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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Contesto

• Liberalizzazione del mercato

− Separazione societaria− Maggiore enfasi sulle misure− Misure in termini energetici− Trasparenza della misura

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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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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 – Tipico di Pagina Video - Overview

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ENERSIS 2004

EMS – Tipico di Pagina Video – Cabina di Analisi

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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

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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

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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).

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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.

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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.

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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

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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

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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.

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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

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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

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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&Palfredo.biancardi@agip.it – stefano.boschi@agip.it

Renato Consonni - Renato Milanesi – TTCrenato.consonni@ttc-mi.it – renato.milanesi@ttc-mi.it

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