distribuidores se colocan 0,3 m. de sillas cerámicas de 1,5” como relleno seco para retener el salpicado.
de 60 HP para la torre de secado. Se eligió la utilización de dos bombas para disponer de
repuestos comunes con las otras plantas.
Las cañerías son de acero inoxidable austenístico de alto contenido de silicio (ZeCor)
y fueron soldadas en sitio. Se utilizan válvulas mariposas de Lewimet (Lewis) para el control de flujo.
Se dispone de dos intercambiadores de calor de carcasa y tubos, uno para cada torre, de acero SX y tubos de Sanicro 28 para el enfriamiento del ácido. Se cuenta con un
tercer intercambiador de calor en Sanicro 28 para enfriar el ácido que va a los tanques de
almacenamiento.
Ilustraciones 9 y 10: Circuito de ácido
La distribución del ácido en la torre se hace con un sistema de tres canaletas con 152
tubos de distribución. Aproximadamente 10 puntos por metro cuadrado o 1 punto por
pie cuadrado. Los anillos Rasching –justo debajo de los tubos de ingreso de ácido a la torre– son para mejorar la distribución.
La torre de secado trabaja con un flujo de ácido sulfúrico 98,5% de 300 toneladas por
hora mientras que la de absorción con un flujo de 600 toneladas por hora.
La distribución del ácido en las
torres se hace por intermedio de 3 canales de Sanicro 28 con tubos de descarga en caño de 0,5” Sch. 40 del
mismo material.
El agua de enfriamiento proviene
de dos torres de enfriamiento Alpina de
plástico reforzado de 8.400.000 Kcal./h
de capacidad y 600 m3/h de caudal cada
una. Poseen ventiladores centrífugos de
Ilustración 11: Canaletas de distribución de ácido
4 m. de diámetro y 60 HP de potencia.
La dilución del ácido luego de la absorción se hace a la entrada del tanque de recirculación en un mezclador estático construido en PTFE.
Circuito de recirculación de ácido
La recirculación de ácido cuenta con un tanque de recirculación cilíndrico vertical
con envolvente metálico y forrado de ladrillos antiácidos. En la parte superior van instaladas dos bombas verticales Lewis, una 7H de 100 HP para la torre de absorción y una 6H
Tratamiento de gases
Para adecuar las emisiones a los valores exigidos por la normativa ambiental (300
ppm SO2) los gases desde la torre de absorción pueden ser tratados en una torre rellena
con soluciones de ácido sulfúrico diluido y peróxido de hidrógeno.
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Ilustración 8: Torres Absorción, Secado y Lavador
Condensador
La torre es de PRFV de 3,2 m. de diámetro con 2 m. de relleno de polipropileno de
2”. La parte inferior de la torre funciona como tanque de recirculación con una bomba
centrífuga de 30 HP. La distribución superior del ácido diluido se efectúa a través de ocho
sprays de 2”.
Se cuenta con un tanque de almacenamiento de 50 toneladas de capacidad de peróxido de hidrógeno al 40% del que se va
dosificando a la torre de lavado. El ácido diluido generado se envía al tanque de dilución
de ácido de la torre de absorción.
Condensador
El vapor expandido en las turbinas de los equipos anteriormente mencionados se
atempera, es decir, como es vapor sobrecalentado se le baja la temperatura a la de saturación y luego es enviado al aero-condensador donde es condensado y enfriado con aire.
El condensado se retorna al tanque de agua de alimentación de la caldera previo el
des-aireado.
Sistema de control
El sistema de control Scada, tiene capacidad
de control de 40 motores, 30 temperaturas, presiones, niveles caudales, etc.
Ilustración 12: Sistema de control
Sopladores
La planta cuenta con un soplador centrífugo principal
capaz de impulsar 58.040 m3/h de aire con una presión de
salida 0,3 bar a una velocidad máxima de 2.950 rpm.
El ventilado es de doble entrada para tener un empuje
axial bajo. El ventilador es movido por una turbina de vapor que funciona con el vapor generado en la caldera de la Ilustración 13: Soplador
planta a 30 Kg./cm2 y sobrecalentado en el sobre calentador
dispuesto entre 1ª y 2ª etapa del convertidor. La turbina tiene
la posibilidad de modificar la velocidad de giro.
Además, se dispone de un soplador adicional de lóbulos
de 25.000 m3/h de aire contra 0,3 bar, accionado por un motor eléctrico de 125 HP. Se utiliza para las puestas en marcha
y enfriamiento de la planta
cuando no se
dispone vapor.
Ilustración 14: Soplador de lóbulos
Electrogenerador
Adicionalmente, se dispone de un turbo-generador accionado por una turbina de
vapor, capaz de generar 500 kW, que utiliza el vapor sobrecalentado proveniente de la
caldera.
Ilustración 15: Electrogenerador
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Ilustración 16: Condensador de vapor
Tratamiento de agua
El suministro de agua se hace desde cuatro pozos y su calidad no la hace utilizable
sin tratamiento previo. Toda el agua de proceso, sea para diluir el ácido, su enfriamiento y alimentación de caldera se trata en una planta de ósmosis inversa con las siguientes
características.
• 2 equipos de OI de 15 m3/h de permeado c/u
• 70% de recuperación de agua
• Conductividad de salida de 7,5 μS/cm
• Cada equipo compuesto de 15 membranas
• Presión de trabajo 12 bar
• Tratamiento con anti-incrustante
• Filtros Multimedia previos
Puesta en marcha
Se tiene previsto poner en marcha la planta en los primeros días del mes de septiembre del corriente año.
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How to Effectively Manage and
Reduce Emissions in Sulfuric
Acid Plants Using State-of-theArt MECS® Catalysts
By:
Sarah Richardson, Senior Catalyst Product Engineer
& Andrea Trapet, Vice President of Catalyst
MECS Inc.
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Energy Savings and Reduced Emissions
Abstract
Major sulfuric acid plant producers worldwide have installed MECS® Catalyst
since the 1920s. Over the past 90 years, the dedicated Research and Development team
at MECS, Inc. (MECS) has evolved catalyst from pellets to energy-saving rings to lowemission cesium-promoted catalyst.
As energy savings and environmental concerns create new operational and design challenges for sulfuric acid plants, innovations in catalyst technology provide the
solution.
This paper will detail the MECS® Catalyst portfolio of vanadium-based and cesium-promoted catalysts for sulfuric acid, including the latest innovations, GEAR® catalyst and improved formulation cesium catalyst.
The benefits of lower SO2 emissions, increased acid production, energy savings, and
longer production cycles through utilization of these contemporary catalyst products will
be explored.
The effective performance of MECS® Catalysts will be highlighted through several
case studies that demonstrate low SO2 emissions.
This catalyst remained the industry standard until the 1960s, when MECS developed and introduced a new formula of catalyst designed specifically for the low SO2 and
kinetically-hindered conditions located in beds 3 and 4 of the standard sulfuric acid plant
converter.
The new catalyst provided higher activity per unit volume with the identical catalyst
dimensions and resulting pressure drop of the existing catalyst. The advent of this new
catalyst formula in the early 1960s marked a major improvement in the overall acid plant
process.
A Rich History of Catalyst Developments
Over the years, sulfuric acid has become the most widely used commodity chemical
in the world as the industrialization of nations progresses throughout the world.
Driving innovation in the sulfuric acid market since the 1920s, MECS remains the
industry leader in technology, engineering and equipment dedicated to sulfuric acid producer’s needs. Major sulfuric acid plants worldwide have installed MECS® Catalyst and
have benefited from the technical developments offered by MECS over the years.
With a comprehensive understanding of sulfuric acid plants, MECS product innovations and customer service offerings continue to provide benefits far beyond that of
catalyst. However, this paper will focus on the innovative developments in the MECS®
Catalyst product portfolio and provide case study documentation of these benefits.
Figure 1: MECS® Sulfuric Acid Catalyst Research Laboratories, circa 1950s and present
Platinum to Vanadium
Sulfuric acid catalyst history began with platinum-based catalysts which were expensive, unreliable, and easily poisoned.
Through a partnership in Research & Development between various independent
entities and corporations (to include MECS), a new vanadium-based catalyst formula
was developed.
The first installation of MECS® Catalyst occurred in 1925 when a vanadium-based,
pellet-shaped catalyst was shipped to the Monsanto Chemical Works plant in Sauget,
Illinois.
Energy Savings and Reduced Emissions
Due to major societal concerns regarding the environment and energy consumption
in the 1970s, the industry began to focus on technology and products that could respond
to these challenges.
MECS offered a catalyst solution in the form of a larger diameter pellet and then a
new type of catalyst shape, called a “Raschig” ring. These catalysts lowered pressure drop
across the converter and provided higher activity. In addition, MECS focused on reducing acid plant costs by developing more robust catalysts offering lower screening losses.
The 1990s saw an increased need for production efficiency and reduced SO2 emissions. MECS responded to these needs with the introduction of a cesium-promoted catalyst, which took advantage of the low temperature properties of the cesium promoter at
an acceptable cost.
This catalyst generated excellent SO2 conversion at bed inlet temperatures from 55
to 75°F (30 to 40°C) lower than conventional catalysts.
The low temperature activation allowed for new acid plant designs with dramatically lower SO2 emissions as well as improving the conversion performance of existing
double and single absorption acid plants.
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Developments for the modern plant
MECS® Catalyst Research and Development continued to innovate in the form of
shape modifications and formula enhancements.
Ribbed ring catalysts, with much lower pressure drop characteristics, as well as increased activity offered by a larger surface area, were developed for both the vanadiumbased and cesium-promoted catalyst formulas.
The ribbed ring products quickly became the industry standard due to their high
performance and low pressure drop. With these introductions, MECS offered sulfuric
acid plant producers a strong portfolio of catalyst products with benefits applicable for a
multitude of operating requirements.
The extended production campaign offers savings to sulfuric acid plants including
extended plant up-time, increased acid production, lower catalyst replacement costs, and
lower maintenance and operating costs.
Figure 2: MECS® Catalyst Shapes, left to right, GEAR® hexa-lobed ring, XLP ribbed ring, LP ring, and Pellet
Developments for the modern plant
With a continued focus on energy savings and performance improvement, MECS
expanded their catalyst portfolio yet again in 2011.
MECS is the only catalyst manufacturer to offer GEAR® Catalyst utilizing a unique
hexa-lobed ring shape which, combined with an improved catalyst formula, has demonstrated better conversion performance, lower pressure drop and improved dust handling.
By geometrically optimizing the catalyst shape, GEAR® Catalyst offers more surface area for access to active sites than any other catalyst on the market.
In addition, when loaded into a catalyst bed, the hexa-lobed ring shape creates a catalyst bed configuration which increases spacing between the catalyst rings, lowering pressure drop significantly over other manufacturer’s catalyst.
Compared to standard ribbed ring or daisy-shaped catalyst, GR-330 GEAR®
Catalyst offers approximately 10 to 15% lower pressure drop at plant start-up (clean pressure drop).
As the plant continues to operate, dust accumulates in the upper passes, creating the
possibility of increased pressure drop across the converter.
The unique hexa-lobed ring shape provides superior dust handling capability; thus,
over time, the pressure drop benefits expand, reaching a potential of approximately 30%
less pressure drop after 24 months of service.
This typically translates into between two to six months of extended operating time
before the system pressure drop reaches the plant blower limit.
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Figure 3: Lower Pass 1 Pressure Drop over Time with GEAR® Catalyst
Lower operating costs can be illustrated in the energy savings estimated realized by
various acid plant types.
A typical 200 MTPD Spent Acid Regeneration Plant (SAR), using GEAR® Catalyst
in place of daisy-shaped catalyst in pass one, over a two year screening schedule, can save
over 2,000 USD per year, which equates to more than 4,000 USD over the two year
turnaround cycle.
A much larger typical Sulfur Burning plant of 2000 MTPD could save over 17,000
USD per year with close to 35,000 USD of estimated savings over the two year screening cycle.
Finally, a typical Metallurgical sulfuric acid plant producing 3500 MTPD can expect
to save almost 60,000 USD over the two year cycle. All of these calculations are based on
an estimated 10 US cents per kilowatt hour electricity cost.
Plant Type
Plant Size
Spent Acid
Regeneration
Sulfur Burning
Metallurgical
200 MTPD
Estimated Energy
Savings (USD/yr)
$ 2.200
2000 MTPD
3500 MTPD
$ 17.000
$ 28.000
Figure 4: Pass 1 Energy Savings Case Study, GR-330 vs. Daisy-Shaped Catalyst
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Innovative New Product Introductions
Application at Fluorsid II
These benefits are currently being enjoyed by the Fluorsid II Sulfuric Acid Plant in
Italy. This plant selected GEAR® Catalyst with Super Cesium SCX-2000 in the final
pass for their recent new plant designed by MECS.
After a smooth start-up in 2013, MECS technicians visited the plant to perform a
PeGASyS (MECS proprietary Portable Gas Analysis System) test, to evaluate the plant
performance on a pass-by-pass basis.
At Fluorsid, the PeGASyS test demonstrated that the GEAR® Catalyst pressure drop
after 10 months of service was lower than typical daisy-shaped catalyst at clean pressure
drop. Pass 1 showed no pressure drop build-up after 10 months of operation.
In many cases, blower capacity or plant emissions permit levels can limit the plant’s
ability to achieve increased output. With the GEAR® cesium catalyst, GR-Cs, as a replacement for vanadium catalyst, a plant can increase converter performance while limiting additional emissions or avoiding excessive load on the blower.
Plant Type
Plant Rate (MTPD)
Inlet SO₂ (%)
Pass 1 dP (mm w.c.)
Pass 2 dP (mm w.c.)
Pass 3 dP (mm w.c.)
Pass 4 dP (mm w.c.)
Total dP (mm w.c.)
Start-Up
(August 2013)
411
11
90
70
105
90
355
Start-Up Values
Normalized
448
10.95
105
82
123
105
414
PeGASyS
(June 2014)
448
10.95
102
92
133
122
449
Figure 5: Fluorsid II Converter Pressure Drop Data
Innovative New Product Introductions
An interesting extension of the unique GEAR® Catalyst benefits is offered for customers who would benefit from combining the low temperature benefits of cesium-promoted catalysts with a GEAR® catalyst shape.
An example would be an existing acid plant with the following challenges:
• High dust contamination in the gas stream (such as metallurgical plants or sulfur
burning plants with varying quality of sulfur in the feed) or
• Desire to increase throughput without increasing pressure drop or emissions
The demonstrated superior dust handling provided by the hexa-lobed ring shape of
the GEAR® Catalyst, especially in pass 1, inspired the addition of GEAR® cesium catalyst, GR-Cs, to the MECS® Catalyst portfolio.
Sulfuric acid plant converters operating with lower bed inlet temperatures have the
opportunity to upgrade to GEAR® cesium catalyst for energy savings and excellent dust
handling.
Increasing throughput in an existing plant is often a balance, requiring the process
engineer to decide whether additional production is worth the higher energy cost or additional emissions.
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Figure 6: GEAR® GR-Cs Catalyst
The most recent product enhancement developed by MECS® Catalyst Research
and Development is a minor, but high activity boosting modification to the well-established Super Cesium SCX-2000 cesium catalyst formula.
This proprietary formula improvement positively affected the SCX-2000 cesium
catalyst activity, offering customers higher performance in the fourth and fifth converter
passes.
The improved formula SCX cesium catalyst allows a customer to achieve lower SO2
emissions through higher catalyst activity and better conversion or the ability to operate
at a lower bed inlet temperature of 385°C (725°F).
A laboratory case study illustrates the advantages of improved formula super cesium
catalyst. Extensive lab data on improved formula SCX indicates that it will accomplish
the same SO2 emissions with less catalyst required, equaling a reduction of approximately 10 liters less SCX catalyst per ton of acid produced.
In this way, the customer can save on catalyst costs. If lower emissions are preferred,
lab data confirms that, based on the same process conditions as above, improved formula
SCX will accomplish approximately 80 ppm less SO2 emissions than the former SCX
formula at the same catalyst loading.
The new formula SCX cesium catalyst is available to MECS sulfuric acid catalyst
customers now.
Installation in two test cases is scheduled in 2014. These test cases will confirm the
additional catalyst activity in an actual plant environment and both cases allow comparison directly with existing cesium-promoted catalyst. When available, test case results can
be obtained by contacting the authors.
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PCS Aurora – Exceeding Design Capacity and Environmental Footprint Reductions
ry costs, and increasing flexibility for unexpected replacement requirements for all standard (XLP) and high performance (GEAR® series) applications.
In applications where the use of cesium-promoted catalyst offers the activity
and performance needed to achieve more activity with less catalyst, producers rely on
MECS® Cesium Catalysts, especially the improved formula Super Cesium SCX-2000.
Many years of reliable catalyst performance, excellent sales support, and confidence
in MECS technology influenced PCS Phosphate Company, Inc. in Aurora, North
Carolina to load only MECS® Catalyst into their new mega-sized sulfur burning plant
project, Plant No. 7, which started up in 2010.
PCS Aurora – Exceeding Design Capacity and Environmental Footprint Reductions
When PCS Phosphate Aurora, a subsidiary of fertilizer giant Potash Corporation of
Saskatchewan Inc., launched their 4082 MTPD (4500 STPD) sulfuric acid plant project,
they knew it would be the largest in North America.
They chose MECS to do the design and installed MECS proprietary equipment
such as a ZeCor® Final Tower, UniFlo® Acid Distributors, Brink® Mist Eliminators,
and MECS® Catalyst. In addition, they selected a design with the MECS® Heat
Recovery System (HRS™) technology (see page 140), increasing steam generation and
efficiency as well as lowering operating costs.
For example, using the steam recovered from the sulfuric acid process saves the
cost of coal that would have been burned on-site to produce electricity and reduces PCS
Aurora’s carbon footprint by 800,000 tons per year.
Proven MECS® Catalyst Excellence – Client Case Studies
The GEAR® and SCX-2000 innovations join the rest of the MECS portfolio offering catalyst solutions to major sulfuric acid producers placing their confidence in MECS
technology and know-how.
The sulfuric acid industry catalyst workhorse is the MECS® XLP catalyst, a vanadium-based catalyst installed in hundreds of plants worldwide.
MECS is unique in proving that XLP and GEAR® are sulfuric acid catalysts that
can be applied in all passes, thus simplifying maintenance complexity, reducing invento-
Another environmental benefit was achieved with the MECS® Catalyst installed in
this large sulfuric acid plant project.
As the size of sulfuric acid plant projects increases, these large plants and resulting
large converters offer challenges such as effective gas distribution, SO3 removal and SO2
emissions.
Because of MECS’ extensive design experience and practical sulfuric acid plant
knowledge, MECS is a preferred partner for these mega-projects, with over 30 plants
designed exceeding 3000 MTPD sulfuric acid production.
With an in-depth understanding of the challenges of large scale converter design,
MECS is able to provide the most efficient combination of converter engineering and
catalyst selection to customers.
In the case of PCS Phosphates in Aurora, the standard catalyst combined with SCX2000 in the final pass offered low pressure drop and high conversion.
Measured SO2 emissions were 75% of the maximum allowable level at 105% of the
sulfuric acid plant design capacity. Not only was the plant able to run higher production
than name plate, but SO2 emissions were well below the requirement.
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Figure 7: Improved Performance of SCX-2000 Super Cesium Catalyst
Design
Plant Capacity
SO₂ Emissions
Demonstrated
4.082 MPTD (4500 STPD) 4.282 MTPD (4500 STPD)
1,00 kg/MTPD
(2,00 lbs/STPD)
0,725 kg/MTPD
(1,45 lbs/STPD)
Figure 8: PCS Aurora Plant No. 7 Performance Results
Fluorsid I and II – Capital Expenditure Reduction while Meeting All Criteria
Low SO2 emissions and higher production than name plate were also design criteria
for the Fluorsid II Plant mentioned earlier in this paper.
Fluorsid returned to MECS for their new plant design after successfully operating
Fluorsid I with MECS® Sulfuric Acid Technology for several years.
For Fluorsid II, the company wanted to maximize acid production, minimize SO2
emissions, and reduce capital expenditures by reusing the Plant I converter design. This
requirement meant that there was no flexibility to add converter passes or additional catalyst in the new plant.
In order to achieve higher production and lower emissions with a set converter size
and fixed catalyst volumes, MECS knew that Fluorsid II needed high performance catalyst. The premium GEAR® Catalyst combined with high-activity Super Cesium SCX2000 catalyst offered exactly the required characteristics to meet Fluorsid’s stringent design criteria.
Specifically, Fluorsid requested that MECS offer them the ability to produce 10%
more sulfuric acid than the design capacity.
After optimizing the catalyst design using the same converter specifications as the
previous plant, MECS was satisfied and Fluorsid was delighted when they were able to
run at 110% of design capacity with low pressure drop.
The Fluorsid SO2 stack analyzers showed lower SO2 emissions than permitted, thus
illustrating the ability of MECS to meet customer’s unique design challenges.
Enami – Local Service, Expert Analysis and Proven Performance
Holtec, as many other MECS agents throughout the world, have a very close relationship with MECS. Holtec employees participate in training at MECS facilities and
are in constant communication with MECS experts and process engineers.
In addition, one of Holtec’s most senior managers is a former MECS process engineer and brings strong experience and technical expertise to customers in Latin America.
Local support and excellent customer service are MECS benefits appreciated by
Enami, and illustrated in a recent PeGASyS (Portable Gas Analysis System) visit to the
Enami plant site.
Enami requested and received PeGASyS testing as part of their MECS catalyst order. Enami knew that MECS proprietary PeGASyS testing would provide an all-encompassing view into the gas side of their two sulfuric acid plants, which are connected to
metallurgical plants located in Paipote, Chile.
Enami was interested in the ability of the PeGASyS test to evaluate the performance
of the catalyst beds and the acid plant heat exchangers.
Plant 1 was conducting PeGASyS testing as part of their routine maintenance planning and Plant 2 was evaluating the performance of their recently installed MECS®
Catalyst (XCs-120 and XLP-110), which was installed to improve conversion.
Enami – Local Service, Expert Analysis and Proven Performance
Unique challenges exist when dealing with single absorption catalyst plant technology such as is installed at Enami in Chile.
While many companies have converted to higher performing double absorption
technology, there are also companies who are satisfied with single absorption converter
efficiency or who have installed a MECS DynaWave® wet gas scrubber in order to meet
more stringent SO2 emissions requirements.
Enami is in the former category, having worked together with MECS and MECS’
local agent in Chile, Holtec Ltda, to maximize plant efficiency and reduce emissions.
During the visit by the MECS technician, multiple sets of PeGASyS converter data
were collected from each plant. The results for each set of data gathered are presented to
the PeGASyS customer as part of a report which, among many other items, shows the
conversion profile for all of the catalyst beds.
The availability of this detailed information is due to the use of portable gas chromatographs for sample testing. The converter gas samples are taken at the inlets to the
various catalyst beds to allow for maximum gas mixing.
The PeGASyS data collected from the Enami converters was then modeled using
the proprietary MECS computer simulation program. The results of these simulations
are included in the customer’s PeGASyS report.
The simulations generate an estimate of the conversion effectiveness of each catalyst bed at the given inlet temperatures. The effectiveness takes into account not only the
activity of the catalyst, but also the effects of gas distribution, temperature measurement
and the mechanical condition of the equipment.
The results of these simulations were utilized to generate the conclusions regarding
the performance of each sulfuric acid plant which are presented in the customer report.
In Enami’s case, the PeGASyS test offered the opportunity to confirm the performance of their existing catalyst in Plant 1 and their new MECS® Catalyst in Plant 2 and
to check for possible heat exchanger leaks.
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The Plant 2 PeGASyS results showed improved conversion at a higher production
rate with the new MECS® Catalyst. The PeGASyS results indicated that the plant was
operating at the design rate of 756 MTPD (833 STPD) with conversion of 96.1%, slightly higher than design.
MECS calculations show that optimizing the bed inlet temperatures may result in
even better conversion and this information is shared with the customer through the
PeGASyS report and technical discussions. PeGASyS showed no indications of heat exchanger leaks in Plant 2.
Plant Capacity
Conversion
Design
756 MPTD (833 STPD)
96%
Demonstrated
758 MTPD (836 STPD)
96.1%
Figure 9: Enami Plant 2 Results
The PeGASyS report provides specific recommendations for activities to implement
immediately such as catalyst pass inlet temperature optimization and suggested items to
be scheduled during the next planned turnaround such as heat exchanger inspection or
catalyst screening.
When customers implement PeGASyS recommendations for pass temperature optimization, they are likely to see a marked improvement in acid production and/or a reduction in plant emissions.
These improvements are illustrations of the ability of MECS to offer sulfuric acid plants more than an optimized catalyst product portfolio. MECS’ offering extends to
services, technology and products.
Summary
MECS is known for its proven sulfuric acid catalyst portfolio and catalyst designs
based on practical experience and extensive plant knowledge. But MECS offers the client more than just catalyst.
MECS offers world-class knowledge of sulfuric acid, innovative technologies and
proprietary products for the entire acid plant. Local, personalized service and technical
services are also offered for troubleshooting, maintenance, training and optimization, as
well as maintenance planning support.
MECS offers everything the client needs to achieve optimal sulfuric acid plant
performance.
Tailor-Made
Catalyst Solutions to Meet
the Demands for Lower
SO2 Emissions
By:
Osman Chaudhry
Haldor Topsoe A/S
Lyngby – Denmark
Copyright © 2014 MECS, Inc. All rights reserved. The DuPont Oval Logo, DuPont™, The Miracles of Science™ and all products denoted with a ® or ™ are trademarks or registered trademarks of E. I. du Pont de Nemours and Company or its
affiliates.
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- 187 -
Abstract
In 1996, Topsoe introduced a new cesium-promoted vanadium catalyst, VK69, designed for operation in the pass(es) after the intermediate absorption tower in double absorption plants.
The high activity of VK69 opens opportunities for a reduction of more than 50% in
SO2 emissions from existing double-absorption plants or, alternatively, the acid production rate can be boosted by 15-20% without increasing SO2 emissions.
Today, 15 years later, Topsoe has close to 100 installations with VK69. However, still
more stringent regulations are being placed on the sulfuric acid industry to lower SO2
emissions.
Topsoe has responded to these challenges by developing a new sulfuric acid catalyst
designated VK-701 Leap5™.
This catalyst was introduced to the market in 2010. VK-701 Leap5™ is based on a
novel technology which circumvents the internal transport deficiencies of existing commercial sulfuric acid catalysts and thereby offers exceptionally high activity in strong
gases.
SO2 emissions from existing four-bed single-absorption sulfuric acid plants can typically be reduced by 30-40% by loading VK-701 Leap5™ in the final pass compared to a
standard potassium-promoted catalyst. SO2 emissions from the most efficient doubleabsorption plants already operating with VK69 can typically be further reduced by up to
40% when loading VK-701 Leap5™ in the third pass of a 3:1 plant.
It is now possible to achieve in the order of 50 ppm SO2 emissions in the stack depending on plant layout. For existing plants the reduced SO2 emissions achievable with
VK-701 Leap5™ provides an attractive alternative to investing in a caustic or hydrogen
peroxide scrubber.
Even for plants equipped with tail-gas scrubbing, VK-701 Leap5™ can be a cost-efficient way of reducing chemical consumption for the scrubber unit.
1 - Introduction
2.1 - VK38
• Requires less capital than installing a scrubber
• Requires no additional process chemicals
• Generates no waste or by-products to dispose of
In 1996, Topsoe introduced a cesium-promoted vanadium catalyst, VK69, designed
for operation in the pass(es) after the intermediate absorption tower in double absorption
plants.
The high activity of VK69 opens opportunities for a more than 50% reduction in
SO2 emissions from existing double-absorption plants or, alternatively, the acid production rate can be boosted by 15-20% without increasing SO2 emissions. Today, 15 years
later, Topsoe has over 100 installations with VK69.
However, still more stringent regulations are being placed on the sulfuric acid industry to lower SO2 emissions. Topsoe has responded to these challenges by developing
a new sulfuric acid catalyst designated VK-701 Leap5™.
This catalyst was introduced to the market in 2010. VK-701 Leap5™ is based on a
novel technology which circumvents the internal transport deficiencies of existing commercial sulfuric acid catalysts and thereby offers exceptionally high activity at low temperatures in strong gases.
2 - Topsoe’s sulfuric acid catalysts - the VK series
2.1 - VK38
VK38 is the classic all-round sulfuric acid catalyst. A high activity is provided in the
entire range of operating conditions, and VK38 gives an excellent performance wherever
placed in the converter.
The VK38 will operate continuously from 400°C to 630°C, while peak temperatures as high as 650°C will not harm the catalyst. At the other end, the VK38 features an
ignition temperature as low as 360°C for fresh catalyst, which leaves the operator with
ample operational flexibility.
For many years, sulfuric acid producers all over the world have met ever more strict
environmental regulations to reduce SO2 emissions enforcing the sulfuric acid industry
to implement new solutions in the sulfuric acid plants in order to comply with the new
SO2 emission targets.
For decades, Haldor Topsoe A/S (Topsoe) has responded to this challenge by continuously improving the range of VK sulfuric acid catalysts and providing tailor-made
catalyst solutions to meet the demands of the sulfuric acid producers for lower SO2 emissions. Reducing emissions through catalysis:
2.2 - VK48
VK48 is a high-vanadium version of the standard VK38 catalyst and is tailored for
maximum activity in highly converted gasses, i.e. a high SO3/SO2 gas environment.
Where the process gas contains large amounts of SO3, such as the last passes in a
single absorption plant or the third pass of a 3+1 double absorption plant, VK48 has a 2030% higher activity than VK38.
The higher activity has been achieved not only by increasing the vanadium content,
but also by changing the composition of the active phase.
- 188 -
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2.5 - VK-701 Leap5™
2.3 - VK59
VK59 is a cesium-promoted catalyst developed especially for operation in medium
to high strength SO2 + SO3 gases at temperatures down to 370°C. This low temperature makes it possible to accommodate high SO2 concentrations inlet the first pass without exceeding the maximum outlet temperature of 630°C.
In addition, the low ignition temperature of just 320-330°C makes VK59 very effective in accelerating plant start-up, meaning faster and cleaner start-ups.
The ability to start from a very low temperature provides a significant extension of
the period in which auto-thermal plant restart can occur after for instance an interruption of the feed gas supply.
• More than a 50% reduction in SO2 emission from existing double-absorption
plants
• The possibility of a significantly increased production without increasing SO2
emissions
• Possibility for SO2 emissions of 50 ppm or lower from new or revamped plants,
eliminating the need for tail gas scrubbing
Today, VK69 is installed in close to 100 converters worldwide, and feedback from
the users has clearly verified its advantages. The purpose of the majority of the VK69 installations is reduced SO2 emissions, due to tightening of emission regulations and increased production rates while maintaining or improving the SO2 emissions.
2.5 - VK-701 Leap5™
Haldor Topsoe’s new sulfuric acid catalyst VK-701 Leap5™ has been developed and
optimized for operation in converted strong gasses. At these conditions, VK-701 Leap5™
shows significant activity advantages compared to existing potassium- and cesium-promoted catalysts.
The major leap in activity for VK-701 Leap5™ is primarily due to a high fraction of
vanadium in the active oxidation state V5+. At operating conditions several vanadium
species are present; but only oxidation state V5+ is active in the catalytic cycle.
The high V5+ level in VK-701 Leap5™ has been brought about through physical as
well as chemical changes compared to Topsoe’s existing catalysts.
The increased content of vanadium in oxidation state V5+ results in a superior activity for VK-701 Leap5™ compared to VK48 and VK59 throughout the entire temperature range. The high activity offered by VK-701 Leap5™ presents new conversion opportunities for any single- and double absorption plants:
Figure 1. Topsoe’s VK catalyst history in brief
Single absorption plants
• Reduce SO2 emissions by up to 40% by loading VK-701 Leap5™ in the final pass
Double absorption plants
• Cut SO2 emissions by up to 70% in 3+1 plants by replacing the third and fourth
passes with VK-701 Leap5™ and VK69 respectively
• Cut SO2 emissions by up to 40% in 3+1 plants operating with VK69 by replacing the third pass with VK-701 Leap5™
• Achieve as low as 50 ppm SO2 emission from existing 3+1 plants
• Achieve new plant designs with as little as 20-50 ppm SO2 emission
2.4 - VK69
VK69 is developed for operation under low SO2 conditions following the inter-pass
absorption tower in double absorption plants. It combines high vanadium content with a
revised balance of its alkali-metal promoters.
VK69 is manufactured in a unique 9 mm Daisy shape. This provides a very high
surface area, which is important for efficient SO2 conversion in the passes following the
intermediate absorption tower.
The high void fraction of the 9 mm Daisy shape ensures that this occurs while
maintaining a low pressure drop. The extremely high activity of VK69 in the entire temperature range naturally provides a number of options for improved performance of existing double-absorption plants and in the design of new acid plants:
For existing plants, the reduced SO2 emissions achievable with VK69 and VK-701
Leap5™ catalysts provide an attractive alternative to investing in a caustic or hydrogen
peroxide scrubber.
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3.1 - Southern Peru Copper Corporation, Case Story
Even for plants equipped with tail-gas scrubbing, the use of VK-701 Leap5™ catalyst
can be a cost-efficient way to reduce consumption of chemicals for the scrubbing.
3. Industrial experience with VK69
2.6 - Example: Reduced emissions from a double-absorption plant
The SO2 emissions from an existing double-absorption plant can be reduced by
50% loading VK69 in the final pass and even further by also loading VK-701 Leap5™ in
the third pass.
Layout: 3:1 double-absorption plant
SO2 source: Burning of elemental sulfur
Feed gas: 11% SO2, 10% O2
Catalysts in beds 1/2: VK38 / VK38
Conversion outlet bed 2: 88.5%
Table 1. Performance of VK69 and VK-701 Leap5™
in a 3:1 double-absorption plant
Bed 3
Catalyst
VK48
VK48
VK-701
Leap5™
Inlet temperature (°C)
440
440
423
Outlet temperature (°C)
461
461
447
95.45
96.43
VK38
VK69
VK69
425
395
395
The performance of VK-701
Leap5™ and VK69 is compared to
standard catalysts in Table 2.1.
With standard potassium-promoted VK48 in bed 3 and VK38 in
bed 4, the overall conversion of the
plant is 99.85%, corresponding to
200 ppm SO2 in the stack gas.
The feed gas to the fourth pass
contains about 0.6% SO2 in this
example.
3.1 - Southern Peru Copper Corporation, Case Story
At the end of 2009, Haldor Topsoe did an extensive catalyst study at Southern Peru
Copper Corporations acid plant 2 (AP2) with the aim to obtain operation at design capacity and to reduce the SO2 emissions.
An intensive investigation of the plant performance was carried out by means of
Topsoe’s TOPGUN service (TOpsoe’s Portable Gas analysis UNit), evaluation of operating data and activity testing of spent catalyst.
The TOPGUN measurements confirmed low performance of all beds resulting in
a conversion below the design of 99.85%. Further, it was verified that no leaks existed
in the heat exchangers, but measurements around bed 4 showed an increase in the SO2
concentration, indicating a leak, most likely from the start-up line.
The TOPGUN results were confirmed by activity testing of spent catalyst samples.
A reduced catalyst activity was found, mainly in the samples from bed 1 and bed 4.
Based on the output of the catalyst study, a custom-made catalyst loading was designed as shown in Table 2.
If higher conversion is required, the first choice is to replace
Overall conversion (%)
99.85 99.92
99.95
the VK38 in bed 4 with cesium200
100
64
SO2 in the stack (ppm)
promoted VK69, which is optimized for the final pass of double-absorption plants, and reduce the inlet temperature to
395°C. This cuts the SO2 emission to 100 ppm.
A further reduction in SO2 emission can be accomplished by replacing the VK48 in
bed 3 with an equal amount of VK-701 Leap5™ and operating the bed at an inlet temperature of 423°C. Due to the higher activity of the VK-701 Leap5™, the SO2 content in the
feed gas to bed 4 is reduced to 0.47%, and the overall conversion is increased to 99.95%.
The 64 ppm SO2 in the stack achieved with a combined VK-701 Leap5™/VK69 loading corresponds to a 36% reduction compared to the VK48/VK69 loading and as much as
68% reduction compared to a loading of conventional VK48/VK38 catalyst in beds 3 and 4.
This included installation of fresh cesium-proBed
Catalyst type
Catalyst age Volume, m³
moted VK59 catalyst in the
1 VK59, 12 mm Daisy
2010
30
first bed in order to accomVK38, 12 mm Daisy
2010
60
modate up to 13% SO2 in
Existing catalyst, non-Topsoe
2007
50
the feed gas.
2 Existing catalyst, non-Topsoe
2007
158
Further, the VK59
3 VK48, 12 mm Daisy
2010
60
would improve the opExisting catalyst, non-Topsoe
2007
117
erational flexibility of the
4 VK69, 9 mm Daisy
2010
90
plant, which was critical to
Existing catalyst, non-Topsoe
2007
133
AP2 due to the variation in
the inlet gas conditions. In bed 3, a partial replacement of the catalyst was made, and in
bed 4 the high active cesium-promoted VK69 catalyst was installed in the top of the bed
in order to improve the conversion to 99.85%.
In August 2012, a new TOPGUN analysis was performed in AP2. The TOPGUN
measurements confirmed that the modifications carried out during the shutdown in
2010 significantly improved the performance of AP2.
In particular, conversion across the beds having undergone partial change of catalyst
back 2010 had increased, which was directly observable as a significant increase in overall
conversion of the plant; see Table 3 for 2010 and 2012 TOPGUN results, respectively.
- 192 -
- 193 -
Conversion outlet bed 3 (%) 95.45
Bed 4
Catalyst
Inlet temperature (°C)
Outlet temperature (°C)
442
413
409
Table 2. Catalyst loading in August 2010
4. Conclusion
Based on the TOPGUN mea- Table 3. SO2 conversion and stack emission during
surements, it was possible to esti- TOPGUN measurements of AP2 in 2010 and 2012
TOPGUN TOPGUN
mate the overall conversion at 100%
2010
2012
production.
99,83
The conversion at full capac- Overall conversion efficiency [%] 99.37
1.021
216
ity was calculated to 99.81%, which SO2 emission in stack [ppm]
3.230
was just short of the predicted value Production, 100% H2SO4 [MTPD] 3.768
back in 2010 of 99.85%.
However, it is worth mentioning that the TOPGUN analysis also revealed the presence of a bypass allowing around 2% of the unconverted feed gas to shortcut into bed 4.
If the contribution from the bypass is removed in the simulation, the overall conversion of the plant reaches 99.89%, slightly above the 2010 prediction.
The catalyst loading from 2010 resulted in a significant reduction of SO2 emissions.
Since 2010, the plant has been operating with both improved pressure drop and significant reduction in SO2 emission.
40% Of bed 1 was replaced with fresh VK catalyst in 2012 and at the end of 2012,
the plant was operating at a conversion above 99.80%, but even higher conversion could
be achieved if leaks were identified and repaired.
TOPGUN measurements performed in mid-2014 showed that the conversion had
fallen below the design. Further analysis also revealed some uneven flow distributions
and incomplete catalyst loading.
Southern Peru Copper
Table 4. SO2 conversion and stack emission during
TOPGUN measurements of AP2 in 2010, 2012 and 2014
Corporation is currently
TOPGUN TOPGUN TOPGUN
looking into these issues
2010
2012
2014
in order to reach the origOverall conversion efficiency [%] 99.37
99,83
99.63
inal conversion. See Table
1.021
216
511
SO2 emission in stack [ppm]
4 for 2010, 2012 and 2014
3.768
3.230
3.617
Production, 100% H2SO4 [MTPD]
TOPGUN results.
For existing plants, the reduced SO2 emissions achievable with VK-701 Leap5™
provide an attractive alternative to investing in a caustic or hydrogen peroxide scrubber.
Even for plants already equipped with tail-gas scrubbing, the VK-701 Leap5™ may be a
cost-efficient way of reducing chemical consumption for the scrubber unit.
4. Conclusion
4. Conclusion
With over 100 references, VK69 has proven to be an unmatched solution for reduced
SO2 emissions and increased production rates. Haldor Topsoe’s sulfuric acid catalyst VK701 Leap5™ has been developed and optimized for operation in converted strong gasses
and offers exceptionally high activity at these conditions.
Combining the high activities offered by VK-701 Leap5™ and VK69 presents opportunities for designing new 3:1 plants with as little as 20-50 ppm SO2 in the stack gas
(0.1-0.25 kg SO2/MT H2SO4).
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Sistema de Calificación y
Manejo Adecuado de Aceros
Inoxidables Ricos en Sílice
Base para optimizar el rendimiento y la
vida útil de equipos especiales utilizados en plantas
de ácido sulfúrico concentrado
Por: Axel Alfaro P.
Gerente de Ingeniería & Desarrollo
TPI Chile S.A.
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Aceros Inoxidables con Alto Contenido de Sílice
Introducción
El ácido sulfúrico (H2SO4) fue considerado durante varios años como un indicador
de la actividad de la industria química de un país, debido a los altos volúmenes de producción y a la diversidad de procesos productivos en los que estaba implicado.
Algunos de sus variados usos incluyen la extracción de metales no ferrosos, refinación del petróleo (alquilación), producción de pigmentos, pinturas, pulpa y
papel, tratamiento del hierro y acero, manufactura de explosivos, fabricación de detergentes, plásticos, textiles, fibras químicas, tratamiento de cuero, pieles y agua y en baterías
automotrices.
Se estima que el uso más importante es la producción de ácido fosfórico que a su vez
se utiliza para la producción de fertilizantes fosfatados. Estas plantas manejan ácido sulfúrico a altas concentraciones de entre 93-98% a elevadas temperaturas.
La combinación de temperatura y ácido sulfúrico concentrado hace que el diseño,
selección del material y otros aspectos constructivos de diversos equipos sean un punto
relevante para obtener los resultados que se esperan.
Históricamente, recipientes y torres de absorción han sido construidos en aceros al
carbono recubiertos internamente con ladrillos antiácidos.
Si bien esta solución ha sido adecuada, condiciones propias de la degradación por el
tiempo, inadecuada instalación o sismicidad del terreno generan inconvenientes que implican un aumento en los procesos de mantención, siendo éstos cada vez más complejos y
prolongados.
Encontrar la fuente de una fuga en un recipiente revestido de ladrillo puede ser una
tarea larga y compleja, dado que la falla comienza en el revestimiento de ladrillo y luego
migra entre el ladrillo y la superficie interior del manto, pudiendo resultar entre ambos
extremos distancias de gran magnitud. Lo anterior dará como resultado tiempos de detención prolongados con el fin de identificar y reparar la fuga.
Aunque mucho más resistentes a la corrosión que los aceros al carbono, aceros inoxidables carecen de la capacidad de resistir la corrosión del ácido sulfúrico a altas temperaturas, siendo esto uno de los motivos para buscar alternativas a estos materiales.
Figura 1. Iso-Corrosión para tres aceros inoxidable en Ácido sulfúrico concentrado [1]
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Aceros Inoxidables con Alto Contenido de Sílice
Durante los años 80, el desarrollo de aceros inoxidables con alto contenido de sílice
creó una alternativa de materiales para la construcción de recipientes y torres de absorción, en reemplazo a la convencional tecnología para la producción de ácido sulfúrico.
El descubrimiento de la incorporación de sílice en un porcentaje mayor a 5%
a un acero inoxidable austenítico, aumentó en forma considerable su resistencia a la
corrosión contra el ácido sulfúrico y mejoró la tolerancia a las turbulencias y alta
velocidad.
Lo anterior creó ventajas que permitieron reducir el tiempo de construcción
de recipientes y torres de absorción desde
varios meses a solo semanas, pudiendo ser
fabricados en plantas del proveedor para
luego ser montadas en terreno habiéndose eliminado largas tareas de instalación de
membranas y ladrillos de la programación
Figura 2. Montaje de torre de absorción en Zecor®
del proyecto.
El reemplazo con esta tecnología disminuyó significativamente los tiempos de detención del proceso productivo y disminución de gases liberados a la atmósfera.
Diseño y Fabricación
El diseño y fabricación, correctamente ejecutados y controlados, impactará directamente en el rendimiento del equipo y su vida útil.
Por ejemplo, asegurar el flujo continuo de ácido sulfúrico por el interior de éste permite una adecuada humectación de sus paredes internas, eliminando puntos secos “sombras” que podrían disminuir su vida útil, ya que la acumulación de ácido en dichas áreas
de la torre facilitaría la formación de ácido de alta concentración, lo cual generará una corrosión acelerada de estas partes del equipo.
- 199 -
Segregación
• Limitar la aplicación de calor en cada pasada y controlar cuidadosamente las temperaturas entre pasadas de soldadura.
• Controlar el perfil de soldadura y forma del cordón. Soldaduras de amplia concavidad tienden a solidificar excesivamente, poniendo el cordón en tensiones excesivas
con resultado de grietas en el centro.
Figura 3. Fabricación de Tubesheet
Otros de los elementos críticos en un recipiente o torre de absorción es el Tubesheet
donde serán instalados los Filtros Vela (MME). Su diseño y fabricación debe considerar,
por un lado, la ausencia de sectores donde se pudiera depositar ácido concentrado, por los
riesgos antes mencionados y, por otro lado, que la eficiencia de los MME está directamente relacionado con la verticalidad con que estas sean montadas.
Figura 4. Soldadura con Hot Cracking
Soldadura
Un proceso y control adecuado de la soldadura es de suma importancia en la construcción de un equipo.
Aunque el Sílice provee grandes beneficios contra la corrosión, también requiere de
un especial cuidado en su manejo.
Sílice en porcentaje igual o mayor que
0.4% aumenta la sensibilidad de la soldadura
para generar grietas o Hot Cracking.
La presencia de Ni en 18% y superior extiende el problema principalmente al inicio y
final de la soldadura.
Existen consideraciones básicas que minimizan las grietas o hot cracking:
• Controlar la composición del cordón de soldadura. Utilizar sólo aporte de soldadura aprobado y diseñado para soldaduras de aceros inoxidables con alto contenido de
Sílice, a fin de asegurar las propiedades mecánicas para contrarrestar la susceptibilidad de estos materiales al hot cracking.
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Figura 5. Soldadura adecuada
Segregación
Las empresas encargadas de la fabricación de estos equipos deben asegurarse que todas las herramientas utilizadas en este tipo de aleaciones serán segregadas exclusivamente
para este trabajo, marcadas especialmente con un código de color o cualquier otro método que asegure que las mismas no serán utilizadas en otros proyectos con materiales en
acero al carbono.
Todas las superficies de trabajo en acero al carbono, prensas, paletas de montacargas
o partes de andamios utilizados para apoyarse directamente al recipiente o torre de absorción deben ser cubiertos con acero inoxidable para evitar contaminación cruzada.
Asimismo, los rodillos de las cilindradoras deberán ser cubiertos con gruesos plásticos o cartón para prevenir la contaminación de las aleaciones especiales.
Figura 6. Contaminación por falta de segregación con aceros al carbono
- 201 -
Referencias
Todo el material depositado en la tierra o suelo deberá ser elevado con bases de madera y sus sistemas de amarre deben ser de zuncho plástico u otro material que evite la
contaminación.
Control de Calidad
El constructor debe contar con personal de control de calidad competente, calificado
en normas internacionales y reconocidas para realizar los ensayos no destructivos requeridos para el recipiente o torre de absorción. Dentro las pruebas podemos definir entre
otros:
• Líquidos Penetrantes
• Pruebas de Fugas
• Inspección de Soldadura
• Identificación Positiva de Materiales PMI
• Mediciones de soldadura y espesores por ultrasonido
• Interpretación de Gamma-grafías
• Pruebas hidrostáticas
• Otras según requerimientos específicos.
•
•
•
•
•
Evaluación de calificaciones nacionales e internacionales
Análisis de sus sistemas de gestión
Capacitación especializada
Acuerdos y compromisos de manejo de información
Calificación técnica específica en trazabilidad, control de calidad y soldadura
Finalmente, y como
parte integral del proceso
constructivo, proveedores
del material, diseñadores y constructores deben
asegurar un control adecuado de la trazabilidad y
cumplimiento de los estándares de calidad.
Sólo un seguimiento estricto de las especificaciones técnicas para este tipo
de materiales asegurará la Figura 8. Calificación de diferentes procedimientos de soldadura
disponibilidad, confiabilidad y vida útil del equipo solicitado.
Referencias
[1]
J.E. Niesse and D.R. McAlister, “Stainless Steels for Heat Recovery from High Temperature Sulfuric Acid”
Corrosion ’87 Paper No. 22,
·
Edward Doe, MECS, Inc. The Application of High Silicon Stainless Steel Materials in Concentrated Sulfuric
Acid Service. Nigis, Corcon 2014.
·
Alloy Tower Fabrication and Construction Requirements, MECS, Inc.
Figura 7. Control de calidad en cada fase de la construcción
Calificación y Trazabilidad
Todo lo anteriormente expresado en el desarrollo y fabricación de los equipos, tiene
que estar correctamente unido al proceso de calificación, partiendo desde el proveedor
del material y el dueño de la tecnología hasta el constructor, lo cual debe haber seguido
por lo menos los siguientes pasos:
- 202 -
- 203 -
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Reparación de Tanque de
Azufre SR-01A
Plantas de Ácido Sulfúrico I y II
Complejo Petroquímico Morón
Por:
Jairo David Palacios, Ingeniería de Instalaciones,
Simon Carrasco, Ingeniería de Instalaciones,
Pedro González, Mantenimiento en Planta
Complejo Pequiven Morón – Venezuela
[email protected]
- 206 -
- 207 -
I - Introducción
Resumen
El tanque de almacenamiento de azufre SR-01A, de 26 m de diámetro y 11 m de alto, fabricado en 1986, surte de materia prima a los hornos de azufre de las plantas de producción de ácido sulfúrico 215 y 218 del Complejo Petroquímico Morón.
En febrero de 2014 quedó fuera de servicio con derrame de azufre, parando ambas
plantas de ácido de sulfúrico por carencia de materia prima.
Se establece como objetivos el diagnóstico de la falla, la ingeniería de la reparación
cumpliendo con legislación Venezolana y códigos internacionales aplicables, ejecutable en
el menor tiempo posible y la reparación del tanque.
Como resultado, la pérdida de producción fue de 29 días desde el 03 de marzo, día
de la falla, hasta el 01 de abril, incluyendo el diagnóstico de la falla, la ingeniería de la reparación y la ejecución del trabajo sin disminución de la integridad mecánica del tanque,
en cumplimiento de las normas aplicables, sin pérdida de capacidad de almacenamiento y
calculada para una vida útil de 10 años a la rata de corrosión real medida.
La falla fue por corrosión uniforme en el lado externo de la pared del tanque a una
altura menor a 40 cm del piso por incidencia del ambiente por debajo del aislamiento. Se
reemplazó un anillo de 50 cm de alto en toda la periferia del tanque, incluyendo la junta
con el piso.
Palabras Clave: Tanque de almacenamiento, azufre, ingeniería de reparación.
vironment behind the insulation. A complete 50 cm high lower ring was replaced, but
was welded to upper tank as well as the bottom plate.
Keywords: Storage tank, molten sulphur, repair engineering.
Abstract
Above ground molten sulphur storage tank SR-01A, 26m diameter per 11m height,
manufactured in 1986, feeds raw molten sulphur to sulphur dioxide furnaces in sulphuric acid production plants I and II, facilities 215 and 218, in Petrochemical Complex
Morón.
Taken out of service in February 2014 due to massive sulphur spillage, shutting
down both sulphuric acid plants when ran out of raw material.
The objectives are: failure diagnosis, repair engineering meeting Venezuelan and international legislation and applicable codes, enforceable in the lowest time possible and
tank repair.
As a result, the loss of sulphuric acid production was 29 days, from March 03, day of
the spillage, to April 1, including all stages: failure analysis, detail engineering for tank repair and alteration without de-rating of the equipment, complying applicable codes and
standards, without diminishing sulphur storage capacity and calculated for 10 years remaining life at actual corrosion rate.
The failure, occurred at external face of lower side ring, at less than 40 cm from tank
bottom plate, was caused by external corrosion due to the effects of a heavy corrosive en-
- 208 -
I - Introducción
El 03 de Marzo de 2014 el tanque de almacenamiento de azufre líquido SR-01A, de
26 m de diámetro y 11 m de altura, en servicio desde 1986, fabricado a partir de acero al
carbono estructural ASTM A-36 cuyo espesor varía con cada anillo, contentivo de 5 m
de altura de azufre correspondiente a 5.000 toneladas métricas, derramó una gran cantidad azufre forzando la paralización de las plantas de ácido sulfúrico I y II.
II - Diagnóstico de la Falla
El tanque fue enfriado para inspección, constatando el derrame de 4 m de columna
de azufre, correspondiente a 4.000 toneladas métricas. El aislamiento fue removido, encontrando grandes zonas con severa pérdida de espesor en toda la periferia del tanque a
una distancia de 40 cm con respecto al piso del tanque.
La lámina de pared y de piso fueron inspeccionadas con UT para determinar el espesor remanente, la pérdida de espesor de pared y el deterioro en la pared externa y la pared interna y verificar si el mecanismo de deterioro fue pérdida de espesor por corrosión
uniforme o corrosión bajo aislamiento.
Como las plantas de ácido sulfúrico I y II no salen de servicio simultáneamente, el
equipo se encuentra a 140 ºC y no es removido el aislamiento para inspección, razón por
la cual el espesor del anillo inferior es de 31 mm, 22 mm de espesor estructural y 9 mm
de espesor de corrosión.
Como resultado de la inspección, se constató que no hubo pérdida de espesor por
el lado interno del tanque, en contacto con el azufre líquido, sino por el lado externo del
tanque, recubierto de aislamiento térmico y expuesto al ambiente y que la pérdida de espesor se debió principalmente al mecanismo de corrosión uniforme.
Igualmente se constataron defectos en la parte inferior del aislamiento térmico. La
falla se presentó uniformemente en toda la periferia del tanque en el extremo inferior del
primer anillo, debido a la acción del ambiente altamente corrosivo del Complejo, por acción combinada del salitre, vapores de amoniaco, emisiones de las plantas de ácido sulfúrico, ácido fosfórico y fertilizantes NPK, ubicadas en la periferia del tanque.
El espesor remanente medido para el momento de la falla era de 6 mm con múltiples
perforaciones de la lámina. Por las características del azufre, que solidifica a temperaturas
menores a 100 ºC, el azufre frío en el fondo del tanque no permitió el derrame del azufre
líquido.
- 209 -
III - Ingeniería de la Reparación
lo cual fue constatado, el acero estructural ASTM A-36 puede ser utilizado para fabricar
tanques atmosféricos verticales API 650 para almacenamiento de azufre fundido a 140 ºC.
En segundo lugar, se verificó el espesor necesario para colocar el tanque en servicio
sin necesidad de sacrificar la capacidad de almacenamiento de diseño teórica del equipo,
con la rata real de corrosión en servicio.
El espesor estructural es de 22 mm y el espesor de corrosión para 10 años de vida útil
es de 3 mm. La pérdida de 26 mm en 26 años no se debe a incidencia del servicio sino de
una inadecuada protección externa, razón por la cual no se tomó en cuenta un mayor espesor sino disminuir el lapso de inspección acorde a los criterios de API de una inspección visual y medición de espesores por el lado externo cada 5 años.
Respecto al método de reparación, lo mejor es colocar lámina a tope acorde a API
653, consultando las recomendaciones de de API 510, ASME PCC 2 y NB 23.
Se consideraron otros métodos de reparación, los cuales no garantizaban la integridad
mecánica del equipo y la contención del azufre sin limitar la capacidad, tales como lámina
a solape por el lado externo y la construcción de un nuevo dique en la periferia de la pared.
El reemplazo de la lámina fue realizada a temperatura ambiente, con remoción perimetral de una pequeña capa de azufre por mecanismos mecánicos, para preservar las
1.000 toneladas remanentes y minimizar la pérdida adicional de azufre. La profundidad
excavada fue de 30 cm, con una altura de 60 cm en la periferia de 82 m.
Respecto al reemplazo de la lámina, se consideró el equipo como un elemento esbelto sometido a compresión axial. Caso de carga: columna esbelta de sección rectangular
sometida a compresión axial. Posible inestabilidad elástica (Pandeo de Euler).
Figura 1. Evidencia fotográfica tomada durante la inspección del tanque por UT y diagnóstico de la falla
La fuga se originó al tratar de contener una mínima fuga de azufre mediante el método de reparación en caliente para corrosión por picaduras de introducir una pequeña pieza
para tapar la “picadura”, lo cual trajo como resultado la rotura de la capa de azufre sólido.
III - Ingeniería de la Reparación
El código de post-construcción utilizado es el API 653. En primer lugar se verificó
si el material ASTM A-36 es adecuado para su utilización en las condiciones de servicio,
- 210 -
Figura 2. Columnas estándares largas con carga central
- 211 -
Espesor de Pared
El borde inferior de la pared se encuentra soldado tanto en la parte inferior como en
la parte superior, equivalente a un empotramiento en ambos extremos (se descartan los
arreglos a y d). No es deseable deformación en la pared del tanque, por tanto se descarta
el arreglo c. Se selecciona el arreglo b.
Datos:
Fuente
S:
Gravedad especifica [Φ]
1,8
–
g:
Aceleración de gravedad [m/s²]
9,81
–
H:
Altura total del tanque [m]
11
Plano 218-B-3-00553
H1:
Altura total del techo del tanque [m]
6,22
Plano 218-B-3-00557
H2:
Altura de azufre remanente [m]
1
Personal de producción
y:
Altura de remoción [m]
0,5
Acorde con método de reparación
R:
Radio medio del tanque [m]
13
Plano 218-B-3-00553
h:
Espesor remanente estimado [m]
0,005
Apreciación visual en inspección
t:
Espesor de la nueva lámina [m]
0,0254
Lámina disponible
C:
Factor de carga de la columna [Φ]
4
Shigley 8º ed (2008) Figura 4-18
ρa:
Densidad de acero A 36 [kg/m³]
7750
ASME Sec II.d Tabla PRD
Sd:
Resistencia admisible A 36 [MPa]
160
API 650. Tabla 5–2a
E:
Módulo de Young [MPa]
202.10³
ASME Séc II.d Tabla TM–1
T:
Espesor de anillos superiores [m]
0,0254
Plano 218-B-3-00553
tn:
Espesor de techo [m]
0,013
Plano 218-B-3-00557
Datos:
S:
H:
D:
Sd:
E:
Fuente
Gravedad especifica [Φ]
Altura total del tanque [ft]
Diámetro del tanque [ft]
Resistencia admisible A 36 [psi]
Eficiencia de junta [Φ]
1,8
36
85
23200
0,7
Espesor de Pared
Fuente: API 653. 4.3.3.1 b)
La fórmula 4.3.3.1 a) no aplica porque no se reemplaza el 100% de la pared del tanque.
Procedimiento
2,6 HDG
1 - Calcular espesor estructural t min =
SdE
2 - Adicionar espesor de corrosión t = t min + tcor
Para ejecutar el mantenimiento se realizó una planificación de la cual se extrae una
parte en la figura 4. Los procedimientos de soldadura se encuentran calificados en el manual de procedimientos de soldadura de Pequiven S.A.
Objetivos
b: Longitud de la columna [m]
Procedimiento
1 - Cálculo de factor de esbeltez crítico ( l /k )c [Φ]
2 - Cálculo de factor de esbeltez real ( l /k )
[Φ]
3 - Comparar el factor de esbeltez según figura 2.
4 - Cálculo de la carga crítica Pcr [N]
5 - Calcular la longitud de la columna b.
Figura 3. Curva de estabilidad elástica. Columnas esbeltas sometidas a compresión
- 212 -
Plano 218-B-3-00553
Plano 218-B-3-00553
API 650. Tabla 5–2b.
API 653. 4.3.3.1 b) y tabla 4.2
Figura 4. Planificación (Extracto).
- 213 -
V - Referencias
El perímetro del tanque es de 82 m. A partir de la longitud de columna calculada,
considerando intervención en seis zonas de 7 m cada una, 42 m en total, uniformemente
distribuidos de material el factor de seguridad resultante es de 4,3.
Los apuntalamientos deben ser uniformemente distribuidos. Se selecciona dos puntales por orificio removido de 7 m, en la lámina de 31 mm por encima de la zona de trabajo, en ambos extremos.
La reparación se realizó con lámina ASTM A-36 de espesor 25,4 mm (1 pulgada). El
espesor de corrosión resultante es de 3mm. La vida útil calculada es de 10 años, con una
frecuencia de inspección externa de 5 años.
El tiempo planificado para sustituir los 42 m de lámina con 6 cuadrillas de trabajo es
de 10 días. Al realizar el mantenimiento correctivo con seis frentes de trabajo se ahorran
100 días de ejecución con respecto a un solo equipo de ejecución.
La reparación fue culminada 14 días antes de lo planificado debido diversos factores:
la pericia del equipo de ejecución, la división de las actividades en múltiples frentes de trabajo, actividades las 24 horas del día y la existencia de procedimientos de soldadura y soldadores ya calificados.
V - Referencias
[1]
API, STD 653, Tank inspection repair alteration and reconstruction, 4° Ed., API, USA, 2009 Addenda 2012.
[2]
API 510 Pressure Vessel Inspection Code: In-Service Inspection, Rating, Repair, and Alteration, 9° Ed., ANSI
/ API, USA, 2006.
[4]
API, STD 650, Welded Tanks for Oil Storage, 11° Ed., API, USA, 2007 Addenda 2012.
[5]
NBBI, NB-23, National Board Inspection Code, NBBI, USA, 2013.
[6]
ASME, PCC 2, Repair of pressure equipment and piping, ASME, USA, 2011.
[7]
GONZÁLEZ, M., Apuntes de Especialización de Ingeniería Mecánica en Plantas de Procesos (USB) Tópico
3: Apuntes de MC7171 Equipos Estáticos, USB, Caracas, Venezuela, 2007.
[8]
MEGYESY, E., Manual de Recipientes a Presión. Diseño y Cálculo (Grupo Noriega Editores), Parte 1: Diseño y manufactura de recipientes a presión, traducción autorizada de MEGYESY, E., Pressure Vessel Handbook 7° Ed, Limusa, Ciudad de México, 1992.
[9]
Budynas-Nisbett, Shigley’s Mechanical Engineering Design, 8º Ed, Pp. 177 – 184. Mc Graw-Hill, USA,
2006.
Figura 5. Corte de la pared del tanque para reemplazo
IV - Resultados
El modelo solo es válido acorde al arreglo b de la figura 2. En la parte inferior de la
columna se encuentra empotrado (carece de grados de libertad por soldadura y anclajes).
En la parte superior de la columna (no dentro de la columna) no puede flectar hacia el
interior del tanque por la columna de azufre. Debe ser apuntalado para evitar desplazamientos del metal hacia el exterior del tanque.
- 214 -
- 215 -
Ingeniería y Construcción
de una Torre de Absorción
Por:
Diego Rojas Escobar
Ingal Ingeniería
Chile
En recuerdo y agradecimiento a mi amigo y colega Hubert Sturm, quien
nos mira desde alguna parte con su sonrisa y amabilidad eterna.
- 216 -
- 217 -
Ingeniería
Fases de una Obra de Construcción de una Torre de Absorción
Ingeniería
En primer termino tenemos la etapa de ingeniería o diseño de la torre en cuestión.
Consiste en tomar los antecedentes que entrega la ingeniería de proceso y determinar la
cantidad de ladrillos, mortero de unión y membrana que tiene la torre, las boquillas y la
boca de entrada del gas SO2 proveniente de la fundición de cobre.
Generando los planos de construcción de la torre en cuestión, junto a los detalles.
Resumen
El diseño y la construcción de las Plantas de Ácido Sulfúrico, requieren compatibilizar Costos y nuevos materiales para dar una mejor performance y asegurar una producción de ácido estable en el tiempo, minimizando las mantenciones que se deban hacer a
estas torres.
Los sistemas y productos que se han instalado en las torres de proceso y producción
de ácido tienen una tecnología que ha permanecido estable en el tiempo, solo variando en
la calidad de la membrana base y en los morteros de unión para la suportación de los ladrillos anticorrosivos.
Estos últimos no han sufrido grandes cambios desde las primeras torres desarrolladas en Alemania para el proceso de producción de ácido sulfúrico, salvo en las membranas y mortero de unión de los ladrillos.
Planificación de las Actividades de construcción
En esta fase se toma la experiencia empírica en la instalación de los revestimientos
para las torres de proceso. Se estudian las problemáticas de la obra, ubicación geográfica,
altura de trabajo, seguridad de los trabajadores y las dificultades asociadas al tema.
Se determina la cantidad de HH involucradas en el proyecto y su manejo en situaciones punta y promedio de la misma.
Se destina una cantidad de horas adecuadas para las actividades complementarias a la
obra en sí, que facilitan o dan la posibilidad de realizar la obra con seguridad y los estándares de calidad requeridos.
En lo relacionado a las actividades previas se encuentran: la instalación de andamios
internos y externos, climatización (deshumidificacion y temperatura adecuada, calculo
del punto de rocío), etc.
Trabajos iniciales
La obra consiste en recibir la torre en acero al carbono, se procede a revisar las soldaduras en toda el área de trabajo, Si esto es aceptado, se procede al granallado, de acuerdo a
la Norma Alemana DIN EN ISO 12944-4.
El acero, al ser granallado, nos debe presentar un perfil de rugosidad adecuado, el cual
será confirmado mediante un control de calidad visual o rugosimetro, grado Medium G,
como se especifica en ISO 8503-1, con un mínimo de rugosidad Rz = 70 Micrones.
Inicio de las obras
Siguiendo el proceso establecido en el protocolo de aseguramiento de calidad, se procederá a cubrir con un primer toda el área granallada, para evitar la oxidación del área tratada mediante granalla.
Introducción
La Ingeniería asociada a la fabricación de torres de ácido ha sido modificada en los
últimos 40 años sólo por un mejoramiento en los materiales de construcción, manteniendo gran parte de la tradición de mampostería anticorrosiva de Alemania de principios del siglo XIX.
Como grandes avances se puede considerar el cambio del antiguo sistema de columnas para la suportación de los elementos homogeneizadores del gas al interior de una torre de absorción.
Aplicación de membrana base
En general es posible aplicar diversos tipos de membrana en estos casos, dependiendo de la ingeniería de detalle. Se debe analizar y determinar qué membrana se instalará.
En este caso fue determinado la aplicación de 2 mantas de PTFE de 0,125 mm, adherido
con Pecora Mastic™.
- 218 -
- 219 -
Montaje de los ladrillos:
Una vez finalizado el trabajo de instalación de toda la membrana, se procede
a la instalación de los ladrillos anticorrosivos tipo N50 y N100 con silicato de potasio, comenzando por el fondo del equipo
y subiendo por el manto hasta llegar a los
ladrillos de traba para la suportación del
domo.
Instalación del domo
Esta etapa es de singular cuidado de
acuerdo a un procedimiento establecido,
ya que se debe iniciar la instalación en forma secuencial.
Instalación de ladrillos sobre el domo
Esta labor se realiza una vez que ya se
ha instalado el domo y abarca todo el manto de la torre en cuestión.
Inspección final y sello de las juntas
Esta zona posee una transciente térmica que se mueve
según se comporte el gas SO2,
producto de la presión y temperatura, por ello esta zona no
es estable y se combinan diversos problemas críticos y técnicos que deben ser analizados
para poder dar una vida útil de
mayor tiempo, una vez entrado
en régimen esta torre.
En esta sección se combinan tecnologías de aislamiento térmico, antiácida y refractaria, siendo esta combinación
– a juicio del autor – la mas complicada de las zonas a revestir, por la problemática que
presentara ante una instalación deficitaria o
una mala selección de los elementos componentes de este sistema anticorrosivo.
Instalación de entrada de
gases desde fundición
Si bien en esta presentación sólo abarcamos los sistemas constructivos y de diseño, daremos un pequeño esbozo de un punto de vista de
proceso.
Esta área es particularmente delicada, al ser el en que se presenta la mayor cantidad
de problemas en el devenir diario de la torre.
Inspección final y sello de las juntas
La inspección final es de suma importancia para verificar el estado de las juntas de
unión entre los ladrillos. Estas deben estar duras y homogéneas en su inspección visual, las
juntas no deben tener decoloración, siendo
siempre del mismo tono en todas las uniones.
Ante la falta de material o verificación de la no-conformidad de este ítem, se debe
retirar el material suelto y colocarlo nuevamente.
Al finalizar los trabajos
se sellan las juntas entre los
ladrillos con una solución de
ácido sulfúrico al 15% + alcohol isopropilico.
Este tratamiento se realiza en las juntas para proteger
el Silicato de Potasio, ya que
este último resiste el ácido
sulfúrico concentrado, pero
es atacado por el agua.
- 220 -
- 221 -
Corona final - flanjes
La Corona superior es cubierta a tope dejándose la zona superior flangeada sin recubrimiento de ladrillo.
Instalación de boquillas
Las boquillas de la torre son instaladas con silicato
de potasio y posicionadas de
acuerdo al detalle del plano
entregado.
Fig 2. Detalle dibujo sección entrada de gases desde fundición
Fig 3. Detalle boquilla, insertos, etc.
Fig 1. Plano general de la torre
- 222 -
- 223 -
Mist Elimination
Techniques
By:
Alessandro Gullà
AWS Corporation
Italy
- 224 -
- 225 -
1.1 - Size by sources in sulphuric acid plants
Introduction
All sulphuric acid plant managers and operators are aware of what mist eliminators
represent in their unit. Generally speaking, mist eliminators work satisfactorily in sulphuric acid applications, but after years of operation operators may face problems, like
pressure drop increases due to plugging, efficiency loss or re-entrainment.
With this paper we would like to summarize in an organic and logic manner the
principal available techniques regarding mist elimination including Wet Electrostatic
Precipitators, trying to give some insights on how to minimize these problems and reviewing where technology is going in order to improve removal efficiency and mist
eliminator reliability.
New materials are coming out as an alternative to the existing ones. We believe this
is the right moment to take new technical solutions into consideration, which could improve the general efficiency of your plant.
The first step, which is essential to mist elimination, would be to know the particle
size distribution of the mist to be removed. It is important to have an intimate knowledge about the process involved with mist creation, as mist size and distribution chiefly
depends on operating conditions. After mist characterization, the right eliminator could
be designed.
A second step would be to get aware of actual available technology to best remove
identified mist particles. There are a number of parameters that have to be checked to
develop a good design (fiberbed velocity, type of fiberbed bed, materials, presence of
dust, and so forth) which strongly depends on where the mist eliminators will be installed (drying tower, interpass tower or final absorption tower, SO2 purification) and on
the corresponding operating conditions.
The choice of the correct parameters would allow operators to manage their plant
with greater ease and at much lower operating- and maintenance costs.
The third step would be to select the correct type of mist eliminator in terms of efficiency and pressure drop.
Our company would like to share the experience and the information gathered
from different market areas with our customers, in order to support them when critical
decisions have to be taken.
Throughout this presentation we will combine theoretical concepts with operational factors tested in specific case histories, demonstrating real-life applications at actual
plants.
Fumes are sub-micronic dispersions, which result from shock cooling, with a particle size inferior to 1 mµ. Mists are fine, suspended liquid dispersions, which usually result from condensation and range upward to particle sizes of 10 mµ. or smaller.
Spray refers to entrained liquid droplets. The droplets may be entrained from atomizing process, while size may range from the finest 10 mµ. up to 1.000 mµ.
1.1 - Size by sources in sulphuric acid plants
Fumes and mist are generated by shock cooling or any other chemical reaction (such
as between SO3 and H2O), while spray is mechanically formed, i.e.: sheared from wet
surfaces such as liquid distributors or
packed beds.
The typical particle size of mist
generated in final absorption towers
or in interpass towers is 50% below
12 mµ, and changes according to acid
temperature, acid concentration, and
the temperature difference between
acid and gas.
For example: an Oleum production tower installed in a bypass line of
the main stream, presents a very large
Fig. 1: Mist size by sources in sulphuric acid plants
temperature differences between the
main gas flow and bypass gas flow. At the mixing point, a strong cooling shock generates
large amounts of sub-micronic mist.
2 - Mist removal mechanisms
The principal mist removal mechanisms are three.
Fume, mist and spray are part of the main family of aerosols, defined as suspended
particulates from 0.01 mµ up to 1000 mµ., either solid or liquid, which are slow to settle
by gravity.
2.1 - Inertial impaction
As the gas approaches the mist
elimination target, the gas streamlines spread out and flow around the
target. Droplets larger than a determined size will leave the gas streamline due to their inertia and impact on
Fig. 2: Inertial impaction
the target.
In sulphuric acid plants, droplets larger than 5 to 10 mµ in diameter are removed
from the gas stream by this mechanism. Its efficiency increases according to the increase
in velocity.
- 226 -
- 227 -
1 - Definition of aerosols: fume, mist and spray
2.4 - Total effect of particle elimination
3 - Equipment used in mist
separation
2.2 - Direct interception
Smaller droplets continue to follow the gas streamlines because of
their lower inertia.
If these droplets pass close
enough to touch the target, they will
be collected. In sulphuric acid plants,
droplets from 1 to 10 mµ in diameter
can be collected in this manner.
Fig. 3: Direct interception
2.3 - Brownian diffusion
Because of their low mass, droplets well below a 1-mµ diameter exhibit random Brownian motion,
caused by the collisions with gas
molecules.
This random motion increases
the probability that these droplets will Fig. 4: Brownian diffusion
collide with the targets. A higher number of targets, smaller targets and more residence
time (lower velocity) increase the removal efficiency of Brownian diffusion.
2.4 - Total effect of particle
elimination
The elimination efficiency decreases with particle size
for momentum (inertial impaction) and interception separation mechanisms, but increases for Brownian motion
separation.
In between, a particle size
of approximately 0.2 mµ results in a minimum separation
efficiency.
The total effect can be
Fig. 5.1: Cumulative effect
summarized in Figs. 5.1 and
5.2 (next page), which show the typical removal efficiency depression for particles with a
size from 0.2 to 3 mµ.
- 228 -
Depending on particle size, distribution and the type of particles to be
removed (liquid only or solid plus liquid) we can define different families of
equipment to be used to separate the
particle phase from the gas phase.
We can define the indicated
equipment in a schematic way, as
Fig. 5.2: Cumulative effect
shown in Figure 6.
In the specific case
of sulphuric acid plants,
we can associate the
production stage with
the related appropriate
phase separation technology, considering the
particle size distribution as defined in the
previous chapters and
the equipment capacity
(Fig. 7)
Fig. 6: Equipment used in mist separation
Brownian movement candles are manufactured in cylindrical form.
The fibre bed consists of a
special glass fiber wound with
uniform density and thickness
and packed according to an exact
technical specification between
two concentric cages.
The Fiberwind™ mist eliminators are installed vertically on
a tube sheet, in either a hanging
or a standing configuration.
Fig. 7: Equipment used in mist separation
- 229 -
3.1.2 - Special applications: solid barrier
The mist-laden gas flows radially through the fiber. Because of the vertical configuration
of the candles, the liquid accumulating on the fibers is moved horizontally through the
fiber bed by the drag force of the gas, and drains by gravity along the downstream side to
the bottom of the fiber bed, where it is collected.
The lower the filtration velocity (meaning: larger filtration surface) the higher is the
removal efficiency. The development of the Brownian movement candles has evolved
from initial bulk fiber with higher DP and unreliable performance to the current wound
candles, where the pressure drops are lower and the efficiency can be controlled in a reliable way.
The future development of this type of elements is toward a new generation of candles, manufactured with an innovative winding technique and a selection of last generation glass fibers with increased coalescing capabilities. The development objective is to
produce smaller elements or candles with 2/3 of the actual pressure drops.
Depending of the fluoride concentration, the candles may get seriously damaged in
only a few years, generating holes and fiber loss. In some plants the candles need to be
replaced every three years to maintain the required mist-removal performance. The solution is installing carbon fiber candles, which are not affected by F-attack.
3.1.2 - Special applications: solid barrier
In certain cases, such as the failure of the hot ESP in metallurgical plants, old towers
with damaged refractory or contaminated sulphuric acid, the gas flow may contain significant amounts of dust.
The dust particles may be large (>10 microns) and only coat the candles on the upstream surface, however, in certain cases the dust may be micronic and penetrate the
candle fiber.
In order to avoid the dust saturation of the filtration elements –with the consequent
increase of pressure drops– it is possible to install candles with a solid barrier.
Depending on the type, this solid barrier can protect the filtration layer from either
large dust particles or from micronic dust. The principle is to incorporate either a sacrificial layer or a removable layer.
3.1.3 - Special applications: drainage layer
Due to the high fiber bed velocity and high liquid loads, coalesced mist may be reentrained into the gas stream, generating large droplets slip.
These droplets can be easily identified through the stick test. To reduce this type of
problem the suggestion is to use a special drainage layer downstream the filtration element that can increase the capacity of separation of the already collected sulphuric acid
mist, avoiding its re-entrained in the gas stream.
Fig. 8: Candle development
3.1.1 - Special applications: fluoride glass attack
In certain smelters, the gas flow contains a significant amount of fluorides. The
F-ion is extremely reactive with SiO2, the combination of which forms sublimated SiF4.
Standard
AWS
Fig. 9: Standard fiberglass candles vs. AWS carbon fiber candles
- 230 -
3.2 - Fiberwind™ IM type
The Impaction Movement candles can be manufactured in standing type cylindrical form, or in panel form. The fibre bed consists of special glass fiber (rope or mattress)
and wire mesh.
Different types are available according to application:
• Drying Tower: IM1. Bed velocity > 425 ft./min.
• IPAT: IM2. Bed velocity 350÷400 ft./min.
• FAT: IM3. Bed velocity around 150 ft./min.
3.3 - Wire Mesh mist eliminators
Traditional wire mesh pads are mainly used in sulphuric acid drying towers. Single
component mesh pads can have metal or plastic wires. The typical separation efficiency
is 99.9% at 515 micron droplets.
- 231 -
With the single component mesh pads we can also use a multi-zone, non-uniform
mesh buildup, which gradually increases the surface area towards the downstream area,
allowing for higher capacity.
Dual-component mesh pads consist of a mix of metal and plastic wire, which
guarantees an increased surface area with a separation efficiency of 99.9% at 23 micron
droplets.
The typical alloy materials used in sulphuric acid applications are Alloy C, A20, SX,
and Saramet, while typical plastic materials are Halar, Hostaflon, ECTFE and PEEK.
The appropriate combination of the different materials guarantees the required performance. An interesting solution is the use of a PTFE coated SS316 wire, which guarantees the
corrosion resistance of PTFE, combined with the mechanical strength of SS316 (Fig. 10).
Fig. 10: Mesh pad made of SS316 wire coated with PTFE
4.1 - Venturi-scrubbers
A frequently adopted solution is the
installation of Tidevane™, in some cases just below the mesh pad and in other
cases in a dedicated pre-drying tower.
4 - Non-ferrous metallurgical
plants: SO2 gas cleaning section
For the cleaning of gases from nonferrous metallurgical plants prior to sulphuric acid production, various process Fig. 11: Tidevane™ in Alloy 20 with blanket plate to increase gas
steps and types of equipment are ap- filtration velocity
plied. Typically it is necessary to remove: Halogen (F/Cl), NOx, solids, up to sub-micronic size, Hg, Se, As2O3, H2SO4 mist, other metals.
The typical equipment for cleaning off-gas comprises a hot ESP, a quencher-venturi
tower to cool gas down to its saturation point and to remove particulate matter in the
range of 26 mµ, sub-cooling towers to reduce the temperature and water content, specific treatments for Hg, NOx, heavy metal and halogen removal, and a Wet ESP.
The scope of our presentation is to summarize mist elimination techniques, therefor, we only present two types of equipment that are focused on the removal of aerosols,
solids and liquids, namely: Venturi-scrubbers and Wet ESPs.
3.4 - Tidevane™ mist eliminator
The AWS Tidevane™ type mist eliminators
of are specifically made to remove liquid droplets
together with solid particles from the gas stream.
AWS’ Tidevane™ mist eliminators are made up of
zigzag baffles which cause the mist-laden gas to
quickly change direction as it flows through the
oriented baffles or blades.
The liquid droplets are, due to their momentum, unable to follow the gas stream, impact on the
baffles and are thus separated from the gas flow
Tidevane™ is a so-called inertial separator because the liquid droplets are removed due to their
inertial momentum. Small particles (with a diameter ≤ 5 mµ), are therefore not to be
considered as a good candidate for this type of mist eliminators.
In determined sulphuric acid plant drying towers, the operator faces the presence
of dust together with liquid mist. Consequently, traditional mesh pads can easily get
obstructed.
4.1 - Venturi-scrubbers
The objective of a Venturi-scrubber is to remove particulate matter ≥ 2 mµ and to
absorb part of the water-soluble compounds. Venturi-scrubbers are designed to use the
energy from the inlet gas stream to atomize the liquid being used to scrub the gas.
The inlet gas stream enters the converging section and, as the area decreases, gas velocity increases. Liquid is introduced either at the throat or at the entrance to the converging section. The inlet gas, forced to move at extremely high velocities in the small throat
section, shears the liquid from its walls, producing an large number of tiny droplets.
- 232 -
- 233 -
Fig. 12: Typical and simplified scheme of the sulphuric acid
production in a non-ferrous metallurgical plant
Particle- and gas removal occurs in the throat section, as the inlet gas stream mixes
with a fog of tiny liquid droplets. The inlet stream then exits through the diverging section, where it is forced to slow down.
The Venturi-scrubber is designed for gas pressure drop. The higher the pressure
drop applied to the gas, the higher the particle removal efficiency. As rule of thumb, a
pressure drop of 50 mBar can remove 99% of ≥ 2 mµ particles.
Further increasing of the pressure drop allows for the removal of smaller particles,
although in combination with increased energy consumption.
This is the reason why we consider the venturi-scrubber the appropriate technology
to remove solid aerosols of 2 mµ and larger.
4.2 - Wet ESPs
The objective of the WESP is to remove particulate matter ≤ 2 mµ, dust
and sulphuric acid mist.
The operational principle of an electrostatic precipitator is that particles are
passed through an electrical field where
they are exposed to an electrical charge.
The charged particles are then deflected
and collected on a grounded tube, running across the electrical field.
The velocity component at which
the particles move in the gas stream towards the collecting electrodes is called
migration velocity, which is the most important empirical factor for WESP sizing.
It is correlated with:
Fig. 13: AWS Venturi-scrubber assembly
Where: η = collection efficiency, A = collection area, Wc = particle terminal electrostatic velocity and V = gas flow rate. The equation indicates that a electrostatic precipitator
ought to have the following characteristics:
• High collector surface area (A)
• Optimum gas velocity to allow enough time for particles to deposit (Q/A)
• High migration velocity (Vt)
AWS is capable of optimizing all these parameters in order to reach the best performance
needed by the process.
- 234 -
Major features are
Major features are:
• Irrigated collection surface
• Ionizing rods from bar
• Good gas distribution before the collection tubes
• High frequency high voltage transformer
• Minimize lateral movement of the ionizing rods frame
Fig. 14: AWS WESP operation principle
The Wet ESP used in sulphuric acid applications has its peculiarities, due to the specific particle migration velocity and the extremely
corrosive environment.
For this reason, in the past the traditional
construction material has been lead-coated steel.
Today, due to more restrictive environmental- and labor safety legislation, lead has been almost totally replaced by conductive plastics and
exotic alloys.
- 235 -
Lead coated collecting plates have been replaced by conductive PP, PVC or FRP
tubes. The lead coated ionizing rods have been replaced by exotic alloys, selected according to the specific gas composition and temperature.
The Wet ESP so made is able to remove the aerosols from 0.01 to 2 microns (and
above) with an efficiency up to 99.9 %.
PP
conductive
tubes
FRP
conductive
tubes
Lead-coated
plates
Fig. 15: Replacement of lead coated steel with new construction materials
- 236 -
Fugas y Consecuencias en
Equipos Principales en Planta
de Ácido Sulfúrico
Por:
Elio Barraza, Jefe de Operaciones
Planta de Ácido Sulfúrico Mejillones
Noracid S.A.
Chile
- 237 -
3.1 - Incidente
1 - Resumen
Noracid S.A. construyó una planta de ácido sulfúrico a partir de la quema de azufre
en Mejillones, Chile, con una capacidad de 2.060 toneladas por día (720.000 toneladas
por año).
La empresa Outotec se adjudicó el proyecto en septiembre del 2008 para proveer la
ingeniería, suministros de equipos, supervisión de la construcción, montaje y puesta en
marcha de la planta de ácido, mientras que la constructora Belfi fue la responsable del
montaje de equipos e ingeniería, suministro e instalación de equipos para los servicios
auxiliares, tales como almacenamiento de azufre, suministro de agua, aire, entre otros.
Durante el proceso de puesta en marcha Noracid se vio enfrentado a dos grandes
incidentes que implicaron fugas en dos equipos principales, la Caldera Recuperadora de
Calor y los Enfriadores de Ácido.
3 - Falla en Caldera Recuperadora de Calor
2 - Introducción
Este documento describe las causas, el impacto sobre los otros equipos de la planta y
los planes de acción desarrollados para restablecer el normal funcionamiento de la planta.
La planta inició su producción de ácido sulfúrico en junio 2011 y gradualmente se
fue aumentando la capacidad de la planta hasta alcanzar su máximo nivel de producción.
Después de un mes de operación y producto de una fuga en la caldera recuperadora de calor fue necesario detener la planta, la que inicialmente consideraba un periodo de
50 días pero que finalmente resultó en 5 meses, debido a que fue necesario remover el
100% de las uniones de soldaduras entre los tubos y las placas espejo en ambos lados de la
caldera
La fuga producida en la caldera generó el deterioro de varios componentes de la planta, principalmente en las zonas más frías, debido a la corrosión por la dilución del ácido y
condensación al alcanzar el punto de rocío.
Una vez ejecutados los trabajos de reparaciones y luego de haber realizado el proceso de calentamiento de la planta, el 8 de enero del 2012 se dio inicio a la combustión de
azufre.
Después de 24 horas de operación, se detectó un bajo pH en el agua de refrigeración
y altas temperaturas en el ácido concentrado. Las primeras sospechas apuntaban a una rotura en uno de los enfriadores de ácido lo cual nos obligó a detener la planta.
Poco después de detener la planta se produjeron una sucesión de explosiones, la primera ocurrió en la Torre de Secado y luego varias en la Torre de Absorción Intermedia.
La investigación del incidente indicó que al momento de detener la planta, el circuito
de agua, correspondiente a un loop cerrado, mantuvo la presión más alta que el circuito
de ácido provocando que el flujo de agua se dirigiese hacia el lado del ácido causando dilución y generación de calor incrementando así significativamente la temperatura, lo que
aceleró la corrosión del material de los tubos y la liberación de hidrógeno.
- 238 -
Figura 1: Daño en Tubo y Placa Espejo de Caldera Recuperadora
de Calor
El 23 de junio de 2011 se da inicio
a las actividades de comisionamiento y
puesta en marcha, con el objetivo de alcanzar la máxima producción y probar la
eficacia de la planta.
El 23 de julio de 2011, una fuga en la
caldera recuperadora de calor causó como
consecuencia una detención de planta.
La investigación del incidente reveló
una soldadura con falla en la junta del tubo a placa espejo (fig. 1).
3.1 - Incidente
En la tarde del 22 de Julio del 2011 alrededor de las 20:00 hrs, se produjo una fuga de
vapor en la caldera recuperadora de calor; probablemente causada por una falla en la soldadura del tubo a placa espejo.
La fuga no se detectó en varias horas sino hasta que los problemas de operación de la
planta finalmente llevaron a los supervisores y operadores a concluir que se estaba fugando el vapor de la caldera dentro de la planta. La planta fue detenida y se comenzó con el
enfriamiento para poder inspeccionarla.
El vapor ingresó a todas partes de la planta aguas abajo de la caldera. Además, existe evidencia del daño de los componentes de la Torre de Secado que indican que el vapor
también se dirigió aguas abajo. En las áreas frías de la planta, el ácido condensado causó
corrosión en el equipo y en el sistema de ductos.
3.2 - Impacto sobre la Planta de Ácido
Una fuga de vapor en la planta de ácido sulfúrico de quema de azufre es un incidente considerable, ya que el diseño normal y de operación de la planta requiere un gas de
proceso seco para poder minimizar la condensación de ácido sulfúrico en las áreas frías
de la planta y posterior corrosión.
Además, se requiere un mínimo de agua en el gas para minimizar los problemas de
operación como una pluma visible en la chimenea.
Las consecuencias de una fuga de vapor en la planta de ácido impactan tanto a corto
como a largo plazo, ya que implican:
• Detención de planta para realizar la reparación de la falla
• Costo de reparación y mantenimiento
- 239 -
3.2.4 - Sistema de ductos entre Intercambiador de Calor Horizontal y Torre de Absorción Intermedia
• Corrosión internas de equipos
• Pérdida de producción de ácido sulfúrico y energía eléctrica
• Reducción en la vida útil del equipo
Las consecuencias a corto y a largo plazo de una fuga de vapor dependen de cuanto vapor ingresó a la planta antes de que se haya detectado la fuga y se haya detenido la
planta.
Durante el incidente, la
humedad del gas de proceso aumentó considerablemente. Esto generó la formación de
ácido sulfúrico, el cual se condensa rápidamente y la temperatura cae bajo el punto de
rocío.
La formación que resulta
del sulfato ferroso se puede ver
en la parte inferior de los tubos
al igual que en el fondo de la
Figura 3: Formación de sulfato ferroso en el los tubos del IC gas-gas
cámara (fig. 3).
Este sulfato ferroso sólo deberá ser removido por medio de limpieza en seco para
evitar formación de ácido débil y corrosión. Se debe prohibir usar agua o líquidos cáusticos. Se deberá también minimizar al máximo la cantidad del uso del limo seco, de lo contrario las capas de material pasivado serán removidas y se acortará la vida útil del equipo.
3.2.1 - Convertidor
Una vez detenida la
planta se inspeccionaron los
lechos del convertidor, la figura 2 muestra la condición
del catalizador al momento
de la inspección.
En general, el catalizador
mostraba un color más azulado, esto demuestra impacto
producto de la humedad que
Figura 2: Estado catalizador
ingresó al convertidor.
El catalizador se caracteriza por tener un color Amarillo, oro, anaranjado o amarillo/
verde. Este color es indicativo de vanadio en su estado de oxidación +5 (V5+).
Si el vanadio está en su estado de oxidación +4 (V4+), el catalizador tendrá un color
verde, verde pálido o azul pálido. El catalizador que contiene V4+ se puede oxidar fácil y
rápidamente volviendo a estado V5+.
El catalizador que contiene vanadio en estado de oxidación +3 (V3+) parecerá azul
oscuro o negro en color y se convertirá en estado de oxidación +5.
3.2.4 - Sistema de ductos entre Intercambiador de Calor Horizontal y Torre de
Absorción Intermedia
Se enviaron a analizar muestras de los cuatro lechos a los laboratorios de BASF en
Alemania para descartar daños mecánicos y posibles pérdidas de actividad.
Con el fin de asegurar la remoción de la humedad presente en el catalizador durante la puesta en marcha, se debe considerar tiempo suficiente para secar el catalizador y así
evitar daños mecánicos.
El sistema de ductos entre el intercambiador de calor gas-gas y la torre de absorción intermedia mostraban señales de condensación de ácido y corrosión focalizadas en
las juntas de expansión producto que el condensado se acumuló en las convoluciones de
ellas.
Las dos juntas de expansión aguas arriba de la torre de absorción intermedia estaban dañadas. Los daños estaban principalmente en el área de la superficie líquida (fig. 4),
lo cual indica la presencia de una capa
de ácido débil altamente corrosivo en la
parte superior del ácido fuerte.
Esta capa es el resultado del alto
contenido de humedad del gas de proceso después de la fuga en la caldera.
3.2.3 - Intercambiador de Calor Gas-Gas Vertical
Esta unidad sirve para enfriar el SO3 caliente rico en gas de proceso que va desde el
convertidor lecho 3 a la torre de absorción intermedia mientras recalienta el gas que contiene menos SO2 frío que va desde la torre de absorción intermedia hacia el convertidor
lecho 4.
3.2.5 - Torre de Absorción
Intermedia
Los daños en la torre de absorción
intermedia se limitan al exterior del sistema de irrigación. El vapor causó ácido
- 240 -
Figura 4: Presencia de corrosión en las juntas de expansión TAIgas-gas
- 241 -
4.1 - Daño en los Enfriadores de Ácido Sulfúrico
Poco después de detener la planta se produjeron una sucesión de explosiones, la primera ocurrió en la Torre de Secado y luego varias en la Torre de Absorción Intermedia.
La investigación del incidente indicó que, al momento de detener la planta, el circuito de agua – correspondiente a un loop cerrado – mantuvo la presión más alta que el
circuito de ácido. Esto provocó que el flujo de agua se dirigiese hacia el lado del ácido,
causando dilución y generación de calor, incrementando así significativamente la temperatura, acelerando la corrosión del material de los tubos y la liberación de hidrógeno.
Figura 5: Corrosión severa en el distribuidor de ácido sulfúrico, TAI. Figura 6: Corrosión superficial en distribuir de ácido
sulfúrico
sulfúrico diluido, el cual quedo atrapado en los filtros vela. El ácido diluido resultante goteó sobre el distribuidor de SX causando corrosión externa de la cañería principal y de los
brazos. En algunas áreas, la corrosión fue tan severa que penetró la cañería (fig. 5).
En algunas áreas hubo pérdida importante de espesor de pared, pero no la formación de agujeros (fig. 6).
4 - Fuga en Enfriadores de Ácido Sulfúrico
Una vez ejecutados los trabajos de reparaciones y luego de
realizado el proceso de calentamiento de la planta, el 8 de enero
del 2012 se dio inicio a la combustión de azufre.
Después de 24 horas de
operación, se detectó un bajo
pH en el agua de refrigeración
y altas temperaturas en el ácido
fuerte. Las primeras sospechas
apuntaban a una fuga en uno de
los enfriadores de ácido y, por lo
tanto, se detuvo la planta.
4.1 - Daño en los Enfriadores de Ácido Sulfúrico
La planta tiene instalado dos enfriadores de ácido los cuales enfrían el ácido que
recircula en las torres (secado, absorción intermedia y absorción final).
Una vez enfriada la planta se procedió a
drenar los enfriadores de ácido, encontrando
una gran cantidad de lodo verdoso. Usualmente el sedimento verde en una planta de
ácido es una indicación de corrosión de aceFigura 8: Presencia de lodo en enfriadores de ácido
ro inoxidable y la presencia de cromo.
Una vez finalizada la maniobra de drenaje de los enfriadores de ácido, se tuvo acceso
a los tubos y la carcasa interna de los enfriadores (fig. 9). La inspección arrojó como resultado que una gran cantidad de tubos fueron severamente afectados, producto de la corrosión (fig. 10).
Figura 9: Inspección a los tubos del enfriador de ácido. Figura 10: Estado de los tubos de los enfriadores de ácido
4.2 - Explosiones por Liberación de Hidrógeno
Producto de la corrosión se liberó una gran cantidad de hidrógeno, lo cual causó en
consecuencia varias explosiones, tanto en la torre de secado como en la torre de absorción
intermedia.
- 242 -
- 243 -
5.1 - Reparación Caldera
La reacción del ácido sulfúrico con un metal causa formación de sulfato del metal y
el gas del hidrógeno:
Para la reacción con fierro en acero carbono e inoxidable, la reacción es
específicamente:
Continuamente se produce hidrógeno en la planta como consecuencia de la corrosión del metal expuesto. Sin embargo, la tasa a la cual se forma el hidrógeno es baja, de
manera que no se alcanzan los límites explosivos y que el flujo continúo de los líquidos
del proceso o el gas prevengan que el hidrógeno se acumule en el equipo.
4.3 - Daños Causado Producto de la Explosiones por Hidrógeno
4.3.1 - Torre de Absorción Intermedia
La Torre de Absorción Intermedia es donde se produjeron la mayor cantidad de daños producto de la explosión.
Se dañaron la totalidad de los filtros vela (45), las mallas de soporte de los filtros vela
colapsaron y la fibra de vidrio salió expulsada quedando en el interior de la cámara de gas
de la torre (figs. 11 & 12).
Figuras 13.1 y 13.2: Daños en los bafles internos del intercambiador de calor gas-gas
• Limpieza placa espejo
• Limpieza de los tubos dañados
• Esmerilado zona de placa dañada
• Mecanizado de la placa espejo
(zona dañada)
Figura 11: Daño de los filtros vela. Figura 12: Estado placa espejo de la torre de absorción intermedia
4.3.2 - Intercambiador de Calor Gas-Gas.
La onda expansiva de las explosiones que sucedieron en la torre de absorción intermedia afectó a los bafles internos del intercambiador de calor gas-gas, lado SO2 (Figs.
13.1 y 13.2).
5 - Plan de Reparación
5.1 - Reparación Caldera
Durante el proceso de reparación de la caldera principal y los equipos afectados por
la fuga se desarrollaron las siguientes actividades:
- 244 -
• Reparación de placa espejo y tubos dañados
• Desbaste mecanizado a todos los
cordones de soldadura en zona
de sobremonta
Figura 13.2
• Remoción del 100% de los cordones de soldadura y volver a soldar los tubos con
la placa espejo
• Ensayos no destructivos realizados al 100% de los cordones de soldadura
• Prueba hidráulica realizada el viernes, 16 de diciembre 2011
• Conforme a lo que estipula el DS 48, se concluye la prueba satisfactoriamente
- 245 -
5.2 - Equipos Dañados
Intercambiador de calor gas-gas
• Limpieza del intercambiador gas-gas.
• Retiro de las juntas de expansión dañadas
• Reparación de las juntas de expansión
• Montaje de las juntas de expansión reparadas
Torre de absorción Intermedia
• Reparación del piping del sistema de irrigación
• Montaje del sistema de irrigación
• Limpieza de la cámara superior de los filtros de vela para remover restos de borra
adheridos a la pared y al piso
• Cierre de la torre de absorción intermedia
5.3 - Reparación Enfriadores de Ácido
La reparación de los enfriadores de ácido se realizó en terreno y se ejecutaron los siguientes trabajos:
• Remoción de todos los tubos (ambos enfriadores)
• Mecanizado placa espejo
• Instalación de fables adicionales
• Re entubados de los enfriadores de ácido
5.4 - Equipos Dañados
Torre Absorción Intermedia
• Retiro de la cúpula de la torre
• Reparación placa espejo
• Instalación de nuevos filtros vela
• Montaje de la cúpula de la torre
Intercambiador de calor gas-gas
• Bloqueo de tubos dañados
• Reparación de los bafles internos
- 246 -
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The Suitability of DoubleAbsorption and Scrubbing
Technologies to Meet
New Emission Standards
By:
Andrés Mahecha-Botero, C. Guy Cooper & Kim Nikolaisen
NORAM Engineering and Constructors Ltd.
Vancouver, BC – Canada
[email protected]
- 251 -
The Suitability of Double-Absorption and Scrubbing Technologies to Meet New Emission Standards
1.1 - Summary of New Chilean Emission Standards
Abstract
New Chilean regulations on sulphur dioxide emissions from sulphuric acid plants
will be implemented in the near future. Existing single-absorption sulphuric acid plants
will require the addition of new equipment to meet the new emission limits.
There are a number of process alternatives for emission reduction. For the specific
requirements of Chilean acid plants, the following advantages are found for double-absorption technology:
Double-absorption by itself can achieve the new Chilean emission standards for all
plants.
• Zero water loss from the plant stack.
• No production of by-products or waste.
• No consumption of chemicals.
• No steam consumption.
• Produces concentrated H2SO4 for sale. Increases acid production by 2 to 10%.
• It uses the same type of equipment as existing (gas exchangers, catalyst, acid tower
and acid cooler). Commonality of controls and spares. Maintenance schedule can be
kept the same as existing.
• Proven technology. Lower technical risk of unplanned shut-down.
• Technology is well known to plant engineers and operators. Little training to existing personnel is required.
• No requirement of: new storage tanks for chemicals, logistics and infrastructure to
supply and handle new chemicals, effort to handle and dispose of byproducts.
• Upgrade can be executed at the same time as other plant debottlenecking work.
• No visible plume from the stack.
• Low operating costs.
well as arsenic, particulate matter and stack opacity. The new rules are tailored specifically to metallurgical plants, going as far as naming each major plant site and giving them
specific limits.
The new legislation gives details on how/where/when to take measurements and report findings. Regular measurement and reporting for SO2 is required by the law.
This paper reviews the new emission limits and evaluates the suitability of doubleabsorption technology for new and existing plants in Chile.
Noram Engineering specializes in upgrading and debottlenecking metallurgical,
acid-regeneration, and sulphur-burning sulphuric acid plants. This paper reviews the
implementation of upgrades using double-absorption technology. Tail gas scrubbing
technologies can also be implemented to meet the new emission targets, and are briefly
discussed in this paper.
Keywords: reduction of emissions, conversion to double absorption, plant upgrade
and debottlenecking, production of sulphuric acid.
1 - Introduction
Tighter emission standards for SO2 were published by the Chilean Ministry of
Environment in December 12, 2013. These new standards address the issues of SO2 as
- 252 -
1.1 - Summary of New Chilean Emission Standards
A summary of the impacts of the new regulations on existing plants is shown in
Table 1. Additional plant information is given in Table 2.
•
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•
•
•
Some important aspects of the new rules are:
Existing Smelter Plants: [1]
New SO2 capture requirement: 95+%. This covers fugitive as well as stack
emissions.
New maximum SO2 emissions from stack: 600 ppmv. This limit cannot be
achieved by single-absorption technologies alone. Double-absorption technology, or
single-absorption followed by tail gas scrubbing is required.
·Each plant is given a total maximum metric tons per year (MTPY) of allowable SO2
emissions. This will limit the ability of existing plants to increase capacity in the
future.
Arsenic: 95%+ capture and emissions of less than 1 mg/Nm3.
PM: Emissions of less than 50 mg/Nm3.
Stack opacity: Less than 20%.
Emissions are frozen as of December 12, 2013 for the transition period until new
limits are introduced.
For existing smelters that do not have a double absorption plant: enforcement of new
limits start in December 12, 2018.
For existing smelters that have at least one double absorption plant: enforcement of
new limits start in December 12, 2016.
Other Existing Plants: [1]
• Maximum emissions from stack: 400 ppmv.
• Arsenic: emissions of less than 1 mg/Nm3
• For other existing plants, enforcement starts in December 12, 2015
- 253 -
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•
•
New Plants: [1]
SO2 capture requirement: 98+%.
Maximum SO2 emissions from stack: 200 ppmv. Double-absorption technology, or
single-absorption followed by tail gas scrubbing is required.
Arsenic: 98+% capture and emissions of less than 1 mg/Nm3
PM: Emissions of less than 30 mg/Nm3
Hg: Emissions of less than 0.1 mg/Nm3
Stack opacity: Less than 20%
[1]
Credits from other Emission Sources:
• No details are given, but the law mentions that some credits can be allocated when
there is permanent measurable proof that there is a reduction beyond the requirement of the law in other emission sources.
1.2 - Comparison of New Chilean Emission Standards with Those of Other Countries
These new limits can be met with existing technologies with very little technical
risk. Typically, the emission limits are expressed as:
• Maximum allowable concentration of SO2 in the stack.
• Minimum recovery % of sulphur (or SO2) based on a plant-wide mass balance.
• Emission factor: mass of SO2 per unit of product produced (e.g. kg SO2/ ton H2SO4
produced).
•
•
•
•
•
[1]
Start-up:
• The above limits are applicable for a time weighed average during 95% of the plant
operation. The other 5% of the time allows for start-up, shut-down and upsets without specific limits.
•
Clarifications and Source Data for Tables 1 & 2: The table was made utilizing information from different sources as follows:
• Emissions as of 2010: Adapted from: [2]
• Temporary limit for transition period, New limit for existing plants and Date of enforcement: Adapted from: [1]
• General plant data: Adapted from: [2], [3], [4] and [5].
1.2 - Comparison of New Chilean Emission Standards with Those of Other
Countries
On a global basis, most of the manmade SO2 emissions come from combustion of
fossil fuels, oil processing, metal smelting and manufacture of sulphuric acid.
Approximately 93% of the global SO2 emissions are released in the northern hemisphere, while only 7% are emitted in the southern hemisphere. [6]
It is noted that about half of all the SO2 emissions from the southern hemisphere
come from smelting. [6] In Chile, most of the SO2 emissions come from smelting operations, contributing four-fold the total SO2 emission from power generation stations. [7]
A clear trend to reduce emissions is seen worldwide. The new emission limits in
Chile are not more stringent than those given for plants in most countries.
- 254 -
•
For example, in the USA:
Most acid plants were converted to double-absorption to meet the emission limits.
Continuous monitoring and reporting is required.
Enforcement of compliance by government agencies (EPA).
The limit of SO2 emissions from the stack in North America is: 2 kg of SO2 per
metric ton of H2SO4 produced (as 100% H2SO4). [8]
For a plant operating with 12% SO2 to bed #1, this corresponds to about 360 ppm
stack SO2 concentration and 99.7% capture of SO2. In practice, typical double-absorption plant emissions in the USA range between 0.5 and 2 kg SO2/MT H2SO4
(corresponding to about 90 to 360 ppm stack SO2 concentration and 99.7 to 99.92%
capture of SO2).
The limit of acid emissions from the stack (including acid mist) is: 0.075 kg of
H2SO4 per metric ton of H2SO4 produced (as 100% H2SO4). [8]
Stack opacity must be less than 10%. [8]
The main drivers for reduction of emissions in the USA were the Clean Air Act of
1963, the Air Quality Act of 1967, the Clean Air Act Extension of 1970, the Clean Air
Act Amendments of 1977, and the Clean Air Act Regulatory Programs of 1990.
The regulations are expected to change in the future in several countries, with the
intent of reducing the emissions as allowed by the Best Available Technologies (BAT).
Many countries, such as Canada, follow EPA or similar guidelines. In some cases –such as in environmentally sensitive areas– stack SO2 concentrations of close to 10
ppm are achieved using further treatment such as double-absorption followed by tail-gas
scrubbing. [9]
- 255 -
2 - Double Absorption Upgrades
Table 1. Chilean metallurgical acid plants specifically mentioned in the new emissions reduction legislation. Overview of the impact of the new regulations on SO2 emissions in Chile. Own work based on information from references [1], [2], [3], [4] and [5]
Table 2. Other sulphuric acid plants in Chile (existing and new)
Figure 1. Example of a single-absorption gas system (4-bed configuration). Stream information: Stream 1: Process gas from
gas-cleaning. Streams 2 & 23: Process dilution air. Stream 35: Clean gas to stack.
2 - Double Absorption Upgrades
Smelter gases contain a long list of chemical species including SO2, SO3, H2SO4,
As, Se, F, Cl, Pb, Cd, Cu, Bi, dust, etc. Several decades ago, untreated smelter gases were
discharged to the environment via very tall stacks (100 to 370 m in height). However, this
practice is no longer acceptable. Currently, the smelter gases are processed in a gas cleaning plant followed by a sulphuric acid plant. The smelter acid plant design intent is to:
• Reduce emissions of SO2, SO3 and H2SO4 to the environment by 97 to 99.9% (depending on plant design). The recovery of these sulphur species has benefits from the
environmental, health, process performance and equipment longevity points of view.
• Produce commercial sulphuric acid for sale, or for internal use.
Single-absorption sulphuric acid plants were common prior to the 1970’s, having
stack emissions in the range of 2.000 to 10.000 ppm, and SO2 capture rates of 97+%.
Figures 1 and 2 give examples of the process configuration of single-absorption sulphuric acid plants.
Double-absorption allows for higher SO2 capture by shifting the chemical equilibrium of SO2 oxidation by removing the SO3 product.
Converting an existing single-absorption plant into double-absorption can increase
the production rate of sulphuric acid due to increased SO2 capture (by 2 to 10%), and due
- 256 -
- 257 -
2.1 - Advantages of Upgrading to Double-Absorption
Figure 2. Example of a single-absorption acid system. Stream information: Stream 13: Product H2SO4 to storage. Stream 14:
Process dilution H2O.
Figure 4. Example of a double-absorption acid system. Stream information: Stream 12: Product H2SO4 to storage. Streams 13 &
14: Process dilution water. Streams W1 to W6: Cooling water.
to the ability to increase process gas concentrations (by 10 to 30%). The benefits of conversion to double absorption are maximized if the plant upgrade is carried out together
with a debottle-necking and capacity increase project. [10]
To convert a single-absorption plant into double-absorption, it is required to install
new equipment to cool/reheat the gas and to absorb the available SO3. Figures 3 and 4
give examples of the process configuration of double-absorption sulphuric acid plants.
New double-absorption acid plants use one of the following configurations:
• 2/2 Configuration: Usually not used for new designs, since it requires larger heat
exchange equipment and higher catalyst volumes.
• 3/1 Configuration: This has become the standard for modern contact sulphuric acid
plants. Conversions of 99.7 to 99.8+% can be achieved (corresponding to about 240
to 360 ppm of SO2 in the stack).
• 3/2 Configuration: Design used for modern contact sulphuric acid plants where
conversions 99.9+% are required (corresponding to less than 90 ppm of SO2 in the
stack). In many parts of the world this is considered the Best Available Demonstrated
Technology (BADT).
Figure 3. Example of a double-absorption gas system (3/1 Configuration). Stream information: Stream 20: clean gas to stack
- 258 -
2.1 - Advantages of Upgrading to Double-Absorption
The following advantages are found for double-absorption technology:
• Capability: Double absorption by itself can achieve the new Chilean emission standards for all plants.
• Water conservation: Zero loses of water from the plant stack. This is particularly important when comparing against other technologies (such as scrubbing) that have
large water losses because they saturate the process gas with water. This is also important in dry locations such as those found in some parts of Chile.
• No production of by-products or waste: Other technologies produce a scrubbing
waste, which is proportional to the plant rate and inlet concentration of SO2, SO3
and H2SO4.
• No consumption of chemicals: Other technologies consume scrubbing chemicals
in proportion to the plant rate and inlet concentration of SO2, SO3 and H2SO4.
Examples of these chemicals are caustic, ammonia, hydrogen peroxide, milk of lime,
limestone, etc.
• No steam consumption: In contrast, regenerative scrubbing requires a constant feed
of steam to regenerate the absorbing chemicals.
• Produces concentrated H2SO4 for sale: Increases acid production by 2 to 10%.
- 259 -
2.4 - New Equipment
• Familiar technology: It uses the same type of equipment as existing (gas exchangers,
converter catalyst, acid tower and acid cooler). Commonality of controls and spares.
Maintenance schedule can be kept the same as existing.
• Proven technology: Lower technical risk of having unplanned shut-downs. The
revenue of metallurgical plants comes from metal production, and the penalty of
unplanned shut-downs is of the order of hundreds of thousands of dollars per day.
• Known technology: Technology is well known to plant engineers and operators.
Little training to existing personnel is required.
• Simple logistics: No requirement of: new storage tanks for chemicals, logistics and
infrastructure to supply and handle new chemicals, effort to handle and dispose of
byproducts.
• Public perception: No visible plume from the stack. In comparison, scrubbing technologies have a visible plume caused by water vapor. This can cause negative public
perception due to stack opacity. It is not clear if a variance would be required to meet
the new stack opacity regulations.
• Upgrade can be executed at the same time as other plant debottle-necking work.
• Low operating costs.
• Catalyst activity and the catalyst type: Adequate catalyst selection and sufficient catalyst activity are required to achieve, and maintain high conversion.
• Plant production rate: The plant production rate is directly linked to the plant emissions in terms of absolute emissions and percent recovery.
• Interpass absorption tower efficiency: Low absorption efficiency can lead to SO3
carryover to the converter beds downstream and reduce the performance of the catalyst due to equilibrium constraints.
• Design of the acid cross-flow between the absorption towers in the sulphuric acid
loop: This is important because SO2 can be absorbed in the dry and interpass acid
towers, transferred to the final tower and stripped into the tail gas. The acid loop
should be designed to eliminate SO2 stripping from the final acid tower.
2.3 - Design Considerations to Reduce SO2 Emissions
A number of strategies can be implemented to reduce the emissions of SO2 from acid plants. The following should be reviewed:
• Loading of the catalytic converter: Sufficient catalyst volumes are required to achieve
high conversion.
• Design and mechanical conditions of catalytic converter: Adequate gas distribution
is required to maximize conversion and to avoid gas bypassing. Moreover, the converter inter-bed division plates should be gas-tight to avoid gas bypassing.
2.4 - New Equipment
The implementation of double-absorption technology upgrades requires careful
evaluation of the existing plant to identify upgrade oportunities from the process engineering and mechanical layout points of view. [10] [11]
Figure 5 (next page) shows the main equipment needed for the upgrade. For a typical plant, the following is required:
1. New Gas-to-Gas Heat Exchanger(s): Usually, two gas-to-gas heat exchangers are
required to cool the process gas from the temperatures at the outlet of the catalyst beds (400 to 450°C) to a temperature adequate to feed the acid towers (160 to
220°C).
These exchangers are also useful to re-heat the process gas from the tower outlet
temperature (60 to 90°C) to a temperature adequate for catalysis in the final converter bed(s) (typically 370 to 415°C). Radial flow heat exchangers can provide lower
pressure drops and require less heat transfer area than conventional single- and double-segmental exchangers. [11] [13]
Hot-sweep gas exchangers (Figure 5-B) have been shown to significantly reduce
cold exchanger sulphate fouling and the associated pressure drop. [12]
2. New Acid System: The duty of the existing absorption system typically does not
change significantly, and it can be re-used as interpass absorption system. In some
occasions, if the plant wants to increased capacity (beyond the capability of the existing acid system), or if the plant wants to install a heat recovery system, it is possible
to re-use the existing absorption system as final acid system. The following equipment is required:
a. New Acid Tower: A new tower is required for the conversion to double-absorption (Figure 5-A). This tower can be brick-lined or made of a metal alloy. [11] [13]
[14]
The tower can be located in the existing acid area, with piping and ducting
- 260 -
- 261 -
2.2 - Requirements to Convert to Double-Absorption
To upgrade a plant to double-absorption, the following must be considered:
• New equipment for the final absorption system.
• New gas heat exchange equipment.
• Review of plant hydraulics to accommodate additional pressure drop, in the order
of 25 to 40’’ WC (7.4 to 9.9 kPa). Changes to the blower are typically not required.
Usually, a plant-wide study can find pressure drop saving opportunities by means of
using higher performance tower packing, or different equipment considerations.
• Review of plant layout and existing equipment.
• Compared to single-absorption, there is some reduction in available energy for recovery. This is not an issue in metallurgical plants that use SO3 coolers with heat
rejection.
3 - Tail Gas Scrubbing
the new emission targets. In many cases, the existing converter has enough spare
volume to accommodate the additional catalyst loads.
If the converter is undersized, it can be modified for the new service. The internals
of one converter bed are shown in Figure 5-C. Comprehensive process simulations
are required to identify opportunities and bottlenecks. [15]
Figure 5. New equipment to upgrade a single-absorption plant to double-absorption technology. A) Final acid tower (Noram
brick-lined design. Noram SX alloy tower as an option). B) Interpass heat exchanger (Noram radial-flow design). C) Noram
converter internals shown. Typically the converter can be re-used (catalyst volumes may change). D) Final tower acid pump. E)
Final tower acid cooler (Noram anodically protected design. Noram SX alloy cooler as an option).
3 - Tail Gas Scrubbing
Tail gas scrubbing can also be used to meet the new emission standards. These technologies require chemicals such as caustic, ammonia, hydrogen peroxide, milk of lime,
limestone, etc. They normally have somewhat lower capital cost than conversion to double-absorption, but have much higher operating costs than double-absorption. The selection of the scrubbing chemistry depends on:
• Potential use for by-products. The best case scenario occurs when the byproduct
can be used elsewhere in the plant. An example of this is hydrogen peroxide scrubbing, which produces weak H2SO4, which can be used in the acid plant to increase
acid production.
However, hydrogen peroxide is an expensive chemical that is normally only used to
scrub small amounts of SO2, and is typically not used in single-absorption plants.
• Handling and disposal of by-products.
• Local availability of chemical.
• Local price of chemical taking into account delivery and handling.
• Familiarity of the plant site with the scrubbing chemical.
designed to match the requirements of the existing equipment. Normally, alloy
towers can be installed faster because they do not require the work associated
with brick-lining. In any case, a short plant shut-down is required to connect
the tie-ins.
b. New Acid Cooler: A cooler is required to remove the heat of SO3 absorption
into the product sulphuric acid (Figure 5-E). This cooler can be made of anodically protected steel or metal alloy. [11]
c. New Acid Pump: An acid circulation pump is required. It can be submerged
(Figure 5-D) or in-line. Depending on the design of the new acid tower, a new
pump-tank may be required.
3. Review of Converter Capacity: The SO2 conversion capability must be reviewed
under the upgraded conditions. Increased catalyst volumes are required to achieve
A number of technologies can be used to contact the process gas with the scrubbing
chemical. Table 3 compares different scrubbing technologies based on performance (independent of the chemical used). The use of conventional scrubbers has been discussed
elsewhere in the literature. [16] Some aspects to consider are:
• Packed-Beds: Use static packing inside a countercurrent contacting tower. The principle of operation is similar to that used in acid plant towers.
• Reverse Jets: Use large liquid flow in contact with the gas in a froth-zone.
• Venturis: Use a flow restriction to allow for cocurrent contact between the liquid
and the gas.
• Spray Towers: Produce fine liquid droplets in atomization nozzles. They can be cocurrent or counter-current.
• Fluidized-Beds: Gas and liquid are contacted over a moving bed. [17] Gas and liquid
are counter-current.
- 262 -
- 263 -
Scrubbing
Technology
Fluidized-Bed
Scrubber [17]
Packed-Bed
Scrubber
Reverse Jet
Scrubber
Venturi type
Scrubber
Spray Tower
Scrubber
Equipment
Size
Dust
Removal
Mass
Transfer
Handles
Slurries
Energy
Requirements
Medium
Good
High Efficiency
Yes
Low to Medium
Large
Blockage
No
Low to Medium
Medium
Good
Medium
Efficiency
Medium
Efficiency
Yes
Medium
Medium
Good
Low Efficiency
No
High
Large
Some
Low Efficiency
No
Low
5 - Acknowledgements
Table 3. Comparison of Scrubbing Technologies
3.1 - Equipment Requirements
For a typical plant, the following is required:
1. New Scrubbing System: The following equipment is required:
a. New Scrubbing Tower: A new tower is required to contact the process gas with
the scrubbing liquid. The tower can be made of steel, FRP, or other materials of
construction. Available technologies for the scrubbing tower include: packedbeds, reverse-jets, Venturis, spray towers or fluidized-bed scrubbers.
b. New Scrubber Cooler: A cooler may be required to reject the heat from the
process gas. Additional cooling is supplied by the adiabatic saturation of the dry
process gas.
c. New Scrubber Pump: A circulation pump is required (submerged or in-line).
Depending on the design of the new scrubbing tower, a new pump-tank may
be required.
2. New Scrubbing Ancillaries: The following equipment is required:
a. New SO2 Stripping Tower: Only required for some scrubbing technologies
such as regenerative scrubbers and ammonia scrubbers.
b. New by-product storage tank: required to store scrubbing byproducts.
c. New scrubbing chemicals tank: required to store scrubbing chemicals.
d. New ancillary pumps: to handle scrubbing and waste liquids.
3. Review of Stack: Scrubbing systems saturate the process gas with water. For this
reason it is sometimes recommended to review the materials of construction of the
stack. Since the scrubber operates at low temperature, the stack gas can have a negative draft, which may require further treatment to be eliminated.
Fig. 6: Examples of fluidized-bed scrubber installations (Noram’s Turbo-Scrubber®).[17] Top: SO2, fine particulate abatement
and heat recovery. Right: SO2 and fine particulate abatement.
also applicable to meet the new standards. Advantages, disadvantages and equipment requirements are described in the paper.
The implementation technology upgrades requires careful evaluation of the existing plant to identify upgrade opportunities from the process engineering and mechanical
layout points of view.
An experienced engineering firm can help to solve problems, find ways to optimize
technical solutions and support clients in the implementation of a plant upgrade of this
magnitude.
4 - Conclusions
Double-absorption technology can be used to meet the new Chilean regulations in
a cost-effective, technically sound and sustainable manner. Scrubbing technologies are
5 - Acknowledgements
The authors acknowledge the colleagues and plant operators whom have contributed to this paper.
- 264 -
- 265 -
Specialists in cross-platform
content and sales-tool creation
6 - References
[1]
Ministerio del medio ambiente. “Norma de emisión para fundiciones de cobre y fuentes emisoras de arsénico”. (2013)
[2]
Geoaire. “Evaluacion de beneficios de una norma de emission para fundiciones de cobre. Para Ministerio
del Medio Ambiente de Chile”. (2012)
[3]
Acid plant database, (2014) http://www.sulphuric-acid.com/sulphuric-acid-on-the-web/acid%20plants/
Acid_Plant_Index.htm.
[4]
Rojas, S. “Norma de Emisión de SO2 y As para las Fundiciones de Cobre de Chile”. Cobras. (2013)
[5]
Ministerio del Medo Ambiente. “Anteproyecto Norma de Emisiones” (2012)
[6]
WHO. 1979. Sulfur Oxides and Suspended Particulate Matter, Environmental Health Criteria. World
Health Organization, Geneva ( http://www.inchem.org/documents/ehc/ehc/ehc008.htm).
[7]
Benítez, R. Ministerio del Medo Ambiente. “Anteproyecto Norma de Emisión para Fundiciones de Cobre”
[8]
USA EPA environmental standards: 40 CFR 60 Subpart H 60.82 & 83, (1974).
[9]
Mahecha-Botero, A. and Cooper, G. “Clean and efficient sulphuric acid and sulphur dioxide manufacture”. in American Institute of Chemical Engineers (AIChE) Conference, Chapter of the 36th International
Phosphate Fertilizer & Sulfuric Acid Technology Conference, (2012). www.aiche-cf.org.
[10] Mahecha-Botero, A., Cooper, C.G., Aksenov, I., Nikolaisen, K. “Debottlenecking metallurgical and sulphur-burning sulphuric acid plants: capacity increase and reduction of emissions”. in CRU Sulphur Conference, (2013). Miami, USA. Nov. 4-7, (2013).
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[11] Cooper, C.G., Mahecha-Botero, A., Nikolajsen, K., Ferris, B. and Guenkel, A. “High performance equipment designs for sulphuric acid plants”. “IX Round Table of Sulphuric Acid Plants (Mesa Redonda de Plantas de Acido Sulfúrico)” Antofagasta, Chile. October 14-17 pages 100 – 106, (2012).
[12] Nikolaisen, K., Mahecha-Botero, A., Cooper, C.G. “Improved Performance with Split Flow Gas-Gas Heat
Exchangers”. in CRU Sulphur Conference, (2014). Presentation in: Paris, France. Nov. 3-6, (2014).
[13] Cooper, C.G., Mahecha-Botero, A., Trenkel, K., Nikolajsen, K., Orlando, J., and Guenkel, A. “Design of bricklined absorption towers in sulfuric acid service”. in American Institute of Chemical Engineers (AIChE)
Conference, Chapter of the 37th International Phosphate Fertilizer & Sulfuric Acid Technology Conference, (2013). www.aiche-cf.org. Keynote Presentation at Forum in: Clearwater, USA. June 7-8, (2013).
#9
#-9
Y
+
CM
MY
CY
CMY
K
[14] Cooper, C.G., Mahecha-Botero, A., Trenkel, K., Nikolaisen, K., Guenkel, A., Orlando, J. “Design of brickedlined towers for mass transfer applications in sulphuric acid service”. in CRU Sulphur Conference, (2013).
Keynote Presentation at Forum in: Miami, USA. Nov. 4-7, (2013).
[15] Lee, G., Cooper, C.G., Mahecha-Botero, A., Nikolaisen, K. “Steady State and Dynamic Simulation of Sulfuric Acid Plants”. in American Institute of Chemical Engineers (AIChE) Conference, Chapter of the 38th
International Phosphate Fertilizer & Sulfuric Acid Technology Conference, (2014). www.aiche-cf.org. Presentation in: Clearwater, USA. June 6-7, (2014).
[16] Kohl, A., Riesenfeld, F. Gas Purification. Gulf Publishing. (1979)
[17] Nikolaisen, K., Missions, D., Davis, H., Mahecha-Botero, A. “Tail gas SO2 scrubbing using fluidized bed
technology”. in CRU Sulphur Conference, (2013). Miami, USA. Nov. 4-7, (2013).
- 266 -
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Índice de Contenidos Table of Contents
Prefacio.....................................................................................................................................5
Preface.......................................................................................................................................7
Contenidos | Contents..........................................................................................................8
Sustitución de Materialen Zona Ácida de Torres de Absorción C-02 y C-03..... 13
Resumen...........................................................................................................................14
Palabras Clave...................................................................................................................14
Abstract.............................................................................................................................14
Key words.........................................................................................................................14
I - Introducción................................................................................................................15
II - Estudio de Corrosión................................................................................................15
III - Diseño Estructural de la Torre................................................................................18
Resultados Del Cálculo Estructural ..............................................................................21
IV - Ingeniería para Construcción de las Torres.......................................................... 22
Modificaciones al Proceso.............................................................................................. 22
Ingeniería de Detalle....................................................................................................... 22
Informes Generados....................................................................................................... 24
Secuencia de Laminado.................................................................................................. 26
V - Resultados.................................................................................................................. 26
VI - Lecciones Aprendidas............................................................................................. 26
Referencias....................................................................................................................... 27
Control e Inspección de Equipos para Asegurar el Cumplimiento de la Norma
de Emisiones......................................................................................................................... 29
Introducción.................................................................................................................... 30
Las Emisiones de SO2 y el Diseño de la Planta............................................................. 32
Medidas de Control........................................................................................................ 33
Holtec Ensayos no Destructivos (END, NDT)...........................................................35
Resumen...........................................................................................................................37
Holtec Capacitaciones......................................................................................................37
- 268 -
- 269 -
Mantención Mayor, Tren de Gases del Convertidor Teniente y Planta de Ácido
Sulfúrico N° 3........................................................................................................................39
1 - Introducción............................................................................................................... 40
2 - Antecedentes.............................................................................................................. 40
3 - Conclusiones...............................................................................................................41
3.1 - High Level Considerations.....................................................................................71
Saving Time andMoney with Form-in-PlaceGasket Material.............................. 43
Process & Application Background............................................................................... 44
Case Study........................................................................................................................45
Problem.............................................................................................................................45
Solution............................................................................................................................ 46
Results.............................................................................................................................. 46
Other Applications For Gore® Gasket Tape..................................................................47
Gore® Series 500 Gasket Tape in large steel applications............................................ 48
Gore® Series 600 Gasket Tape in Glass-Lined Steel Applications............................. 48
Economizer .................................................................................................................... 73
Leakage Behavior of Gaskets in Flanged Connections.............................................51
Abstract.............................................................................................................................52
Nomenclature..................................................................................................................52
Introduction..................................................................................................................... 53
Evaluation method for leakage rates.............................................................................. 53
Torque calculation methods........................................................................................... 54
Observations.................................................................................................................... 56
Conclusions..................................................................................................................... 56
References.........................................................................................................................57
Hydrogen Formation in Sulphuric Acid Plants and Considerations for Risk
Mitigation...............................................................................................................................61
1 - Introduction............................................................................................................... 62
Workgroup Members..................................................................................................... 62
2 - Theoretical Considerations....................................................................................... 63
2.1 - Explosion Limits..................................................................................................... 63
2.2 - Explosion Pressure and Ignition Energy.............................................................. 65
2.3 - Hydrogen Formation Rate.................................................................................... 66
2.4 - Normal Variation or Excursion of Acid Concentration During Operation......69
3 - Plant and Equipment Design Considerations..........................................................70
- 270 -
3.1.1 - Avoid Hydrogen Formation.................................................................................71
3.1.2 - Avoid Hydrogen Accumulation......................................................................... 72
3.1.3 - Equipment Specific Aspects............................................................................... 72
Acid Coolers.................................................................................................................... 72
Absorption towers........................................................................................................... 73
3.1.4 - Operation and Maintenance................................................................................74
4 - Conclusions . ..............................................................................................................75
5 - References....................................................................................................................76
Reforma del Sistema de Carga de Ácido Sulfúrico para Despacho en Camiones..... 77
1 - Reseña histórica de Planta de Ácido Sulfúrico.........................................................78
2 - Instalaciones antiguas y sus problemáticas...............................................................78
3 - Proyecto de reforma: Objetivos................................................................................ 79
4. Problemas presentados y acciones correctivas derivadas..........................................81
5 - Desarrollo Final......................................................................................................... 82
Topsoe WSA Technology for Small, Compact Sulfuric Acid Production Units.... 85
1 - Abstract....................................................................................................................... 86
2 - Introduction............................................................................................................... 86
2.1 - WSA technology..................................................................................................... 86
2.2 - The Rio Seco project.............................................................................................. 87
3 - Fundamental principles of the WSA technology when used to treat H2S gas and
burn sulfur at the Rio Seco site ..................................................................................... 88
3.1 - Process description................................................................................................. 88
3.1.1 - Combustion of acid gas, molten sulfur and fuel gas......................................... 89
3.1.2 - Conversion of SO2 into SO3 and subsequent cooling...................................... 89
3.1.3 - Sulfuric acid condensation and cooling..............................................................91
3.1.4 - H2O2 scrubbing of process gas........................................................................... 92
3.1.5 - Stack...................................................................................................................... 93
3.1.6 - Steam system........................................................................................................ 93
4 - Features of the WSA technology.............................................................................. 93
4.1 - Higher energy efficiency........................................................................................ 94
- 271 -
4.2 - Feed flexibility........................................................................................................ 94
4.3 - Catalyst.................................................................................................................... 94
4.4 - Product.................................................................................................................... 94
4.5 - Cost.......................................................................................................................... 95
5 - Rio Seco WSA unit design, layout and start-up...................................................... 95
5.1 - Design...................................................................................................................... 95
5.2 - Lay-out.................................................................................................................... 95
5.3 - Start-up.................................................................................................................... 96
Solid Construction PTFE Step-Face Gaskets for Improved Sealing Performance in Mondi™ Piping................................................................................................101
Abstract.......................................................................................................................... 102
Nomenclature............................................................................................................... 102
Keywords/terms............................................................................................................ 102
1 - Introduction............................................................................................................. 102
2 - Analytical Methodology and Analysis................................................................... 103
2.1 - Flange Design....................................................................................................... 103
2.2 - Creep Relaxation.................................................................................................. 104
2.3 - Load Retention..................................................................................................... 105
2.4 - Adhesive Compatibility....................................................................................... 107
2.5 - Sealability.............................................................................................................. 107
3 - Conclusions.............................................................................................................. 109
4 - Acknowledgments....................................................................................................111
5 - References..................................................................................................................111
I - Introducción............................................................................................................. 122
A - Antecedentes........................................................................................................... 123
B - Operación en Modo Manual (simulación y entrenamiento).............................. 124
II - Incidente y Falla...................................................................................................... 125
A - Colapso de Sistema de Control............................................................................. 125
B - Acciones y Contingencias...................................................................................... 125
C - Soluciones posteriores............................................................................................ 125
III - Nueva Planta y Sistema de Control..................................................................... 126
A - Proyecto................................................................................................................... 126
B - Recurso.................................................................................................................... 127
C - Implementación...................................................................................................... 127
IV - Conclusiones.......................................................................................................... 128
A - ¿Por Qué Mejorar el Sistema de Control?............................................................ 128
B - ¿Cómo Mejorar el Sistema de Control?................................................................ 129
C - ¿Qué Mejorar del Sistema de Control?................................................................ 129
D - Resultados............................................................................................................... 129
Referencias..................................................................................................................... 130
Recuperación de Calor Residual en Plantas de Ácido Sulfúrico......................... 133
Resumen ....................................................................................................................... 134
Abstract.......................................................................................................................... 134
Introducción ................................................................................................................. 135
Antecedentes Generales de las Fundiciones y Plantas de Ácido .............................. 135
Requerimientos energéticos de las fundiciones de cobre.......................................... 135
Maximizing Power Generation from Metallurgical Sulphuric Acid Plants.....113
Abstract...........................................................................................................................114
Introduction....................................................................................................................114
Process description.........................................................................................................114
Case study.......................................................................................................................117
Evaluation.......................................................................................................................119
Conclusion......................................................................................................................119
Generación de energía eléctrica mediante un Ciclo Orgánico de Rankine (ORC)... 138
Mejoras en Sistema de Control para Nueva Planta de Ácido Sulfúrico.............121
Desalinización de agua de mar.....................................................................................140
Resumen........................................................................................................................ 122
Abstract ......................................................................................................................... 122
Vapor de baja presión......................................................................................................140
- 272 -
Calor generado en plantas de ácido sulfúrico metalúrgicas....................................... 136
Estado del Arte ..............................................................................................................137
Recuperación de calor residual de alta temperatura/vapor de alta o media presión..137
Vapor de baja o media presión.......................................................................................137
Generación de agua caliente......................................................................................... 138
Tecnologías para baja concentración de SO2 (menor a 14%)......................................140
- 273 -
Tecnologías para alta concentración de SO2................................................................142
Economizador................................................................................................................169
Cuantificación del calor residual . ................................................................................143
Torres de absorción y secado.........................................................................................169
Metodología para realizar los balances de energía...................................................... 144
Circuito de recirculación de ácido................................................................................170
Datos de las Fundiciones Estudiadas............................................................................145
Tratamiento de gases......................................................................................................171
Fundición 1.....................................................................................................................145
Sistema de control..........................................................................................................172
Fundición 3.....................................................................................................................147
Sopladores.......................................................................................................................172
Resultados de los balances de energía y análisis de resultados . .................................148
Electrogenerador............................................................................................................172
Fundición 1 . ..................................................................................................................148
Condensador..................................................................................................................173
Fundición 2 . ..................................................................................................................149
Tratamiento de agua......................................................................................................173
Fundición 3.....................................................................................................................149
Puesta en marcha............................................................................................................173
Alternativas de Recuperación y Cálculo de Beneficios . ........................................... 150
How to Effectively Manage and Reduce Emissions in Sulfuric Acid Plants Using State-of-the-Art MECS® Catalysts.......................................................................175
Precalentamiento de agua de caldera............................................................................151
Precalentamiento de aire de dilución............................................................................151
Generación de energía eléctrica mediante OCR.........................................................151
Evaluación Económica y Análisis de Riesgo............................................................... 153
Aire precalentado . ........................................................................................................ 154
Generación de energía eléctrica con OCR ................................................................ 154
Análisis de Riesgo.......................................................................................................... 154
Uso de vapor en un secador rotatorio indirecto......................................................... 156
Agua precalentada para uso en caldera........................................................................ 156
Aire precalentado para uso en secador de lecho fluidizado ...................................... 156
Generación de energía usando OCR ..........................................................................157
Conclusiones................................................................................................................. 158
Referencias......................................................................................................................159
Abstract...........................................................................................................................176
A Rich History of Catalyst Developments..................................................................176
Platinum to Vanadium...................................................................................................176
Energy Savings and Reduced Emissions.....................................................................177
Developments for the modern plant............................................................................178
Application at Fluorsid II.............................................................................................. 180
Innovative New Product Introductions...................................................................... 180
Proven MECS® Catalyst Excellence - Client Case Studies...................................... 182
PCS Aurora - Exceeding Design Capacity and Environmental Footprint Reductions. 183
Fluorsid I and II – Capital Expenditure Reduction while Meeting All Criteria..... 184
Enami – Local Service, Expert Analysis and Proven Performance.......................... 184
Summary....................................................................................................................... 186
Nueva Plantade Producción de Ácido Sulfúrico en Uruguay............................. 163
Tailor-Made Catalyst Solutions to Meet the Demands for Lower SO2 Emissions........................................................................................................................................187
Resumen........................................................................................................................ 164
Abstract.......................................................................................................................... 188
1 - Introducción............................................................................................................. 164
1 - Introduction............................................................................................................. 188
2 - Ingeniería...................................................................................................................166
2 - Topsoe’s sulfuric acid catalysts - the VK series.......................................................189
Fusión . ...........................................................................................................................166
2.1 - VK38.......................................................................................................................189
Combustión....................................................................................................................167
2.2 - VK48.......................................................................................................................189
Caldera............................................................................................................................167
2.3 - VK59...................................................................................................................... 190
Convertidor o reactor....................................................................................................168
2.4 - VK69...................................................................................................................... 190
- 274 -
- 275 -
2.5 - VK-701 Leap5™.....................................................................................................191
Single absorption plants.................................................................................................191
Double absorption plants...............................................................................................191
2.6 - Example: Reduced emissions from a double-absorption plant........................ 192
3. Industrial experience with VK69..............................................................................193
3.1 - Southern Peru Copper Corporation, Case Story...............................................193
4. Conclusion..................................................................................................................194
4. Conclusion..................................................................................................................195
Sistema de Calificación y Manejo Adecuado de Aceros Inoxidables Ricos en
Sílice.......................................................................................................................................197
Introducción...................................................................................................................198
Aceros Inoxidables con Alto Contenido de Sílice.......................................................199
Diseño y Fabricación......................................................................................................199
Soldadura....................................................................................................................... 200
Segregación.................................................................................................................... 201
Control de Calidad........................................................................................................ 202
Calificación y Trazabilidad........................................................................................... 202
Referencias..................................................................................................................... 203
Reparación de Tanque de Azufre SR-01A................................................................. 207
Resumen........................................................................................................................ 208
Palabras Clave: Tanque de almacenamiento, azufre, ingeniería de reparación....... 208
Abstract.......................................................................................................................... 208
I - Introducción............................................................................................................. 209
II - Diagnóstico de la Falla............................................................................................ 209
III - Ingeniería de la Reparación....................................................................................210
Objetivos.........................................................................................................................212
Espesor de Pared............................................................................................................213
IV - Resultados ..............................................................................................................214
V - Referencias................................................................................................................215
Ingeniería........................................................................................................................219
Planificación de las Actividades de construcción........................................................219
Trabajos iniciales.............................................................................................................219
Inicio de las obras...........................................................................................................219
Aplicación de membrana base.......................................................................................219
Montaje de los ladrillos:................................................................................................ 220
Instalación del domo..................................................................................................... 220
Instalación de ladrillos sobre el domo......................................................................... 220
Corona final - flanjes.................................................................................................... 220
Instalación de boquillas................................................................................................ 220
Instalación de entrada de gases desde fundición......................................................... 220
Inspección final y sello de las juntas............................................................................ 221
Mist Elimination Techniques........................................................................................ 225
Introduction................................................................................................................... 226
1 - Definition of aerosols: fume, mist and spray......................................................... 226
1.1 - Size by sources in sulphuric acid plants............................................................... 227
2 - Mist removal mechanisms...................................................................................... 227
2.1 - Inertial impaction................................................................................................. 227
2.2 - Direct interception .............................................................................................. 228
2.3 - Brownian diffusion ............................................................................................. 228
2.4 - Total effect of particle elimination...................................................................... 228
3 - Equipment used in mist separation........................................................................ 229
3.1.1 - Special applications: fluoride glass attack......................................................... 230
3.1.2 - Special applications: solid barrier.......................................................................231
3.1.3 - Special applications: drainage layer....................................................................231
3.2 - Fiberwind™ IM type ...........................................................................................231
3.3 - Wire Mesh mist eliminators.................................................................................231
3.4 - Tidevane™ mist eliminator . ............................................................................... 232
Ingeniería y Construcción de una Torre de Absorción............................................217
4 - Non-ferrous metallurgical plants: SO2 gas cleaning section............................... 233
Resumen.........................................................................................................................218
4.1 - Venturi-scrubbers................................................................................................. 233
Introducción...................................................................................................................218
Fases de una Obra de Construcción de una Torre de Absorción..............................219
4.2 - Wet ESPs............................................................................................................... 234
- 276 -
Major features................................................................................................................ 235
- 277 -
Fugas y Consecuencias en Equipos Principales en Planta de Ácido Sulfúrico.... 237
2.3 - Design Considerations to Reduce SO2 Emissions............................................ 260
1 - Resumen................................................................................................................... 238
2.4 - New Equipment ...................................................................................................261
2 - Introducción............................................................................................................. 238
3 - Tail Gas Scrubbing.................................................................................................. 263
3 - Falla en Caldera Recuperadora de Calor............................................................... 239
3.1 - Equipment Requirements.................................................................................... 264
3.1 - Incidente................................................................................................................ 239
4 - Conclusions.............................................................................................................. 264
3.2 - Impacto sobre la Planta de Ácido........................................................................ 239
5 - Acknowledgements................................................................................................. 265
3.2.1 - Convertidor . ..................................................................................................... 240
6 - References................................................................................................................. 266
3.2.3 - Intercambiador de Calor Gas-Gas Vertical..................................................... 240
Índice de Contenidos | Table of Contents................................................................. 269
3.2.4 - Sistema de ductos entre Intercambiador de Calor Horizontal y Torre de
Absorción Intermedia ...................................................................................................241
3.2.5 - Torre de Absorción Intermedia . ......................................................................241
4 - Fuga en Enfriadores de Ácido Sulfúrico................................................................ 242
4.1 - Daño en los Enfriadores de Ácido Sulfúrico...................................................... 243
4.2 - Explosiones por Liberación de Hidrógeno......................................................... 243
4.3 - Daños Causado Producto de la Explosiones por Hidrógeno . ........................ 244
4.3.1 - Torre de Absorción Intermedia........................................................................ 244
4.3.2 - Intercambiador de Calor Gas-Gas.................................................................. 244
5 - Plan de Reparación ................................................................................................. 244
5.1 - Reparación Caldera . ............................................................................................ 244
5.2 - Equipos Dañados.................................................................................................. 246
5.3 - Reparación Enfriadores de Ácido........................................................................ 246
5.4 - Equipos Dañados.................................................................................................. 246
The Suitability of Double-Absorption and Scrubbing Technologies to MeetNew Emission Standards ................................................................................................251
Abstract.......................................................................................................................... 252
1 - Introduction............................................................................................................. 252
1.1 - Summary of New Chilean Emission Standards............................................... 253
1.2 - Comparison of New Chilean Emission Standards with Those of Other
Countries....................................................................................................................... 254
2 - Double Absorption Upgrades................................................................................ 256
2.1 - Advantages of Upgrading to Double-Absorption............................................. 259
2.2 - Requirements to Convert to Double-Absorption............................................. 260
- 278 -
- 279 -
X Mesa Redonda
de Plantas de Ácido Sulfúrico
Punta Arenas - Chile
Organización:
Holtec Ltda.
Portus #1361, San Felipe - CHILE
Tel: +56 34 251 5557
www.holtec.cl
2014
Organización:
Holtec Ltda.
Portus #1361, San Felipe - CHILE
Tel: +56 34 251 5557
www.holtec.cl
Sponsors
BASF
CSI
Lewis Pumps
Mecs-Dupont
Sulphurnet
Twin Filter
Participants
BASF
B&W
Beltran
Clark-Koch
CSI
Eisenmann
Gamhersa
Ingal
Invenio
Koch-Knight
Lewis Pumps
Mecs-Dupont
Mefasa
Metalcop
Nicolaides
Noram
Outotec
Pequiven
Siemens
Steuler KCH
Sulphurnet
Tecnolita
Tenova
Twin Filter
Vorwerk
Organización:
Papers

Papers - X Mesa Redonda de Plantas de Ácido Sulfúrico 2014

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