Oil&gas i sektor chemiczny - automatyka i pomiary w branżach procesowych

Ważnymi obiektami w branży ropy naftowej i gazu są morskie platformy wiertnicze i wydobywcze. Stanowią one skrajnie nieprzyjazne środowisko pracy z wysokim ryzykiem wystąpienia wypadków. Choć te zdarzają się rzadko, gdy już do nich dojdzie, skutki dla załogi i otoczenia są katastrofalne. Wynika to ze specyfiki tego typu obiektów przemysłowych.

Zagrożeniem są łatwopalne surowce na nich wydobywane, niebezpieczne urządzenia i narzędzia stanowiące ich wyposażenie. Bezpieczeństwu pracy nie sprzyjają też: ograniczona przestrzeń, wpływająca na swobodę poruszania się i operowania sprzętem i fakt, że platformy znajdują się z dala od lądu, w rejonach świata, gdzie panują ekstremalne warunki pogodowe. Ponieważ większość zadań wykonuje się na zewnątrz, pracownicy narażeni są na skrajne temperatury, silny wiatr, opady atmosferyczne, oblodzenie. Fale, prądy morskie, sztormy wpływają na stabilność tych konstrukcji.

Ze względu na te zagrożenia zabezpieczenia i procedury postępowania na platformach są na wysokim poziomie. Czynnik, którego niestety nie można wyeliminować, to błąd ludzki. Dlatego w tego typu obiektach dąży się do ograniczania obecności ludzi dzięki automatyzacji.

Automatyka na platformach

Potencjał w tym zakresie jest spory. Przykład to zadania "brudne" i wymagające siły, jak łączenie rur podczas ich wymiany. W tym przypadku ludzi zastępują automatyczne zaciskarki z regulowaną średnicą otworu i kluczem do dokręcania o momencie obrotowym nawet kilkuset kNm. Dostępne są roboty podnoszące i mocujące rury w odwiercie i roboty wiertnicze, automatyzujące wszystkie operacje związane z rurami i narzędziami. Opracowywane są platformy automatyzacji i digitalizacji odwiertów. Oferowane są narzędzia, które usprawniają zarządzanie kompleksowo całym sprzętem wiertniczym i dedykowane do konkretnych operacji.

Przykład ostatnich to przełączanie między trybami wiercenia, które jest wykonywane, by zmienić trajektorię odwiertu albo skorygować jej odchyłkę. Inną funkcją tego typu aplikacji jest zapobieganie efektowi poślizgu spowodowanego drganiami, który może powodować uszkodzenie wiertła. Jeżeli opcja ta zostanie aktywowana, kontroler napędu dostosuje prędkość obrotową wiertła tak, żeby energia ruchów skrętnych przenoszona na powierzchnię była pochłaniana. To po kilku cyklach skutkuje wytłumieniem wibracji.

Pojazdy ROV i AUV

W branży naftowej wykorzystuje się też zdalnie sterowane pojazdy ROV (Remotely Operated Vehicles) i autonomiczne pojazdy podwodne AUV (Autonomous Underwater Vehicles), głównie w inspekcji i rozpoznaniu.

Są to pojazdy podwodne eksplorujące zbiorniki wodne bez człowieka na pokładzie. Występują między nimi różnice. Pierwsze są zdalnie sterowane przez operatorów przebywających na pokładzie łodzi lub statku, z którym ROV jest połączony kablem. Jego długość określa maksymalną głębokość zanurzenia pojazdu i jego dystans od statku. Poza tymi parametrami modele ROV różnią się rozmiarami i prędkością. Kabel łączący pojazd ze statkiem służy do dwukierunkowej transmisji danych i zasilania ROV, choć niektóre modele są zasilane z akumulatorów.

W tracie użytkowania zwykle jedna osoba steruje ROV, a druga nadzoruje kabel. Kontrola uwięzi polega na utrzymaniu jej optymalnej długości, dzięki czemu ROV przemieszcza się w założonym przedziale głębokości i odległości od statku, a zarazem zapobiega jego zaplątaniu w za długi kabel. Brak nadzoru nad kablem utrudnia też sterowanie ROV i manewrowanie statkiem.

AUV nie wymagają ingerencji ani kontroli w czasie rzeczywistym ze strony ludzi. Zamiast tego są wstępnie programowane, a potem działają autonomicznie, na przykład zmieniając kurs albo kończąc swoją misję wcześniej, niż oczekiwano na podstawie zebranych w jej trakcie informacji.

ROV i AUV wyposaża się w liczne czujniki, chwytaki, próbniki, manipulatory, w zależności od ich zastosowania, na przykład: inspekcji, zbierania próbek, lokalizowania, konserwacji, rozpoznawania terenu. W niektórych zadaniach pierwszy typ pojazdów sprawdza się lepiej niż drugi. Zaleta ROV to głównie pełna kontrola nad pojazdem, dzięki połączeniu ze statkiem, co ułatwia ich eksploatację w rejonach o dużym natężeniu ruchu statków i innych pojazdów podwodnych, które mogą wpłynąć na zmianę kursu AUV, jak również w razie narażenia na silne prądy morskie lub wzburzone fale. Zalety AUV to natomiast: możliwość penetracji rejonów akwenów zbyt płytkich, żeby mógł w nie wpłynąć statek nadzorujący ROV, ich swobodniejsza praca, nieograniczona długością kabla, odciążanie personelu.

Roboty na platformach

Na platformach wykorzystuje się też roboty czworonożne. Dzięki wyposażeniu w nogi dobrze radzą sobie one z poruszaniem się po obiektach zaprojektowanych dla ludzi, pełnych sprzętów, rur, stopni, schodów, innych przeszkód i w ciasnych przestrzeniach. Są w stanie wchodzić i schodzić ze schodów i pochyłości, pokonywać przeszkody, jak progi i szczeliny, czołgać się. Potrafią też wrócić do równowagi w razie jej utraty. Dzięki odpowiedniemu stopniowi ochrony IP mogą pracować wewnątrz i na zewnątrz budynków, w deszczu, strumieniu wody, przy zapyleniu, nasłonecznieniu, w ciemnościach.

Są to zwykle roboty autonomiczne, rozpoznające otoczenie, planujące optymalne ścieżki ruchu i uczące się powtarzalnych procedur. Pozwala na to implementacja w ich sterownikach algorytmów sztucznej inteligencji analizujących dane z czujników: kamer, kamer termowizyjnych, mikrofonów rejestrujących sygnały akustyczne, słyszalne i ultradźwięki. Roboty te mogą łączyć się z centralą za pośrednictwem Wi-Fi 4G/LTE, ale większość analiz wykonuje ich komputer pokładowy.

Dzięki temu potrafią na przykład odczytywać wskazania analogowych przyrządów pomiarowych i sprawdzać stan zaworów, wykrywać: gorące punkty instalacji, wibracje i przecieki, a wyposażone w czujnik gazu – wycieki trujących gazów. W razie potrzeby operator może przejąć nad nimi zdalnie pełną kontrolę. Roboty te w przyszłości przyczynią się do upowszechnienia się bezzałogowych platform wiertniczych i wydobywczych.

Detekcja wycieków w rurociągach

Transport ropy naftowej i gazu ziemnego rurociągami uważa się za najbezpieczniejszy i najbardziej opłacalny. W ten sposób surowce są przesyłane z miejsca wydobycia do zakładów ich przetwórstwa i następnie w postaci przetworzonej do użytkowników. Niestety rurociągi są podatne na wycieki. Te są niepożądane, bo oznaczają stratę surowca i stanowią zagrożenie dla otoczenia (skażenie, pożar, wybuch). Dlatego rurociągi monitoruje się pod kątem nieszczelności. Choć kontrola nie zapobiega ich powstawaniu, skuteczna detekcja odgrywa kluczową rolę w ograniczaniu skutków wycieków, które są tym większe, im dłużej wypływ surowca pozostaje niezauważony.

Obecnie stosuje się kilka metod wykrywania i lokalizacji wycieków. Ogólnie można je podzielić na: zewnętrzne, wewnętrzne i wizualne. Metody wewnętrzne polegają na monitorowaniu parametrów przepływu surowca. Zewnętrzne wykorzystują czujniki, które mierzą skutki jego wycieku. Z kolei metody trzeciego typu polegają na okresowych oględzinach rurociągów przez ludzi, roboty, drony. Zwykle nie korzysta się tylko z jednego rozwiązania. Wykrywanie i lokalizacja nieszczelności są najskuteczniejsze, jeżeli połączy się kilka sposobów.

Metody zewnętrzne

Zewnętrzne systemy detekcji nieszczelności wymagają instalacji dodatkowych czujników wzdłuż rurociągu. Sensory te mierzą skutki wycieków. Takim jest m.in. zmiana temperatury.

Jest to bezpośredni wskaźnik nieszczelności w podziemnych rurociągach. Surowce nimi płynące zazwyczaj mają inną temperaturę niż otaczająca rury gleba. Przykładowo wypływy ropy naftowej skutkują powstaniem gorących punktów, natomiast wycieki gazu ziemnego objawiają się zimnymi punktami (skutek efektu Joule’a–Thomsona). W monitorowaniu rurociągów pod kątem wystąpienia lokalnych anomalii temperaturowych wymagane są rozproszone systemy pomiarowe (Distributed Temperature Sensing, DTS). Stanowią one alternatywę dla rozmieszczania dyskretnych czujników w wybranych miejscach, prawdopodobieństwo ich pokrycia się z gorącymi i zimnymi punktami jest bowiem znikome.

W tym zastosowaniu wykorzystuje się sensory światłowodowe. Mają one wiele zalet wynikających ze specyfiki włókiem światłowodowych. Są to: odporność na zakłócenia elektromagnetyczne, brak zagrożenia zapłonem przez iskrę elektryczną, co zapewnia bezpieczeństwo w rejonach zagrożonych wybuchem i lekkość. Ponadto postęp w optoelektronice i technikach obróbki sygnałów umożliwił opracowanie rozproszonych światłowodowych czujników temperatury o zasięgu do nawet kilkudziesięciu kilometrów.

Zasada ich działania opiera się na wykorzystaniu rozpraszania Ramana. Jest to zjawisko polegające na nieelastycznym rozpraszaniu fotonów spowodowanym drganiami molekularnymi w materiale światłowodu. Wielkość tych drgań i w efekcie rozproszony sygnał zależą od temperatury otoczenia. Położenie elementów rozpraszających wzdłuż włókna, czyli w tym przypadku gorących i zimnych punktów rurociągu, jest określane na podstawie czasu przelotu między emisją impulsu laserowego a wykryciem rozproszonego światła z wykorzystaniem techniki optycznej reflektometrii w dziedzinie czasu (Optical Time-Domain Reflectometry, OTDR).

Ponadto wykorzystując wpływ, jaki na sygnał przenoszony światłowodem mają wibracje i naprężenia, jakim jest on poddawany, rurociągi monitoruje się również pod kątem zagrożeń, których źródłem są trzęsienia ziemi, osuwiska, zapadliska. W tym celu światłowody montuje się równolegle do rur lub przymocowuje bezpośrednio do nich. Oprócz tego rozproszony pomiar naprężeń wzdłuż rurociągu przy użyciu kabli światłowodowych pozwala na wykrywanie przypadkowych uszkodzeń rur przez sprzęt budowlany, maszyny rolnicze i w wyniku celowego działania (sabotaż, kradzieże surowców).

Pomiary przepływu

W metodach wewnętrznych monitoruje się parametry przepływu, ciśnienie i temperaturę medium i na tej podstawie wykrywa, lokalizuje i ilościowo charakteryzuje jego wycieki. Związki pomiędzy wielkościami mierzonymi a ubytkami ropy lub gazu ustala się w oparciu na doświadczeniu i bazując na modelach komputerowych. Źródłem danych pomiarowych są systemy SCADA wykorzystujące czujniki różnego typu. Przykładem są przepływomierze.

W przetwornikach tego typu wielkością mierzoną może być objętościowe natężenie przepływu albo masa medium przepływająca w jednostce czasu. Do pierwszej grupy zaliczane są przepływomierze ultradźwiękowe.

Wyróżnia się dwa ich typy: dopplerowskie i mierzące czas przejścia impulsu ultradźwiękowego między nadajnikiem a odbiornikiem umieszczonymi na rurociągu i na przemian wysyłającymi i odbierającymi impulsy. Różnica czasu ich transmisji jest proporcjonalna do natężenia przepływu. W dopplerowskich też jest wysyłany impuls ultradźwiękowy, który po odbiciu od cząstek przepływającego medium wraca do odbiornika. Na tej podstawie oblicza się częstotliwość odebranego sygnału i porównuje ją z częstotliwością sygnału nadanego. Ich różnica jest związana zależnością z natężeniem przepływu medium.

Czujniki ultradźwiękowe są bardzo dokładne. Ich montaż jest nieinwazyjny. Nie mają kontaktu z mierzonym płynem ani ruchomych części, co wydłuża żywotność. Z drugiej strony są drogie, nie nadają się do małych przepływów ani nie są zalecane do cieczy o dużej lepkości.

Drony w monitorowaniu rurociągów Drony coraz częściej wspierają i zastępują ludzi w inspekcji rurociągów. Mają w tym zastosowaniu szereg zalet. W przeciwieństwie do typowo dużej liczby osób angażowanych w oględziny, na miejscu do sterowania dronem wystarczy jedna osoba. Rozwój ich wyposażenia, głównie czujników (kamer HD, termowizyjnych, spektrometrów, sond ultradźwiękowych i prądów wirowych do pomiaru grubości ścianek w celu wykrycia korozji), pozwala na uzyskanie dokładnych danych o lokalizacji, rozmiarach i głębokości pęknięć, wgnieceń, rdzy, utraty izolacji, odspojeń rurociągów. Drony są w stanie wykryć wady o wielkości ledwie setnych części milimetra, co pozwala na wczesną detekcję uszkodzeń i szybką naprawę. Mogą bez problemów badać trudno dostępne elementy rurociągów, jak kolanka, sekcje kątowe i testować je w trakcie eksploatacji, nawet przy wysokich temperaturach ich powierzchni. W efekcie drony ograniczają narażenie personelu na niebezpieczne warunki inspekcji (wybuchy, emisje toksycznych gazów, niebezpieczne wycieki oleju, ekstremalne temperatury powierzchni).

Przepływomierze masowe

Mierząc masowe natężenie przepływu można uzyskać dokładniejsze wyniki, precyzja pomiarów objętościowych zależy bowiem m.in. od: lepkości, gęstości, temperatury i ciśnienia mierzonego medium, które nie wpływają na wyniki pomiarów masowego natężenia przepływu.

Do grupy przyrządów do pomiaru masowego natężenia przepływu zaliczane są przepływomierze Coriolisa. Zasada ich działania jest oparta na efekcie wywołanym tzw. siłą Coriolisa, która sprawia, że tor ruchu ciała poruszającego się ze stałą prędkością względem obracającej się kuli ziemskiej zostanie zakrzywiony.

W wersji podstawowej przepływomierz tego typu obejmuje zakrzywioną rurę, którą wprawia się w drgania. Na skutek przepływu badanej cieczy rurka ulega skręceniu w stopniu proporcjonalnym do masowego natężenia przepływu. Jej odchylenie jest mierzone przez odpowiednio rozmieszczone czujniki. Przepływomierze Coriolisa są drogie, duże, a ich montaż jest inwazyjny.

Destylacja ropy naftowej

Przetwórstwo (rafinacja) polega na odseparowaniu związków chemicznych obecnych w surowej ropie naftowej. Jest to zadanie wieloetapowe. Pierwszy krok to destylacja.

Jest to proces rozdzielania ropy naftowej na różne frakcje, w zależności od temperatury wrzenia jej składników. Przeprowadza się go zwykle w dwóch typach kolumn destylacyjnych: pod ciśnieniem atmosferycznym, w celu separacji lekkich węglowodorów i próżniowych, w których oddzielane są cięższe węglowodory. Produkty destylacji mogą być końcowymi lub stać się surowcami dla innych zakładów.

Na rysunku 1 przedstawiono uproszczony schemat instalacji destylacji. Składa się ona z dwóch kolumn, ADU (Atmospheric Distillation Unit) i VDU (Vacuum Distillation Unit), dwóch podgrzewaczy oraz sieci wymienników ciepła. Ostatnie są wykorzystywane do wstępnego ogrzewania surowca, typowo do temperatury +280°C, ciepłem odzyskanym z oddzielonych frakcji, a zarazem schłodzenia strumieni produktów destylacji od temperatury wrzenia do +60°C. Wymienniki ciepła są najczęściej typu płaszczowo-rurowego.

W podgrzewaczu, w miarę zwiększania temperatury, ropa naftowa paruje. Na jego wyjściu zwykle nie zostaje całkowicie odparowana – typowo tylko w 75%, a jej temperatura mieści się w przedziale +350...+380°C. Wsad (ropa naftowa) przed podaniem do podgrzewacza może być magazynowany w temperaturze pokojowej albo przejść przez wspomnianą sieć wymienników ciepła.

 

Rys. 1. Schemat instalacji destylacji ropy naftowej

Jak działa kolumna destylacyjna?

ADU to długa kolumna, z wieloma półkami, która pracuje pod ciśnieniem atmosferycznym albo większym, typowo 200 kPa. Półki są perforowane, żeby możliwy był przepływ pary. Są dwu- albo czteroprzepływowe. Z dołu wprowadza się przegrzaną parę o temperaturze około +350°C, żeby zmniejszyć ciśnienie cząstkowe w kolumnie i w ten sposób poprawić odparowanie i separację ropy naftowej. Ciepło jest usuwane przez górny skraplacz. Ropa jest wprowadzana od dołu kolumny. W miarę parowania unosi się.

Poszczególne frakcje osiadają na kolejnych półkach w sekcji rektyfikacyjnej, skąd są odprowadzane w zależności od ich temperatury wrzenia. Lekkie produkty, które mają niskie temperatury wrzenia, mają tendencję do unoszenia się, natomiast cięższe frakcje, o wyższych temperaturach wrzenia, do opadania. Patrząc od dołu kolumny mamy następujące produkty destylacji: nieskroplone resztki pary przekazywane do drugiego podgrzewacza w celu zwiększenia ich temperatury w przedziale od +350°C do +400°C przed wprowadzeniem do drugiej kolumny, resztki doprowadzane wprost do niej, ciężki olej napędowy, średni olej napędowy, lekki olej napędowy oraz naftę lotniczą (kerosen). Bardzo lekkie produkty jak butan, poza ulegającą skropleniu naftą, wychodzą jako para na górze kolumny.

VDU pracuje w warunkach próżni, co jest konieczne, by oddzielić ciężkie frakcji, a zarazem pozwala na destylację w niższych temperaturach niż w kolumnie ADU. Podciśnienie wynosi zazwyczaj 18 kPa w strefie odparowania oraz 10 kPa na szczycie kolumny. VDU opiera się na tej samej zasadzie działania co ADU, ale ma mniejszą liczbą półek i wyjść, z których odprowadzane są oleje o różnej lekkości.

Pomiary pH w kolumnach destylacji

Ropa naftowa zawiera też niepożądane składniki, inne niż węglowodory, w tym wodę, sole siarki, chlorki, amoniak, różne metale. Zanieczyszczenia mają tendencję do gromadzenia się w górnej części kolumny destylacyjnej wraz z parą wodną. Opary te przechodzą do skraplacza, a następnie do separatora oleju od wody. Ponieważ zanieczyszczenia są lepiej rozpuszczalne w wodzie niż w oleju, mają tendencję do gromadzenia się w skroplinach, powodując ich zakwaszenie.

Nieoczyszczona kwaśna woda powoduje powstawanie wżerów w rurociągach, skraplaczach, górnej części kolumny. Aby zminimalizować korozję, od góry dozuje się środki neutralizujące. Szybkość ich podawania jest regulowana na podstawie wyników pomiaru pH wody pochodzącej z separatora. Wymagana wartość tego współczynnika wynosi na ogół od 5,5 do 7.

Pomiar pH wody powstałej w procesie destylacji ropy naftowej jest trudny. Resztki węglowodorów zmieszane ze skroploną wodą mają tendencję do blokowania porowatego złącza w elektrodach pH, a produkty uboczne, jak siarkowodór, mogą je zatruć, zanieczyszczając elektrolit odniesienia. Poza tym mierząc pH bezpośrednio w linii technologicznej za skraplaczem, elektrody naraża się na wpływ wysokich temperatur i ciśnienia. Dlatego typowa żywotność czujników pH w kolumnach destylacyjnych wynosi nierzadko zaledwie tydzień.

Aby ją wydłużyć, zaleca się wybór specjalnych, wysokociśnieniowych i wysokotemperaturowych, elektrod. Ponadto warto zastosować układ kondycjonowania mierzonej próbki w celu ochłodzenia skroplonej wody i zmniejszenia jej ciśnienia. Nie tylko zwiększy to żywotność czujnika, ale także uprości jego demontaż w celu czyszczenia i kalibracji. Warto też przeszukać ofertę dostawców sond pH pod kątem odporności materiałów ich złączy na zatykanie węglowodorami.

Na czym polega kraking?

Kolejnym procesem w ramach przetwórstwa ropy naftowej jest kraking. Polega na przekształcaniu (fragmentacji) ciężkich paliw o dużej masie cząsteczkowej w lżejsze, wartościowsze produkty, jak benzyna i olej napędowy. W tym celu te pierwsze poddawane są działaniu wysokich temperatur i ciśnienia, w tym w obecności katalizatora. Wyróżnić można kilka metod krakingu.

Kraking termiczny polega na podgrzewaniu węglowodorów do wysokich temperatur (około +500...+700°C). Do tej kategorii metod zaliczane są dwie techniki. Jest to kraking parowy, w którym węglowodory przed ogrzaniem poddaje się oddziaływaniu pary, co przyspiesza rozkład cząsteczek. Druga metoda polega na podgrzewaniu węglowodorów bez dostępu powietrza.

Kolejną metodą jest kraking katalityczny. W tym przypadku wykorzystuje się katalizator w celu przyspieszenia procesu fragmentacji cząsteczek w niższych temperaturach (około +450...+500°C). Jest to zwykle zeolit lub tlenek glinu.

Generalnie kraking termiczny jest prosty i wydajny, ale generuje również dużo odpadów i wytwarza produkty gorszej jakości. Z kolei kraking katalityczny jest wydajniejszy oraz wytwarza produkty lepszej jakości, ale jest również bardziej złożony i droższy, choć zużywa mniej energii.

Pomiary pH w krakingu

Produkt uboczny reakcji z katalizatorem to koks. Jest on spalany w celu zapewnienia niezbędnego ciepła do utrzymania wysokiej temperatury potrzebnej w procesie krakingu. Gaz wylotowy ze spalania koksu przed uwolnieniem do atmosfery przechodzi przez osadnik i skruber. Pierwszy usuwa cząstki stałe, a skruber – związki siarki.

W skruberze gorące spaliny zawierające, oprócz związków siarki, też resztkowe cząstki katalizatora, wpływają do absorbera. Jest to zbiornik z wbudowanymi dyszami, które rozpylają odczynnik na wchodzące spaliny. Środek ten, którym często jest wodorotlenek sodu o właściwościach żrących lub związki wapnia, neutralizuje związki siarki w gazie wylotowym. Odczynnik oraz pozostałe drobne cząstki katalizatora zbierają się na dnie absorbera. Roztwór ten jest następnie recyrkulowany do dysz rozpylających, aby mógł dalej reagować z kolejną porcją wchodzących spalin.

Po przejściu spalin przez absorber przepuszcza się je jeszcze przez szereg filtrów, żeby wychwycić wszelką resztkową wilgoć. Ostatecznie oczyszczony gaz, wolny od związków siarki i cząstek stałych, jest uwalniany do atmosfery.

Odczynnik poddany recyklingowi musi być monitorowany pod kątem zmian współczynnika pH. W miarę bowiem jak stężenie siarki w cieczy zebranej na dnie absorbera rośnie, jej odczyn staje się bardziej kwaśny. Tymczasem celem jest utrzymanie pH na poziomie jak najbliższym neutralnego, zwykle 6,5 do 7. Aby zrównoważyć kwaśny odczyn siarki, odpowiednio dostosowuje się skład oraz ilość dodatkowo dozowanego odczynnika.

Pomiar pH recyklingowanego odczynnika jest z kilku powodów trudny. Przede wszystkim drobiny katalizatora są silnie ścierne i mogą uszkodzić elektrodę sondy pH. Mogą też zatkać jej porowate złącze, a związki siarki, tworząc siarkowodór, mogą ją zatruć, podobnie jak w przypadku pomiarów w procesie destylacji. W związku z tym w tym zastosowaniu wykorzystuje się specjalne sondy, na przykład z płaską szklaną elektrodą – taka konstrukcja ogranicza jej ścieranie przez drobne cząstki katalizatora, z materiałami złączy odpornymi na zatykanie.

Sterowanie w pętli zamkniętej w produkcji amoniaku

Amoniak to związek chemiczny powszechnie używany w przemyśle. Jest kluczowym składnikiem do produkcji nawozów i ważnym surowcem m.in. w przemyśle tworzyw sztucznych.

Popularną metodą produkcji amoniaku jest reforming parowy metanu. Surowcem jest w tym przypadku gaz ziemny. W procesie reformingu jest on wykorzystywany do produkcji wodoru, który następnie podczas reakcji syntezy łączy się z azotem z powietrza, tworząc amoniak. Wymaga to wysokich ciśnień i temperatur. Znaczący wkład w koszt produkcji wnosi też gaz ziemny. Dlatego na kolejnych etapach produkcji szuka się oszczędności. W tym celu monitoruje się i reguluje kluczowe zmienne procesowe.

Produkcję amoniaku rozpoczyna reakcja pary wodnej z metanem z gazu ziemnego, która zachodzi w obecności katalizatora na bazie niklu. Jej wynikiem jest gaz, będący mieszaniną tlenku węgla i wodoru. Pierwszy wpływa niekorzystnie na katalizator, zatem dąży się do jego ograniczenia. W tym celu zwiększa się dopływ pary wodnej, starając się zachować założony stosunek jej ilości do ilości tlenku węgla. Często jednak, żeby jeszcze skuteczniej chronić katalizator, zawyża się go. Produkcja pary wodnej jest głównym składnikiem kosztów produkcji amoniaku, więc jej nadmiarowe zużycie znacząco je zwiększa. Żeby je zmniejszyć, mierzy się stężenie węglowodorów w strumieniu gazu ziemnego i na tej podstawie reguluje się przepływ pary.

Miarą efektywności produkcji wodoru jest ilość metanu, dla którego nie zaszła pożądana reakcja. Monitoruje się ją zatem i na podstawie jej wartości reguluje parametry pracy instalacji pierwotnej, w której zachodzi reakcja pary wodnej z gazem ziemnym.

Azot wymagany, aby zaszła reakcja syntezy amoniaku, jest dostarczany do instalacji wtórnej wraz z zasilającym ją powietrzem. Jego ilość kontroluje się, by uzyskać gaz wyjściowy o stosunku wodoru do azotu wynoszącym optymalnie 3:1. Szacuje się, że regulując stosunek H2:N2 w zamkniętej pętli, można zwiększyć wydajność produkcji amoniaku o nawet kilka ton dziennie.

Co wyróżnia kauczuk syntetyczny

Popularnym produktem przemysłu chemicznego jest również kauczuk syntetyczny. Jest to materiał stosunkowo łatwy w produkcji i dzięki temu powszechnie dostępny. Jest odporniejszy na ścieranie, smary, oleje i ciepło w porównaniu z kauczukiem naturalnym. Niektóre odmiany syntetyczne są nawet ognioodporne. Podobnie jak kauczuk naturalny, ten syntetyczny jest elastyczny, ale w przeciwieństwie do niego zachowuje tę właściwość nawet w niskich temperaturach.

Produkuje się wiele rodzajów kauczuku syntetycznego. O ich zastosowaniu decydują wyróżniające je cechy – przykładowo kauczuk butylowy ma doskonałe właściwości tłumiące. Dzięki temu jest używany do produkcji amortyzatorów sejsmicznych do budynków w rejonach, gdzie występują trzęsienia ziemi. Dostępne są również uniwersalne kauczuki, jak styrenowo-butadienowy, który ma szerokie zastosowania, od opon samochodowych przez podeszwy butów po uszczelki. Popularnym materiałem jest też kauczuk etylenowo-propylenowo-(dienowy) (Ethylene-Propylene-(Diene), EP(D)M).

EP(D)M), czyli elastomery etylenowo-propylenowe, na skalę przemysłową otrzymuje się w procesie polimeryzacji etylenu, propylenu i opcjonalnie dienu. Są to amorficzne polimery, które wyróżnia wyjątkowa odporność na ozon, warunki atmosferyczne, wysokie temperatury i trwałość. Znajdują zastosowanie w produkcji na przykład: części samochodowych, pokryć dachowych, modyfikatorów innych polimerów, kabli, węży i polepszaczy wskaźnika lepkości olejów smarowych.

Jak się produkuje EPDM?

Warunki polimeryzacji determinują strukturę produktów końcowych. Te różnią się m.in. stosunkiem etylenu do propylenu (zawartość etylenu może mieścić się w przedziale od 15 do 85%), rozkładem sekwencji monomerów, masą molową i rozkładem masy molowej, a także zawartością i rodzajem użytego dienu. EPDM jest dostępny w różnych postaciach, na przykład bel, peletów, granulek czy mieszanek olejowych. W jego produkcji wyróżnia się trzy etapy: polimeryzacji, oczyszczania oraz obróbki końcowej.

W pierwszym do reaktora wprowadza się etylen i mieszaninę propylenu z różnymi dodatkami, w tym z katalizatorami. Są one stale mieszane. W zbiorniku zachodzi reakcja polimeryzacji. Szybkość jej postępu reguluje się, zmieniając prędkość dozowania katalizatora. Rezultatem jest wytrącenie się polimeru.

W drugim etapie zawiesinę pompuje się do zbiornika, w którym dodaje się do niej toluen i wodę. Pierwszy środek umożliwia wodzie ekstrakcję katalizatora z polimeru. Następnie nieprzereagowane monomery wraz z rozpuszczalnikiem usuwa się z wolnej od katalizatora zawiesiny polimeru. Są one zawracane do reaktora i wykorzystywane ponownie. W ostatnim kroku do zawiesiny polimeru w wodzie dodaje się m.in. środki przeciwzbrylające. Następnie osusza się go, schładza i formuje na przykład w bele i pakuje.

Sterowanie reaktorami polimeryzacji

Sterowanie reaktorami, w których zachodzi polimeryzacja, nie jest łatwe. Składa się na to kilka przyczyn. Przede wszystkim proces ten ma bardzo złożony przebieg, charakteryzujący się wysoce nieliniową dynamiką, na który dodatkowo wpływa szereg zmiennych.

Tymczasem, o ile wielkości takie jak temperatura, ciśnienie, natężenie przepływu i skład reagentów można mierzyć w trybie online, o tyle kluczowe parametry warunkujące jakość polimeru (na przykład masa cząsteczkowa, jej rozkład, szybkość płynięcia, lepkość), które z kolei decydują o tym, jakie właściwości będzie miał produkt końcowy (na przykład wytrzymałość na rozciąganie, odporność na promieniowanie UV) mierzy się w trybie offline, po zakończeniu produkcji i tylko dla wybranych próbek danej partii kauczuku. W efekcie nie można na bieżąco reagować na ich odchyłki.

Ponadto zazwyczaj reaktory są używane do produkcji wielu wersji podstawowego produktu, co oznacza, że korzysta się z różnych zestawów surowców. Wymaga to również częstych przełączeń i rozruchów. Wszystko to sprawia, że sterowanie reaktorami polimeryzacyjnymi wymaga specjalnych rozwiązań.

Reaktory w trybie pracy ciągłej

Reaktory polimeryzacyjne mogą pracować w trybie wsadowym, półwsadowym albo ciągłym. W tym ostatnim wykorzystuje się je głównie w produkcji polimerów na dużą skalę.

W trybie ciągłym wyróżnia się trzy etapy: uruchomienie, praca w stanie ustalonym, przełączenie z jednego stanu ustalonego do drugiego i wyłączenie. Podczas uruchamiania i wyłączania głównym celem systemu sterowania reaktorem jest zapewnienie bezpieczeństwa jego użytkowania. W stanie ustalonym i przy przejściach między stanami ustalonymi priorytetem jest z kolei jakość produktu.

W związku z tym system sterowania powinien mieć wielopoziomową strukturę hierarchiczną. Na najniższym poziomie monitorowane i regulowane są zwykle temperatura i przepływ, dla których nastawy dobiera się tak, aby uzyskać określone właściwości produktu końcowego (patrz: ramka). W celu zapewnienia dobrej jakości produktu podczas pracy w stanie ustalonym i podczas przejścia z jednego takiego stanu w drugi wykorzystuje się dostępne wyniki pomiarów online takich wielkości jak temperatura, ciśnienie, przepływ, w celu wywnioskowania ich wpływu na właściwości polimeru i okresowo aktualizowane wyniki pomiarów offline, które je rzeczywiście charakteryzują.

Monika Jaworowska