ENERSIS 2004
Milano, 01/04/2004
Sistema di gestione integratadella Misura del Gas
nell’ottica dellaliberalizzazione del mercato
Alfredo Biancardi - Eni div. E&PStefano Boschi - Eni div. E&P
Renato Consonni - TTC Renato Milanesi - TTC
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ENERSIS 2004
Contesto
• Liberalizzazione del mercato
− Separazione societaria− Maggiore enfasi sulle misure− Misure in termini energetici− Trasparenza della misura
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ENERSIS 2004
Esigenze Operative
• Misurare il Gas in termini di volumi ed energia.• Gestire il Gas in termini di qualità.• Misurare in modo bi-direzionale (sia in erogazione che in
stoccaggio).• Gestire la misura su più linee (multi-lines meter).• Gestire l’analisi del Gas di più collettori (multistream).• Gestire in modo automatico il gas-day.• Memorizzare grandi volumi di misure e totalizzazioni.• Prelevare in modo automatico campioni di Gas per post-analisi
di verifica/contraddittorio.• Garantire l’inviolabilità e la rintracciabilità dei dati misurati.• Gestire le comunicazioni con i sistemi superiori.• Mantenere gli elementi primari e strumentazione di misura
precedentemente installati.
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ENERSIS 2004
Linee Guida
• Prodotti e Strumenti di Mercato.• Tecnologie innovative che consentano
una adeguata accuratezza.• Automazione della misura per garantire
l’uniformità delle procedure di misura.• Metodologie di gestione automatica della misura
per migliorare la qualità del servizio.
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ENERSIS 2004
Funzionalità Richieste
• Misurare il Gas in termini di volume ed energia• Gestire più di 16 linee di misura• Analizzare e gestire di Gas misurato, anche su più
collettori, in termini di qualità• Gestire la memorizzazione, trasmissione e
rintracciabilità dei dati misurati• Garantire il collegamento a sistemi superiori quali
DCS di Centrale o Sistemi centralizzati per lagestione dei Dati di Produzione.
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ENERSIS 2004
Soluzione Individuata
ENI div. E&P non avendo trovato sul mercato unprodotto che interpretasse le esigenze prima descritteha sviluppato, in collaborazione con TTC, un sistemaad-hoc.
EMSEnergy Measurement System
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ENERSIS 2004
Printer
Keyboard
Mouse
Monitor 19”
EMS
GC
Analizz. H2S
Collegamento a DCS - SCADA
DP H2O PT Coll
25.2 Q
+ -T
25.2 Q
++ --TT
Altro I/O
Stru
men
ti L
inea
888 DP Low
888 DP High
888 PT
TR PT100
Per 16 linee
EMSCONFIGURATION
EMS - Architettura
• Il quadro di controllo EMSin sala quadri.
• Armadio porta-strumentisulle linee di misura.
• Cabina di Analisi in campoin cui sono alloggiati glianalizzatori, il sistema dicampionamento e lebombole di gas campionee di trasporto.
• Prese di campionamentosui collettori
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ENERSIS 2004
EMS – Architettura FunzionaleS
tru
men
ti i
n c
am
po Barriere a SI
888
DP Low
888
DP High
888
PT
TR PT100
Rampa di scelta DP
DP LDP H
PT
DP LDP H
PT
Modulo validazione
ingressi
DPModulo Calcolo di Portata
ISO5167-1
Z
Calcolo ZISO12213-2
AGA 8 - 92DC
P T
Comp %Media Oraria
D,dPressione Bar. LocalePressione di rif.Temperatura di rif.Viscosità dinamicaEsponente Isoentr.Tipo PreseDensità Aria
Comp %
Modulo di GestioneComp. Medie Orarie
Modulo Normalizzazione
Correlazione Elio e %
Comp % HGrezza
Parametri per la Correlazione dell’Elio
Modulo di GestioneGas Cromatografo
Seriale
Modulo di calcolo ISO6976
Comp % Media Oraria
Modulo Archiviazione
Comp % Media Oraria PCS, Wobbe, Densità
Densità
Calcolo Energia
Volume
PCS
Energia
Cut-offDiff DP
Gas Cromatografo Dew Point Hydrocarbon % Dew Point Ppm H2O
Modulo di GestioneAnalizatori
An
alizz
ato
ri
Soglie diAllame
Analizzatori
888888
DP HC, H2S, ppm H2O
ppm H2O Calcolo DP H2OBucachek
DP H2O
888
Rilev. Gas
888
SelezioneCampione
SelezioneStream
GestioneSicurezze
PT Coll
Allarmi
GestioneMultistream
GestioneCampione
Logiche Multistream &
Campionamento
Modulo Stampe
Modulo Trend
Parametri di Linea e Base
PT
DP
Z
Volumi (h/d)
Modulo M01 Modulo M02A
M03
M08M06 e M07 M05
M04
M09
M10M13
M15
M16
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ENERSIS 2004
EMS – Funzionalità
• Calcolo di portata integrata per tutti gli stream del sistema inmeno di 1 secondo (funzionalità tipica di un Flow Computer)
• Calcolo di portata secondo la norma UNI EN ISO 5167-1• Calcolo del fattore Z secondo la norma ISO 12213.3 (AGA8)• Calcolo dei valori caratteristici del gas secondo la norma ISO
6976 (densità, Wobbe, PCS, etc) partendo dall’analisi fatta dalCromatografo.
• Gestione e comunicazione con il Cromatografo modello 8000BTU/cv Transmitter di ABB
• Gestione del DewPoint H2O Analyzer 3050 OLV della Ametek• Gestione del DewPoint HC mod. 241CE della Ametek• Gestione del rilevatore di presenza H2S mod. 4230 della ABB• Gestione sistema di prelievo campione multistream• Gestione delle sicurezze della Cabina di Analisi• Gestione delle Stampe e dei Trend delle principali variabili.
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ENERSIS 2004
EMS – Quadro di Controllo12
Vista Generale
PLC e Schede i I/O
Barriere trasmettitori fiscali
ENERSIS 200413
Linee di Misura
VA VB
PI
FE
PT FTA
FTB
RM
+ -
P T
TA TI
EMS
SINGLE METER RUN
CONFIGURATION
Schema generale della strumentazioneinstallata sulla Linea di Misura
Diaframmi e stacchi
Armadi portastrumenti
ENERSIS 200414
Cabina di Analisi• Valvola di blocco ingresso gas• Sistema di trattamento gas campione• Sistema di prelievo campione• Gas Cromatografo• Water dewpoint• Hydrocarbon Dewpoint• H2S Analyzer
ENERSIS 200415
Verifiche Funzionalic/o Laboratorio Misure SNAM RETE GAS
• Verifica della precisione nell’acquisizione degliingressi da trasmettitori e analizzatori
• Verifica della corretta gestione del superamento dilimiti per tutti gli ingressi
• Verifica della corretta applicazione dei parametri divalidazione
• Verifica dell’attivazione degli allarmi per fuori limitespecifica di qualità
• Verifica dell’esattezza delle elaborazioni (calcolo dellaportata, della correlazione del componente Elio, dellanormalizzazione dell’analisi, del PCS della densità, del dew-pointin acqua e dei parametri intermedi: alfa, epsilon, coefficiente dicompressibilità).
ENERSIS 200416
Verifiche Funzionali - 2
• Prove della catena di acquisizione– Pressione: err.% < 0,3 del valore di f.s.– Pressione Differenziale: err.% < 0,3 del valore di f.s.– Temperatura: err.% < 0,4 °C,– Contenuto di acqua: err.% < 0,3 del valore di f.s.– Contenuto di H2S: err.% < 0,3 del valore di f.s.– Dew Point Idrocarburi: err.% < 0,3 del valore di f.s.
• Prove di Elaborazione– del calcolo della densità, PCS e dell’Indice di Wobbe (ISO 6976)– del calcolo della portata e dei coefficienti intermedi, alfa ed
epsilon, con la norma ISO 5167 (l’errore Q% è inferiore a 0,1%)– del calcolo della media della composizione oraria– del calcolo della media della composizione in caso di mancanza
segnale da gascromatografo.
ENERSIS 200417
Verifiche Funzionali - 3
• Prove di Gestione. La prova ha consentito di accertare:– la corretta applicazione dei dati di qualità, composizione, densità e
PCS, nel calcolo del coefficiente di compressibilità e dell’energia– la sicurezza ai dati programmati e di configurazione impianto– la memorizzazione dei dati ora, giorno e mese– la verifica della segnalazione allarme ed evento in caso di
anomalia, anche su stampante.
• Prove di Integrazione– controllato il contenuto ed il formato dei report di stampa,
ottenuti automaticamente o su richiesta operatore.– l’errore sulle quantità ricavate da elaborazione ed integrate a fine
ora e giorno l’errore è inferiore a 0,6%.– il totale giorno per volume ed energia corrisponde alla
sommatoria dei volumi e dell’energia orari.– il totale ora, per impianti dove ci sono più linee in funzione,
corrisponde alla sommatoria dei volumi orari delle singole linee.
ENERSIS 200418
EMS – Applicazioni
• N° 8 sistemi EMS installati presso STOGIT (SocietàStoccaggi Italia del Gruppo ENI) da oltre 2 anni conpiena soddisfazione.
• Questi sistemi sono stati collegati in rete ad unconcentratore e tramite questi disponibili al Sistemadi Dispacciamento Stoccaggi Italia (Sirione).
• N° 1 sistema EMS installato da marzo 2003 nellaCentrale Gas di Rubicone di Eni div. E&P
• N° 14 sistemi in fase di installazione nelle altreCentrali Gas Eni div. E&P
• In corso fornitura concentratore per Eni div. E&P
ENERSIS 200419
Criteri di ProgettazioneSistemi di Misura Gas
Ai fini dell’affidabilità in senso lato delle applicazioni è significatival’esistenza di procedure di progettazione standardizzate.
Sulla base dell’esperienza fatta Eni div. E&P ha standardizzatol’approccio alla Misura del Gas ed ha formalizzato i suoi criteri diprogettazione.
Ha tra l’altro standardizzato le architetture dei sistemi di misura,ed in aggiunta a quello esposto in particolare:
– Un EMS light, per applicazioni più semplici di quellepresentate
– Un EMMS (Energy Measurement & Management System),per le applicazioni più complesse
ENERSIS 200420
EMS light
• Il sistema EMS light mantiene le stesse funzionalitàdel fratello maggiore ma è ottimizzato per gestire unmassimo di 8 linee di misura e un solo cromatografodando la possibilità di gestire sempre la misura intermini di volumi, energia e qualità.
• Come per tutta la famiglia di sistemi (EMMS-EMS)l’EMS-Light è in grado di interfacciarsi con i diversielementi di misura primari (venturimetrico,volumetrico, ultrasuoni, massico).
• Il progetto è ottimizzato per gestire i punti di misuracon portate inferiori ai 200.000 m3/h.
• Idoneo per grossi utilizzatori
ENERSIS 200421
EMMSEnergy Measurement & Management System
• Il sistema EMMS possiede le stesse funzionalitàdell’EMS ma le distribuisce su apparecchiaturededicate.
• L’EMMS è ridondato in tutte le sue componenti pergarantire la massima disponibilità del sistema dimisura.
• L’EMMS è in grado di gestire la dualità della misuradi quantità e qualità e garantisce la tracciabilità neltempo dei dati acquisiti e calcolati.
• L’EMMS è in grado di interfacciarsi con i diversielementi di misura primari
• Idoneo per misure superiori a 1.000.000 m3/h.
ENERSIS 200422
EMMSEnergy Measurement & Management System
Misura Fiscale nel Terminale di Ricevimento Gas Libico
Printer Server
Alarm PrinterReport Printer
TCP/IP
Keyboard Mouse
ServerMonitor 19”
Computer A
Keyboard Mouse
Monitor 19”
Computer BServer
FlowComputer 1B FlowComputer 2B FlowComputer 3B
FlowComputer 1A FlowComputer 2A FlowComputer 3A
PLC-A DCS
CHA1A
CHB1A
DP H2O DP HC PT Coll
Other I/O
PLC I/O
PLC-B
25.2 Q
+ -T
25.2 Q
++ --TT
Densityanalyzers
25.2 Q
+ -T
25.2 Q
++ --TT
Densityanalyzers
25.2 Q
+ -T
25.2 Q
++ --TT
CHA2A
CHA1B
CHB1B
Analizz.SolforatiAnalizz.Solforati
GC 1CHB2A
DHPLUS
Multivariable
25.2 Q
+ -T
25.2 Q
++ --TT
Multivariable
25.2 Q
+ -T
25.2 Q
++ --TT
GC 2
SCADA
CHA2B CHB2B
ENERSIS 200423
La visione TTC• TTC opera come system integrator in prevalenza nel
mercato Energia e Oil & Gas• La TTC ha collaborato con Eni E&P nella progettazione e
realizzazione del sistema di gestione elettronica dellamisura.
• L’approccio modulare “a componenti” fa parte della filosofia,perseguita da TTC, di sviluppo di software da poterriutilizzare sul mercato
• In particolare dalle applicazioni “Gas” fatte per Eni, TTC hadistillato una proposta, il GEMS, Gas Energy MeasurementSystem, che ne compendia le esperienze
• GEMS è una soluzione molto competitiva per sistemi per lamisura del Gas e in generale per l’Energy Management,cioè raccolta, trattamento ed erogazione dei dati
ENERSIS 200425
Conclusioni
• Il sistema EMS ha risposto pienamente alle esigenzedi misura di Eni E&P e STOGIT
• Le prove effettuate nel laboratorio SNAM di Crederahanno evidenziato ottime performance e le misureeffettuate con EMS sono codificate nei ManualiOperativi di Eni E&P e STOGIT che regolano i rapporticommerciali con Snam Rete Gas
• Il sistema EMS è risultato facilmente scalabile versol’alto EMMS e verso il basso EMS Light
ENERSIS 2004
FINEe grazie dell’attenzione
Sistema di gestione integrata della Misura del Gasnell’ottica della liberalizzazione del mercato
Alfredo Biancardi - Stefano Boschi Eni div. - E&[email protected] – [email protected]
Renato Consonni - Renato Milanesi – [email protected] – [email protected]
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