TRS com TCD

Monitoramento do Gás TRS(ERT) com Detector TCD

Tradução do artigo original do blog Analitic Expert, publicado em 3 de maio, 2011: “ Refineries: Meeting New EPA Standards in Emissions Monitoring“.

Autor: Michael Gaura

Tradução: Sergio Trindade

Refinarias Americanas: O cumprimento das novas normas EPA para o Monitoramento de Emissões.

No final de 2010, nos Estados Unidos a Agência de Proteção Ambiental (EPA) publicou novos padrões de desempenho de sistemas de medição, 40CFR60, com impacto no monitoramento das emissões em refinarias.

Neste artigo, o autor apresenta algumas destas mudanças, desafios que as refinarias estão enfrentando e como atendê-las..

Alterações nas Regras de Monitoramento em Vigor

Historicamente eram exigidas nas refinarias que se medisse a concentração do sulfeto de hidrogênio (H2S) no combustível usado na refinaria e nos gases de queima.

As novas exigências regulamentam a medição de H2S e Enxofre Reduzido Total (TRS/ERT) – definido como: o H2S, sulfeto de carbonila (COS) e dissulfeto de carbono (CS2) – emissões de gases queimados em tochas (Flaire) e unidade de recuperação de enxofre (URE).

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Fig. 1 – A composição típica do gás de flare de refinaria. A composição química real pode variar drasticamente, devido a várias unidades de processamento de gases que contribuem para a alimentação da corrente do gás de flare. Devido a esta flutuação, é comum nas refinarias para colocar analisadores contínuos  on-line sobre as linhas de gás de flare e também para controlar as mudanças no valor de BTU para a melhoraria da combustão do gás na tocha.

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Desafios associados com os equipamentos de monitoramento existentes.

Ao longo dos anos, muitas refinarias descobriram que a opção por um analisador de H2S envolvia altos níveis de manutenção. Os analisadores de película de acetato de chumbo requeriam manutenção intensiva devido ao seu projeto muito mecânico, e também aos procedimentos de descarte especial para a fita de chumbo usada. Experiências em refinarias usando cromatógrafos de gás em linha com detectores fotométrico de chama (FPD), também indicaram muita manutenção alto para garantir o funcionamento correto do detector FPD. Sistemas com lasers de diodo sintonizável (TDL) também apresentou problemas de desempenho, como o teor de hidrocarbonetos variando no fluxo da amostra, muitas vezes interferindo no comprimento de onda de medição.

Equipes de engenharia e operação de refinarias também descobriram que a instalação é de alto custo operacional associado com o consumo de fitas de acetato de chumbo nos analisadores e de cilindros de gás de arraste nos cromatógrafos.

Além dos requisitos de utilidade necessários, tais como: taxas de eliminação para os cartuchos de fita e custos do cilindro de gás de combustível para manter a chama do FPD, sistemas baseados em cromatógrafos também necessitam de controle de temperatura ambiente rigoroso para assegurar um desempenho confiável..

Detector de condutividade térmica como uma solução
Ao invés de usar um sistema complicado e um detector de difícil manutenção como o FPD, um detector de condutividade térmica resistente (TCD) é uma alternativa muito mais simples para fazer a medição de H2S tradicionais, bem como a recentemente introduzida medição do TRS – mesmo para as medições  em faixas de ppm.

Os detectores que trabalham no princípio de condutividade térmica tem a particularidade que cada compostos têm propriedades de condutividade térmica únicas. Medições muito precisas podem ser feitas ao comparar a condutividade térmica do componente a ser medido contra as propriedades de um gás de referência (geralmente num cromatógrafo gasoso). Um detector TCD típico pode medir compostos como H2S, COS e CS2 em níveis  de detecção de 3 ppm – perfeito para o monitoramento de H2S e TRS  e de aplicações onde a faixa de medição típico é 0-320 ppm.

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Fig. 2 – Cromatograma típico de H2S em nível  de ppm, CS2 e COS usando um detector de condutividade térmica em um cromatógrafo a gás.

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Muitos cromatógrafos de gás também podem executar as verificações de validação diária de níveis altos e baixos que são requeridos pelas regulamentações (EPA).

Rotinas de introdução de gases para finalidades de validação podem ser criados de forma automatizada. O software do analisador também pode verificar automaticamente os resultados segundo condições de alarme e registrar os dados automaticamente.

A utilização de um segundo TCD permite medições a serem feitas em gás de flare, como medição do teor de BTU. Muitas refinarias preferem manter o valor de BTU do gás queimado acima de um certo nível – geralmente 300 BTU – para otimizar suas operações de flare. Conhecer o conteúdo BTU do gás de alimentação otimiza a quantidade de gás natural de qualidade que é necessário para manter o teor de energia acima do mínimo BTU 300.

Elementos que permitem um baixo custo de propriedade são importantes critérios na seleção de um cromatógrafo a gás. A maioria das medições no processo pode ser feita no ou perto do ponto de amostragem, reduzindo o custo de vida global da medição. Despesas, tais como abrigos, ar condicionado, aquecimento, e as longas linhas aquecidas de amostra podem ser minimizados ou completamente eliminados na maioria das aplicações. Além disso, trabalhar com um cromatógrafo a gás, que é projetado para funcionar sem vigilância por longos períodos de tempo sem ajuste é um benefício enorme. E quando a manutenção é necessária, é importante que todos os componentes sejam facilmente acessíveis para que os ajustes possam ser realizados no campo em questão de minutos com as ferramentas padrão.

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Fig. 3 – Exemplos de aplicações do cromatógrafo a gás relacionado às emissões de monitoramento em uma refinaria.

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Alterações nas regulamentações EPA levam a procura de novos processos de análise, mas não significa, necessariamente, maiores custos ou requisitos de manutenção, com as novas tecnologias permite-se medidas melhores e mais eficientes.

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Nota do tradutor:

Como funciona um detector TCD.