Norwescy badacze z instytutu SINTEF i firma Techouse przetestowali kompaktowy kocioł odzyskowy, który ma pozwolić wytwarzać dodatkowy prąd z ciepła spalin turbin gazowych na zatłoczonych platformach wydobywczych. Instalacja przeszła ponad 300 cykli uruchomienia i wyłączenia bez ani jednego wycieku.

Ciepło, które ucieka w powietrze

Na norweskich platformach pracuje około 250 turbin gazowych. Zasilają one wydobycie ropy i gazu oraz napędzają urządzenia, na przykład sprężarki eksportowe. Część z nich zastąpiono już energią elektryczną z lądu, ale to rozwiązanie zależy od dostępności prądu i odległości od brzegu, więc nie sprawdza się wszędzie. Turbiny wyrzucają przy tym przez komin ogromne ilości ciepła oraz CO₂.

Na lądzie problem rozwiązano dawno temu. Elektrownie gazowe wykorzystują ciepło spalin do produkcji pary, która napędza kolejną turbinę. Taki układ, zwany cyklem dolnym, daje znacznie więcej energii z tej samej ilości paliwa. Na morzu było to jednak praktycznie niemożliwe, bo potrzebne urządzenia są zbyt duże i zbyt ciężkie. Starsze, większe platformy mogły je zamontować nawet ćwierć wieku temu, ale na pozostałych brakuje już miejsca.

Cienkie ściany, wysokie wymagania

Rozwiązanie powstawało 15 lat. Wymiennik ciepła na platformie musi być mały i lekki, a jednocześnie wytrzymywać gwałtowne zmiany temperatury i ciśnienia. Badacze stworzyli w tym celu program komputerowy FlexHX, który pozwala symulować i optymalizować konstrukcję przed zbudowaniem czegokolwiek.

Kluczem były rury cieńsze niż standardowe, z gęściej rozmieszczonymi żebrami, czyli drobnymi użebrowaniami zwiększającymi powierzchnię wymiany ciepła. Zespół nie miał jednak doświadczeń z pracą tak cienkościennych rur. Obawiano się drgań, które z czasem zużywałyby instalację, oraz zmęczenia materiału przy każdym rozruchu i wyłączeniu. Symulacje wskazywały możliwe słabe punkty, ale trzeba je było sprawdzić w praktyce.

Test w skali rzeczywistej

Instalację demonstracyjną zbudowano w Stord. Odzyskuje ona ciepło z turbiny gazowej o mocy 5 MW, czyli mniej więcej 20% mocy typowej turbiny offshore. Kocioł ma taką samą długość i wysokość jak w typowych rozwiązaniach, ale tylko 20–25% standardowej szerokości, co ułatwia późniejsze skalowanie. Według twórców taki kocioł byłby o około 50% lżejszy i zajmowałby ok. 15% mniej miejsca niż konwencjonalny.

Rury mają ścianki o grubości 1,65 mm, a przyspawane żebra mają od 0,5 do 0,75 mm. Dane rejestrowano co sekundę, drgania obserwowano kamerą szybkiej rejestracji, a jakość wody i pary (przewodność, pH, poziom tlenu) była stale kontrolowana. Przyjmuje się około 10 cykli start-stop rocznie, więc ponad 300 uruchomień odpowiada 30 latom pracy.

— Drgania mieszczą się w bezpiecznych granicach — powiedział Ruben Mocholi Montanes z SINTEF.

Pełna analiza danych jeszcze trwa, ale wstępne wyniki dają badaczom mocne podstawy do zaufania tej technologii.

Co to oznacza w praktyce

Jeśli rozwiązanie sprawdzi się komercyjnie, platformy z turbinami gazowymi mogłyby produkować więcej prądu bez zwiększania zużycia paliwa, a więc także z mniejszą emisją CO₂ w przeliczeniu na jednostkę energii. Technologia ma być przydatna zwłaszcza na starszych obiektach, gdzie nie ma miejsca na przebudowę.

Dla polskiego czytelnika to przede wszystkim ciekawostka technologiczna, choć nie całkiem oderwana od naszych realiów. Polska ma własne wydobycie na Bałtyku w znacznie mniejszej skali niż Norwegia, a unijna polityka klimatyczna zwiększa nacisk na ograniczanie emisji z sektora paliw kopalnych. Podobne kompaktowe wymienniki mogłyby w przyszłości znaleźć zastosowanie także poza platformami, wszędzie tam, gdzie brakuje miejsca, ale to na razie tylko możliwość, a nie zapowiedź konkretnych wdrożeń.

Źródło: Tech Xplore – „Ultrathin pipes solve space constraints on platforms”