Rozwiązania do analizy gazów w rafineriach ropy naftowej

Reakcja Claus osiąga optimum stechiometryczne, gdy H₂S i SO₂ trafiają do konwertorów katalitycznych w stosunku molowym 2:1: 2 H₂S + SO₂ → 3 S + 2 H₂O. Odchylenie stosunku w dowolną stronę obniża efektywność odzysku siarki — nadmiar H₂S oznacza, że nieprzereagowany H₂S pozostaje w gazie odlotowym (zapach, zagrożenie dla zdrowia i zgodności z wymogami); nadmiar SO₂ powoduje pozostawanie nieprzereagowanego SO₂ i marnowanie zdolności utleniającej. Ciągły pomiar H₂S za pomocą TDLAS in situ przez komin, połączony z analizatorem SO₂ wykorzystującym fluorescencję UV w strumieniu gazu odlotowego, zamyka tę pętlę regulacji w czasie rzeczywistym.

Analizatory przewodności cieplnej (TCD) (klasa ZS6300-H2) mierzą główne składniki H₂ w %vol na wylocie gazu produktowego, zapewniając granicę wykrywalności na poziomie ppm i wielodekadowy zakres dynamiczny. TCD umożliwia bezpośrednią kontrolę docelowej czystości ≈99 %; pomiar zanieczyszczeń śladowych poniżej ppm — istotny w przypadku wodoru do ogniw paliwowych — wymaga technologii laserowej (TDLAS) lub chromatografii i wykracza poza zakres zastosowań TCD do pomiaru głównych składników.

Tak, zgodnie z 40 CFR Part 60 Subpart Ja pomiar całkowitej zawartości węglowodorów w gazie z odpowietrzenia pochodni jest metodą odniesienia wymagającą podgrzewanego przewodu i podgrzewanego FID. Zimne przewody poboru próbki usuwają cięższe węglowodory, zaniżając wskazanie. W tym zastosowaniu właściwą technologią jest analizator całkowitej zawartości węglowodorów z podgrzewanym FID i ekstrakcyjnym poborem próbki w temperaturze powyżej 180 °C, skonfigurowany do zakresu dynamicznego kolektora pochodni.

Tak. W alkilacji HF jako katalizatora używa się bezwodnego HF, dlatego konieczny jest zarówno pomiar HF w procesie (do kontroli ilości katalizatora i konwersji), jak i monitorowanie bezpieczeństwa na obwodzie instalacji (pod kątem narażenia personelu). Właściwą technologią procesową jest TDLAS HF (urządzenia klasy ZS8100-HF) z podgrzewanym układem poboru próbki z Monelu / PFA; dodatkowe warstwy zabezpieczeń na obwodzie instalacji obejmują stacjonarne czujniki bezpieczeństwa HF i UV-DOAS. Alkilacja kwasem siarkowym nie wymaga analizatorów HF, ale wiąże się z własnymi zagadnieniami dotyczącymi mgły / aerozolu / śledzenia siarczanów, wykraczającymi poza ten zakres.

Analizator gazu odlotowego to urządzenie do ciągłej analizy gazu opuszczającego instalację odzysku siarki Claus (SRU) oraz — jeśli jest zamontowana — instalację oczyszczania gazu odlotowego (TGTU). Służy do regulacji odzysku siarki i potwierdzania zgodności emisji. Mierzy pozostałe związki siarki (H₂S, SO₂) oraz składniki pomocnicze, umożliwiając sterowanie zapotrzebowaniem SRU na powietrze; klasycznym celem regulacji procesu Claus jest stosunek H₂S do SO₂ wynoszący około 2:1. Technologię dobiera się do miejsca montażu analizatora i warunków w strumieniu: TDLAS in situ przez komin do H₂S oraz pulsacyjna fluorescencja UV lub absorpcja UV do SO₂; optykę in situ albo podgrzewany pobór ekstrakcyjny dobiera się do temperatury strumienia i punktu rosy siarki. GESHINE obsługuje pomiary H₂S / SO₂ w gazie zasilającym i odlotowym SRU w ramach szerszej oferty analizy gazów w rafineriach, obejmującej także pomiary O₂ w piecach opalanych i monitorowanie kolektorów pochodni.

Gaz rafineryjny — mieszanina gazu paliwowego i procesowych gazów odlotowych z instalacji FCC, reformerów, hydroodsiarczania i wytwórni gazu — analizuje się zarówno na potrzeby sterowania spalaniem, jak i bezpieczeństwa. Pełna identyfikacja składników (H₂, węglowodory C1–C4, H₂S, CO) w celu określenia wartości opałowej i bilansu gazu paliwowego wymaga chromatografu procesowego (GC). GESHINE dostarcza dedykowane urządzenia do pomiaru poszczególnych składników, które pracują w sposób ciągły równolegle z GC: H₂S do oczyszczania i kontroli korozji, O₂ do sterowania spalaniem w piecach opalanych oraz CO / CO₂ do oceny efektywności. Jeśli jeden dostarczany system ma łączyć ciągłą analizę składników ze składem określanym metodą GC, zakres obejmuje integrację z partnerskim chromatografem GC. Rozwiązania dla rafinerii przedstawiają te pomiary dla poszczególnych instalacji.