Dipartimento di Meccanica
Allestimento del laboratorio di microcogenerazione
(LMC) e prove su un sistema PEM-FC
Relatore: Prof. Ing. Giovanni LOZZA Co-relatori: Prof. Ing. Stefano CAMPANARI
Ing. Gianluca VALENTI
Tesi di di Laurea di:
Vorrei ringraziare il Gruppo GECOS del Dipartimento di Energia del Po-litecnico di Milano, in particolare:
il prof. ing. Giovanni Lozza per l’interesse che `e riuscito a suscitare in me verso questa materia grazie alle sue lezioni di Conversione dell’Energia, il prof. ing. Stefano Campanari come persona di riferimento nel corso di lavoro,
l’ing. Gianluca Valenti per avermi seguito durante lo svolgimento di tutto questo lavoro e per i preziosi consigli tecnici che mi ha trasmesso facendomi appassionare alla ricerca di laboratorio, dandomi cosi la possibilit`a di scon-trarmi con problemi reali e
l’ing. Antonino Ravid`a e l’assegnista ing. Mirco Fa`e per il tempo e la disponibilit`a dedicatami.
Sommario XVII Abstract XIX Introduzione 1 1 Il laboratorio di microcogenerazione 3 1.1 Introduzione . . . 3 1.2 Laboratorio . . . 3
1.3 Descrizione dei vari circuiti . . . 6
1.4 Circuito Idraulico . . . 7
1.4.1 Circuito 01 - Primario acqua di torre . . . 7
1.4.2 Circuito 02 - Primario acqua refrigerata . . . 9
1.4.3 Circuito 03 - Primario acqua riscaldata . . . 10
1.4.4 Circuito 11 - Secondario recupero ad alta temperatura 11 1.4.5 Circuito 12 - Secondario recupero a bassa temperatura 11 1.4.6 Circuito 13 - Secondario evaporatore frigo . . . 13
1.5 Circuito elettrico . . . 17
1.6 Circuito areaulico . . . 17
1.7 Circuito Gas tecnici . . . 18
2 Scelta della strumentazione 21 2.1 Introduzione . . . 21
2.1.1 Il PLC . . . 21
2.1.2 Misuratore di portata . . . 22
2.1.3 Trasduttore di Pressione . . . 25
2.1.4 Termoresistenze . . . 28
2.1.5 Misuratore di potenza elettrica . . . 32
2.2 Misure tecniche in cella . . . 33
2.2.1 Introduzione . . . 33
2.2.2 Misuratore di portata e pressione gas tecnici . . . 34
2.2.4 Analisi cromatografica gas naturale di rete . . . 40
2.3 Classificazione delle zone ATEX . . . 41
2.3.1 Norma ATEX . . . 43 2.3.2 Allarmi e sicurezza . . . 44 2.3.3 Esempi di fughe . . . 44 2.3.4 Ventilazione . . . 45 3 La lista segnali 49 3.1 Introduzione . . . 49 3.2 Classificazione segnali . . . 49
3.2.1 Esempi scelta nomenclatura . . . 50
3.3 Segnali . . . 54
3.3.1 Analog Output - AO . . . 54
3.3.2 Analog Input AI . . . 56
3.3.3 Resistance Temperature Detector - RTD . . . 58
3.3.4 Digital Input - DI . . . 59 3.3.5 Digital Output - DO . . . 60 3.3.6 Esempio segnali . . . 61 3.4 Lista segnali . . . 64 4 Logiche di funzionamento 67 4.1 Introduzione . . . 67
4.1.1 Primo sinottico di impianto . . . 67
4.2 Logiche di funzionamento basilari . . . 69
4.2.1 Modalit`a manuale da sinottico . . . 69
4.2.2 Modalit`a manuale da quadro . . . 70
4.2.3 Modalit`a automatica da quadro e sinottico . . . 70
4.3 Logica di funzionamento del circuito di Potenza elettrica . . . 71
4.4 Logiche di funzionamento future . . . 71
4.5 Recupero termico a bassa temperatura . . . 72
4.5.1 Descrizione procedura di controllo . . . 72
4.5.2 Avviamento . . . 72
4.5.3 Sperimentazione . . . 72
4.5.4 Logiche di arresto . . . 73
4.5.5 Logiche di sicurezza . . . 73
4.6 Recupero termico ad alta temperatura . . . 76
4.6.1 Descrizione recupero termico . . . 76
4.6.2 Descrizione procedura di controllo . . . 76
4.6.3 Avviamento . . . 76
4.6.4 Sperimentazione . . . 76
4.6.6 Logiche di sicurezza . . . 77
4.7 Recupero termico ad alta e bassa temperatura . . . 80
4.7.1 Descrizione procedura di controllo . . . 80
4.7.2 Avviamento . . . 80
4.7.3 Sperimentazione . . . 80
4.7.4 Logiche di arresto . . . 81
4.7.5 Logiche di sicurezza . . . 81
4.8 Procedura di Frigorifero ad assorbimento . . . 83
4.8.1 Descrizione recupero termico . . . 83
4.8.2 Descrizione procedura di controllo . . . 83
4.8.3 Avviamento . . . 83
4.8.4 Sperimentazione . . . 84
4.8.5 Logiche di arresto . . . 84
4.8.6 Logiche di sicurezza . . . 84
4.9 Procedura di trigenerazione assetto sistema integrato . . . 86
4.9.1 Descrizione recupero termico . . . 88
4.9.2 Descrizione procedura di controllo . . . 88
4.9.3 Avviamento . . . 88
4.9.4 Sperimentazione . . . 88
4.9.5 Logiche di arresto . . . 89
4.9.6 Logiche di sicurezza . . . 89
4.10 Procedura di trigenerazione ACS . . . 90
4.10.1 Descrizione Recupero Termico . . . 90
4.10.2 Descrizione procedura di controllo . . . 90
4.10.3 Avviamento . . . 92 4.10.4 Sperimentazione . . . 92 4.10.5 Logiche di arresto . . . 92 4.10.6 Logiche di sicurezza . . . 94 5 Prove Sidera 30 97 5.1 Introduzione . . . 97
5.2 Descrizione della Sidera 30 . . . 97
5.2.1 Demineralizzatore a Osmosi Inversa e a letto misto . . 100
5.2.2 Collegamenti idraulici . . . 101
5.2.3 Collegamenti elettrici . . . 102
5.2.4 Collegamenti gas tecnici . . . 102
5.2.5 Scarico gas esausti . . . 102
5.3 Allestimento campagna prove . . . 105
6 Discussione campagna prove 107 6.1 Introduzione . . . 107
6.2 Incertezza di misura . . . 107
6.2.1 Incertezza combinata . . . 109
6.2.2 Correlazione . . . 110
6.3 Efficienza Sidera 30 . . . 111
6.3.1 Introduzione . . . 111
6.4 Calcolo incertezze combinate Sidera 30 . . . 112
6.5 Efficienza elettrica . . . 113
6.5.1 Incertezza efficienza elettrica . . . 116
6.5.2 Grafici e analisi dei dati . . . 117
6.5.3 Risultati sperimentazione elettrica . . . 119
6.6 Efficienza termica . . . 121
6.6.1 Incertezza efficienza termica . . . 121
6.6.2 Grafici e analisi dei dati . . . 122
6.6.3 Risultati sperimentazione termica . . . 125
6.7 Efficienza Fuel Processor . . . 128
6.7.1 Incertezza efficienza Fuel Processor . . . 129
6.7.2 Grafici e analisi dei dati . . . 130
6.7.3 Risultati sperimentazione reformer . . . 137
Conclusioni e sviluppi futuri 139
Lista acronimi 145
Allegati 147
1.1 Cella di prova e soppalco . . . 4
1.2 Servizi cella . . . 5
1.3 Stacco acque di torre . . . 7
1.4 Circuito 01 . . . 8 1.5 Circuito 02 . . . 9 1.6 Circuito 03 e UTA . . . 10 1.7 Circuito 11 . . . 12 1.8 Circuito 12 . . . 14 1.9 Circuito 12 - foto . . . 15 1.10 Circuito 13 . . . 16 1.11 Gas tecnici . . . 19
2.1 Emerson Micromotion Coriolis . . . 24
2.2 Funzionamento Coriolis . . . 24
2.3 Accuratezza Coriolis Emerson VS Endress Hauser . . . 26
2.4 Trasduttore di pressione . . . 27
2.5 Trasduttore di pressione differenziale . . . 27
2.6 Termoresistenza . . . 29
2.7 Scandura BL 7 . . . 31
2.8 Scandura B-20 . . . 32
2.9 Norma 4000 . . . 33
2.10 Sistema di acquisizione multicanale . . . 33
2.11 Misuratore di portata gas tecnico . . . 35
2.12 Misuratore di pressione gas tecnico . . . 36
2.13 Schema controllo miscele . . . 37
2.14 Campionatore Gascromatografo . . . 38
2.15 Gascromatografo . . . 39
2.16 Cromatogramma colonna CPSil . . . 41
2.17 Cromatogramma colonna Molsieve . . . 42
2.18 Cromatogramma dettaglio Molsieve . . . 42
2.20 Norma ATEX . . . 48
3.2 Norma Isa 2 . . . 52
3.1 Norma Isa 1 . . . 53
3.3 Analog Output PLC . . . 54
3.4 Analog Output Sauter . . . 55
3.5 Analog Input . . . 56 3.6 Collegamenti Bronkhorst . . . 57 3.7 Schema RTD . . . 58 3.8 Schema RTD lato PLC . . . 58 3.9 Schema collegamento DI . . . 59 3.10 Schema DI . . . 60 3.11 DO contatto 24 DC . . . 60 3.12 DO contatto pulito . . . 61 3.13 Pompa Wilo . . . 62
3.14 Schema segnali pompa a giri variabili . . . 63
3.15 Lista segnali 1 . . . 65
3.16 Lista segnali 2 . . . 66
4.1 Sinottico . . . 68
4.2 Sinottico grafici . . . 69
4.3 Sinottico impianto . . . 70
4.4 Diagramma di flusso Bassa Temperatura . . . 74
4.5 Logica Bassa Temperatura . . . 75
4.6 Diagramma di flusso Alta Temperatura . . . 77
4.7 Logica Alta Temperatura . . . 79
4.8 Diagramma di flusso Alta e Bassa Temperatura . . . 81
4.9 Logica Alta e Bassa Temperatura . . . 82
4.10 Diagramma di flusso generatore frigo assorbimento con Heater . 85 4.11 Diagramma di flusso evaporatore frigo assorbimento . . . 86
4.12 Logica frigo assorbimento . . . 87
4.13 Diagramma di flusso frigo assorbimento ASI . . . 89
4.14 Logica frigo assorbimento ASI . . . 91
4.15 Diagramma di flusso frigo assorbimento CS . . . 93
4.16 Logica frigo assorbimento CS . . . 95
5.1 Sidera 30 . . . 98
5.2 Stack celle . . . 99
5.3 Desox, Reformer e Water gas shift . . . 103
5.4 Water gas shift . . . 104
6.1 Distribuzione rettangolare . . . 109
6.2 Volt fase-neutro . . . 114
6.3 Ampere fase R . . . 115
6.4 Ampere fase S . . . 115
6.5 Ampere fase T . . . 116
6.6 Potenza Lorda prodotta . . . 118
6.7 Portata gas naturale . . . 118
6.8 Portata gas naturale Bronkhorst . . . 123
6.9 Portata acqua circuito 12 . . . 123
6.10 ∆T out-in Sidera 30 . . . 124
6.11 Potenza termica . . . 124
6.12 Schema rendimento . . . 128
6.13 Portata Acqua Vaporizzatore 1 . . . 131
6.14 Portata Acqua Vaporizzatore 2 . . . 132
6.15 Portata gas naturale processo . . . 133
6.16 Percentuale molare idrogeno nel syngas . . . 133
6.17 Percentuale molare monossido di carbonio nel syngas . . . 134
6.18 Percentuale molare metano nel syngas . . . 134
6.19 Percentuale molare anidride carbonica nel syngas . . . 135
6.20 Caldaia 1 . . . 142
2.1 Caratteristiche Emerson CMF 100 . . . 25
2.2 Caratteristiche Endress Hauser 83F . . . 25
3.1 Tabella nomenclatura 1 . . . 50
3.2 Tabella circuiti . . . 50
3.3 Tabella nomenclatura segnali . . . 51
6.1 Incertezza strumenti EL . . . 117
6.2 Tabella calcolo efficienza elettrica . . . 119
6.3 Incertezza e Pesi efficienza elettrica . . . 120
6.4 Incertezza strumenti efficienza termica . . . 122
6.5 Tabella calcolo efficienza termica . . . 126
6.6 potenza termica . . . 126
6.7 Incertezza Pesi efficienza termica . . . 126
6.8 Incertezza strumenti FP . . . 130
6.9 Acquisizione dati fuel processor . . . 135
6.10 Composizione gas naturale di rete . . . 136
6.11 Composizione syngas gascromatografo . . . 136
Al giorno d’oggi la microcogenerazione, sia in ambito domestico che nella piccola e media industria `e una possibile soluzione ai problemi di efficienza energetica e conseguentemente di consumo, sostituendosi ai sistemi tradizio-nali di riscaldamento e di produzione di acqua calda per uso sanitario oppure alla produzione di calore tecnologico nel caso industriale.
Sebbene l’Efficienza energetica degli apparecchi di piccola taglia sia infe-riore rispetto alle grandi centrali, l’utilizzo in loco del calore permesso dalla cogenerazione pu`o consentire un significativo risparmio energetico e un ritor-no dell’investimento in tempi accettabili. Tuttavia `e necessario studiare le prestazioni e eventualmente certificare questi sistemi ed `e per questo che sta nascendo il laboratorio LMC presso il Politecnico di Milano.
Con le prove condotte in laboratorio si vuole dare una misura dell’efficienza della macchina nelle pi`u disparate condizioni operative, in modo da fornire all’utente finale le impostazioni corrette dell’apparecchio microcogenerativo da utilizzare per valorizzare al meglio il suo investimento.
In questo lavoro, si sono sviluppate le scelte tecniche ed economiche riguardanti l’allestimento del laboratorio giustificando cosi l’acquisto della strumentazione come ad esempio dei misuratori di portata, delle termore-sistenze e dei trasduttori di pressione. La gestione dei segnali `e stata fat-ta seguendo la normativa ISA, redigendo la lisfat-ta segnali, necessaria per il cablaggio dell’impianto e il funzionamento del software del PLC.
Successivamente si `e passati all’allestimento per le prove sperimentali sul sistema a Fuel Cell Sidera 30 e ad un analisi statistica dei dati acquisiti per la validazione dell’efficenza energetica di questo sistema.
Parole chiave:Microcogenerazione, Allestimento laboratorio, efficienza energetica, sperimentazione
Nowadays micro-cogeneration is a solution for many energy efficiency is-sues in both the residential and the small- to medium-scale industrial sec-tors. It can substitute conventional systems for space and water heating and, specifically for industrial application, for steam generation.
Despite the electrical efficiency of the small-capacity machines is lower than that of large plants, the possibility of utilizing locally the recovered heat can allow significant energy savings and acceptable returns of the in-vestment. However, it is necessary to quantify the performance of these machines and optionally to certify them. For the scope, Politecnico di Mi-lano has constructed the Laboratory for Micro-Cogeneration. Tests therein conducted aim at measuring the efficiency under diverse conditions in or-der to provide the final users with the correct settings for their particular application and let them exploit better their investment.
This work describes the technical and economical criteria adopted while designing and building the laboratory as well as while choosing the instru-mentation, such as the devices measuring mass flow rates, temperatures and pressures. All the electric signals are generated in compliance with the ISA standards, producing a so-called signal list that is essential for the cabling the instruments and for the functioning of the control software.
At the last stage, the test on the fuel cell-based Sidera30 are organized and a statistical analysis on the experimental data is conducted to validate its energy efficiency.
Keywords:Micro-cogeneration, Experimental setup, Laboratory, Ener-gy efficiency, Experimentation
Al giorno d’oggi, in un mondo che ha sempre pi`u fame di energia e lo sfrutta-mento dei combustibili fossili `e in continua crescita, la possibilit`a di effettuare microcogenerazione in un ambito di abitazioni singole-pluri familiari o per uffici e altre utenze di piccola taglia `e assai allettante grazie alle possibilit`a di risparmio energetico che i sistemi microcogenerativi possono offrire.
In un sistema microcogenerativo possiamo trovare, ridotti dal fattore di scala, tutti i punti di forza di un sistema cogenerativo tradizionale che par-tendo da una grande centrale (ad es. un ciclo combinato) attua il teleriscal-damento o teleraffrescamento di un quartiere o di zone limitrofe alla centrale fino a distanze nell’ordine della decina di chilometri.
Generalmente tuttavia, rispetto alla cogenerazione di grande scala, un siste-ma microcogenerativo `e caratterizzato da un pi`u elevato rapporto tra calore e energia elettrica [1] in seguito al quale viene prevalentemente regolato in modalit`a termico-segue per produzione di acqua calda per uso sanitario e di riscaldamento. E’ pratica comune, per sistemi microcogenerativi di piccola taglia, effettuare uno scambio sul posto con la rete elettrica dell’energia pro-dotta.
Lo scambio sul posto viene disciplinato in Italia dalla delibera ARG/elt 74/2008 [2] dell’Autorit`a per l’energia elettrica e il gas che definisce le mo-dalit`a che consentono di immettere in rete l’energia elettrica prodotta ma non autoconsumata, mentre il Gestore dei Servizi Elettrici (GSE) si occupa di valorizzare, in termini economici l’energia immessa in rete.
Lo studio di questi sistemi microcogenerativi risulta molto interessante in quanto l’applicazione della microcogenerazione consente, adottando oppor-tune tecnologie, una riduzione dei consumi di combustibili fossili unita a una riduzione delle emissioni inquinanti sia globali che locali nella zona dove `e installato il package cogenerativo rispetto ai sistemi tradizionali di genera-zione di calore (caldaie).
Tra i diversi sistemi di microcogenerazione [3] possiamo ricordare le micro-turbine [4] a gas, i motori a combustione interna e sistemi non tradizionali basati sulle fuel cells.
In quest’ottica il laboratorio LMC realizzato dal gruppo Gecos del Di-partimento di Energia del Politecnico di Milano vuole porsi come centro di prova e di certificazione di queste nuove apparecchiature microcogenerative che verranno poi immesse sul mercato, verificando cos`ı, in corrispondenza di diverse condizioni operative, le prestazioni energetiche ed ambientali che si erano stimate in sede di progettazione.
Il presente lavoro di tesi `e stato cos`ı organizzato:
Capitolo 1 :Nel primo capitolo viene descritto il laboratorio, utilizzando il Piping and Instrumentations Diagram (P&ID) e delle immagini. Capitolo 2 :Nel secondo capitolo vengono affrontate le tematiche
riguar-danti:
1. Il PLC e PAC: sistema di controllo
2. Scelta del misuratore di portata acqua recupero termico 3. Termoresistenze e trasduttori di pressione
4. Misuratore di potenza elettrica
5. Scelta di misuratore di portata e pressione gas tecnici 6. Normativa ATEX per la classificazione delle aree
Capitolo 3 :Nel terzo capitolo si affronta la classificazione dei segnali con adeguati riferimenti normativi per quanto riguarda la scelta della no-menclatura (Norma ISA), la tipologia dei collegamenti, le criticit`a e la gestione dello spare delle schede di acquisizione, stilando cos`ı la documentazione che va sotto il nome lista segnali.
Capitolo 4 :Nel quarto capitolo si presentano le logiche di controllo che si intende implementare sul PLC per il funzionamento dell’impianto nei diversi assetti di funzionamento previsti con particolare attenzione alle procedure di avvio e di messa in sicurezza.
Capitolo 5 :Il quinto capitolo `e dedicato, nella prima parte, alla descrizione della Sidera 30, sistema microcogenerativo basato sulle fuel cells. Nella seconda parte invece, si analizzano la predisposizione dei diversi approv-vigionamenti necessari al corretto funzionamento di questo sistema e le modalit`a della campagna prove che si intende predisporre.
Capitolo 6 : Nel sesto capitolo viene effettuata una analisi critica dei dati raccolti con lo scopo di calcolare l’efficienza elettrica, termica e di fuel processor e l’incertezza ad esse associata.
Conclusioni : In quest’ultimo capitolo viene proposta una sintesi del lavoro svolto mettendo in risalto gli obiettivi raggiunti e quelli futuri.
Il laboratorio di
microcogenerazione
1.1
Introduzione
In questo primo capitolo sono presentate le scelte progettuali di base riguar-danti i diversi circuiti presenti con cenni alle normative utilizzate, dando cos`ı le linee guida per comprendere al meglio il Piping and Instrumentation Diagram e le procedure che si devono eseguire per azionare uno dei diversi assetti in cui pu`o funzionare il laboratorio di microcogenerazione.
1.2
Laboratorio
Il laboratorio `e cos`ı suddiviso:
Cella di Prova E’ un locale apposito situato al piano terra del capannone, come si pu`o vedere in figura 1.1 in cui verranno posizionati i sistemi in prova, collegandoli idraulicamente e elettricamente, `e inoltre possibile modificare le condizioni dell’aria in ingresso alla medesima, mediante una unit`a di trattamento aria (UTA). In fase di sperimentazione la cella verr`a compartimentata per motivi di sicurezza, cos`ı da circoscrivere eventuali perdite di gas tecnici rendendo altres`ı sicure le aree adiacenti in cui si trovano gli operatori stessi.
Soppalco `e la zona sovrastante la cella che comprende tutta la rete idraulica suddivisa nei diversi circuiti, la rete elettrica di potenza e quella di segnale, fornendo cos`ı i servizi necessari al funzionamento del sistema in prova. Nella figura 1.2 `e possibile vedere le calate delle tubazioni idrauliche verso la cella e le canalizzazioni elettriche compartimentate.
1.3
Descrizione dei vari circuiti
L’impianto, `e suddiviso in diversi circuiti, ciascuno dei quali svolge una ben determinata funzione, per classificare correttamente le componenti pre-senti all’interno dei medesimi si `e utilizzata la normativa ISA 5.1 [5], che verr`a trattata successivamente nel corso del presente lavoro; mentre ora si proceder`a alla descrizione dei primi, infatti l’impianto `e cos`ı suddiviso: Circuiti primari Sono i circuiti ad anello, presenti all’interno del
capanno-ne, in cui scorre l’acqua di torre, refrigerata e calda.
Circuiti secondari Permettono il recupero termico dai sistemi in prova e sono accoppiati, mediante degli scambiatori, con i circuiti primari. Circuito elettrico di potenza Serve per connettere il sistema in prova
al-la rete nazionale mediante opportuni sezionatori e interruttori differen-ziali.
Circuito elettrico segnali In questa categoria rientrano tutti i segnali con-trollati dal PLC.
Circuito trattamento aria L’Unit`a Trattamento Aria ha la funzione di riscaldare o raffreddare l’aria comburente del sistema in prova, mentre l’aria in eccesso viene utilizzata per il condizionamento della cella. Circuito fumi E’ presente sia un camino che una cappa aspirante, per
l’espulsione dei gas di combustione e per il ricambio dell’aria in cella. Circuito gas tecnici Si occupa dell’approvvigionamento di gas naturale,
prelevato dalla rete di distribuzione nazionale, idrogeno e ossigeno, pro-dotti con un elettrolizzatore; altri gas, prelevati da bombole come azoto, anidride carbonica, monissido di carbonio per poter cos`ı produrre con i gas precedentemente elencati il syngas.
Circuito servizi In questa categoria rientrano il circuito aria compressa e acqua addolcita.
Figura 1.3. Stacco acque di torre
1.4
Circuito Idraulico
1.4.1 Circuito 01 - Primario acqua di torre
Nel circuito 01 fluisce acqua di torre che viene usata per sottrarre potenza termica dai circuiti secondari di alta temperatura 11 e bassa temperatura 12; in particolare sono presenti due rami in parallelo in modo da poter condurre prove contemporaneamente su i due circuiti secondari suddetti. Mediante delle servovalvole a tre vie TCV-01-01 e TCV-01-02 `e possibile ricircolare parte di quest’acqua sul ramo del circuito che asserve lo scambiatore in modo da poter simulare una utenza che richiede una potenza termica variabile. Le pompe di circolazione danno la prevalenza necessaria per poter rilanciare tale portata verso la torre, la quale a sua volta scambia potenza termica con l’aria ambiente mediante uno scambiatore acqua-aria che pu`o funzionare in assetto a secco e a umido posto sul tetto del capannone.
F ig u ra 1 .4 . C ir cu it o 0 1
Figura 1.5. Circuito 02
1.4.2 Circuito 02 - Primario acqua refrigerata
Il circuito 02, rappresentato in figura 1.5, `e percorso da acqua refrigerata la cui temperatura, mantenuta a 8◦C, viene controllata da un frigo ad assor-bimento presente sul tetto dell’edificio. Lo scopo `e poter sottrarre ulteriore potenza termica dal circuito 12, inoltre una parte di questo circuito `e diretta verso lo scambiatore dell’UTA per il raffrescamento dell’aria comburente e della cella. Sono presenti due servovalvole a 2 vie TCV-02-01 (Temperature control Valve) e TCV-02-02 e relativa valvola manuale HCV-02-01 per con-trollare la portata di acqua e conseguentemente, dato che sono inserite in un loop di controllo, rispettivamente la temperatura alla mandata in cella del circuito 12 e dell’aria condizionata dall’UTA.
Figura 1.6. Circuito 03 e UTA
1.4.3 Circuito 03 - Primario acqua riscaldata
Questo circuito, rappresentato in figura 1.6, `e percorso da acqua calda for-nitaci dai servizi centralizzati e asserve solamente l’UTA. Infatti grazie a quest’ultima `e possibile non solo raffrescare l’aria comburente ma anche ri-scaldarla, in modo tale da vedere come varino le prestazioni del sistema in prova in funzione della temperatura di aspirazione. La servovalvola a due vie TCV-03-01, regola la portata di acqua e grazie al loop in cui `e inserita controlla la temperatura dell’aria trattata dall’UTA, mentre la prevalenza necessaria per far ritornare l’acqua verso l’anello viene fornita da una pompa di circolazione.
1.4.4 Circuito 11 - Secondario recupero ad alta temperatura Il circuito 11 `e progettato per il recupero termico ad alta temperatura, tipi-camente 150 ◦C da fumi caldi quali scarico di microturbina a gas o motori endotermici. A questo circuito pu`o essere inoltre collegato il generatore del frigo assorbimento, mentre una caldaia elettrica da 150 kW con 3 resistenze produce acqua surriscaldata necessaria, ad esempio, per condurre prove di frigo-assorbimento a componenti singoli. Rispetto al circuito 12, che sar`a descritto successivamente, l’acqua di questo circuito `e surriscaldata quindi `e stato necessario seguire scrupolosamente le norme per quanto riguarda le valvole di sicurezza e i materiali impiegati che devono essere progettati per resistere a tali temperature.
Dalla mandata del sistema in prova, incontriamo la valvola a 3 vie FCV-11-01, nella quale l’acqua proveniente dalla cella viene miscelata con quella transitata nella valvola di taratura HCV-11-01; risulta immediato che a valle della servovalvola si ottiene il 100% della portata.
Questa servovalvola `e inserita in un loop controllato mediante un setpoint imposto dall’utente e misurato dal misuratore di portata massico FT-11-01 installato sulla parte di circuito di mandata verso la cella. Successivamente della portata totale, supponendo che si stia effettuando una prova di trigene-razione, una parte andr`a verso la mandata del generatore di frigoassorbimen-to mentre la restante passer`a attraverso la valvola di regolazione HCV-11-03. Le due portate si riuniranno poi nella servovalvola a tre vie FCV-11-02, che `e inserita in un loop di regolazione il cui misuratore `e l’FT-11-02. A valle della stessa si hanno le pompe gemellari P-11-01 e P-11-02 e successivamente lo scambiatore E-11-01 che scambia potenza termica con l’acqua di torre. In una prova di frigo-assorbimento in cui viene utilizzato l’heater elettrico, lo scambiatore E-11-01 viene bypassato e si procede alla chiusura delle sara-cinesche sulla parte del circuito dedicata al recupero termico e all’apertura di quelle sul ramo dell’heater elettrico.
1.4.5 Circuito 12 - Secondario recupero a bassa temperatura Il circuito 12, rappresentato in figura 1.8, viene utilizzato per recuperare po-tenza termica da sistemi che forniscono acqua ad una temperatura massima dell’ordine dell’ottantina di gradi che comunemente nella trattazione di que-sta tesi viene definita bassa temperatura, in assetto trigenerativo, invece vi si collega il condensatore del frigo assorbimento.
Dalla mandata del sistema in prova situata in cella troviamo in primis la servovalvola a 3 vie FCV-12-01 che regola la portata verso il sistema in prova ed `e controllata dal PLC. A valle della servovalvola `e installato lo scambiatore E-12-01 che cede potenza termica al circuito primario di torre, fino al raggiungimento della temperatura di set point imposta all’aspirazione
del sistema in prova e misurata dalla termoresistenza TT-12-06. Quest’ultimo `e seguito dalla pompa modulabile tramite inverter da un minimo di 1200 giri a un massimo di 3000, `e possibile inoltre fare un ricircolo sulla pompa stessa per coprire i range di portata sotto i 1200 rpm.
Alla valle della pompa, lo scambiatore E-12-02 sottrae ulteriore potenza, qualora fosse necessario, tramite passaggio di acqua refrigerata sul primario di quest’ultimo.
Un terzo scambiatore E-12-03 rende possibile lo scambio di potenza termica con il circuito 13, esso verr`a utilizzato in un assetto di frigoassorbimento o trigenerativo, mentre negli altri assetti dell’impianto vi transiter`a acqua sen-za scambio di potensen-za termica.
All’uscita di quest’ultimo `e presente un raccordo a T, una parte di portata infatti passa nella valvola di taratura HCV-12-01 per poi entrare nella via d’angolo della servovalvola citata precedentemente. La portata restante `e diretta verso il sistema in prova e viene acquisita dal misuratore basato sul principio di Coriolis FT-12-01. La misura, elaborata dal PLC viene con-frontata rispetto al set point immesso dall’utente e in base ai coefficienti di guadagno del PID viene attuata la servovalvola.
1.4.6 Circuito 13 - Secondario evaporatore frigo
Al circuito 13 viene collegato l’evaporatore del frigo assorbimento, che verr`a installato in cella. Partendo dalla mandata del sistema in prova, troviamo la servovalvola FCV-13-01 a tre vie che regola la portata di acqua verso l’evaporatore in quanto `e inserita in un loop con il misuratore di portata massico FT-13-01.
A valle di tale servovalvola si ha il 100% della portata elaborata dalla pompa, in quanto la portata transitata attraverso l’evaporatore si riunisce con quella che `e passata nella valvola a controllo manuale HCV-13-01.
La portata in ingresso allo scambiatore E-12-03 viene controllata me-diante la servovalvola a tre vie TCV-13-01, in modo da poter modulare la potenza termica scambiata con il circuito 12. La servovalvola TCV-13-01 viene controllata dalla sonda di temperatura TT-13-04 presente all’aspira-zione dell’evaporatore. La portata che non passa attraverso lo scambiato-re pscambiato-recedentemente menzionato, transita nella valvola a controllo manuale HCV-13-02 per poi riunirsi attraverso la via d’angolo della servovalvola a tre vie TCV-13-01.
F ig u ra 1 .9 . C ir cu it o 1 2 -fo to
1.5
Circuito elettrico
Il circuito elettrico `e stato suddiviso in due sottocategorie: la parte di potenza e la parte di segnali. Nel quadro sono elettrico presenti due interruttori magnetotermici da 250 A, il primo si occupa di sezionare tutti i sistemi presenti in campo, quali pompe heater e motore UTA, mentre il secondo seziona i cavi di potenza verso il sistema in prova. I sistemi trifase quali le pompe e il motore dell’UTA sono ulteriormente sezionati da interruttori termici e teleruttori, i primi saltano in caso di malfunzionamento mentre i secondi sono comandati da PLC. Un comando digitale, in bassa tensione (24 V), eccita la bobina del teleruttore che chiude i contatti di potenza. E’stato installato un sezionatore a lato di ogni apparecchiatura di potenza cos`ı da garantire un’ulteriore sicurezza per il manutentore o l’operatore che deve intervenire sulla morsettiera della stessa.
La parte di generazione di potenza elettrica `e invece sezionata da un interruttore magnetotermico lato rete e uno lato sistema in prova, sono inoltre presenti dei teleruttori controllate da PLC. Un ulteriore sezionamento serve per collegare il sistema in prova ad un eventuale carico fittizio invece di scaricare la potenza prodotta in rete, in modo da creare un’utenza ideale mediante carico resistivo variabile da 1 a 30 kW e comandabile da PLC. In questo modo si pu`o vedere il comportamento del sistema in prova in relazione alla variazione di carichi elettrici.
La parte di segnalazione invece `e stata realizzata mediante cavi multipo-lari schermati collegando cos`ı le termoresistenze, i trasduttori di pressione, il misuratore di portata, le valvole di controllo e i comandi digitali presenti in campo al PLC. Tutti questi apparecchiature funzionano in bassa tensione (24 V DC), mentre per i segnali di comando e di misura sono stati utilizzati i classici 4-20 mA e 0-10 V. Sono state inoltre implementate delle sicurezze ove necessario mediante rel`e in modo da portare un contatto pulito cio`e privo di tensione in campo e alcune alimentazioni sono state tagliate con dei fusibili in modo da proteggere il PLC da eventuali cortocircuiti delle apparecchiature. Quest’ultima parte verr`a trattata adeguatamente nel capitolo riguardante la strumentazione.
1.6
Circuito areaulico
Come detto precedentemente verso l’UTA convergono le tubazioni dell’acqua calda e refrigerata, il cui compito `e scambiare, cedendo o sottraendo poten-za termica dall’aria che viene cos`ı riscaldata o raffreddata, mediante degli scambiatori.
L’aria trattata viene convogliata verso un ventilatore che presenta un’alta portata e bassa prevalenza, viene cio`e incanalata in quello che `e chiamato circuito areaulico. In tale circuito sono presenti diversi controlli, innanzitutto viene misurata la temperatura mediante la TT-15-02, la quale `e inserita in un loop di regolazione modulando cos`ı le servovalvole lato acqua a seconda del setpoint richiesto.
Un misuratore di portata sulla parte di circuito dell’aria comburente re-gola, mediante un attuatore e il relativo loop di controllo, l’apertura della serranda di regolazione.
Un termostato antigelo previene la formazione del ghiaccio sugli elemen-ti dello scambiatore durante la stagione invernale, inviando un segnale di allarme al PLC e attraverso delle saracinesche manuali poste sulle canaliz-zazioni dell’aria `e possibile prelevare aria sia dall’interno che dall’esterno del capannone.
1.7
Circuito Gas tecnici
Questa cella `e approvvigionata da diversi gas tecnici, quali gas naturale di re-te, gas naturale compresso, idrogeno, monossido di carbonio, azoto, ossigeno e anidride carbonica; le tubazioni dei primi quattro con le relative valvole di chiusura sono all’interno di un gas box tenuto in leggera depressione da una cappa aspirante riportato in figura 1.11, in questo modo `e possibile aspirare le fughe che si potrebbero verificare sui raccordi. La cella `e fornita di al-cuni sensori atti a rilevare la presenza dei gas combustibili precedentemente menzionati e all’intercetto degli stessi mediante relative valvole di sicurezza, inoltre una cappa aspirante e dei grigliati assicurano il ricambio dell’aria.
Scelta della strumentazione
2.1
Introduzione
In questo capitolo viene discussa, sia dal punto di vista tecnico che economico, la scelta della strumentazione, analizzandone caso per caso le peculiarit`a che ne hanno giustificato l’acquisto. Il PLC `e trattato per primo, infatti `e da questo che dipende la scelta dei cablaggi di tutta la strumentazione presente in campo. Si discute poi la scelta del misuratore di portata, dei diversi trasduttori di pressione e delle termoresistenze. Successivamente sono trattati i segnali in cella per la misura della portata e pressione dei gas tecnici; mentre per ultimo viene fatto un accenno alla normativa ATEX, che `e stata seguita per la scelta della strumentazione e la classificazione delle aree. 2.1.1 Il PLC
Il PLC (Programmable Logic Controller) e PAC (Programmble Automation Controller) `e un computer industriale, cuore di qualsiasi impianto in cui sia necessario introdurre delle logiche di funzionamento o semplicemente dove sia necessario acquisire dati riguardanti temperature, pressioni, portate e segnali di stato digitali. Queste acquisizioni vengono rielaborate alla luce di ci`o che il processista desidera, ottenendo cos`ı i segnali in uscita che verranno inviati dal sistema stesso a degli attuatori oppure a dei comandi digitali in grado di azionare pompe o attivare degli allarmi. Un PLC deve avere una grande robustezza sia in termini di affidabilit`a in quanto pu`o gestire applicazioni che non possono mai essere fermate, sia in termini di protezione elettrica, magnetica e non per ultimo un elevato grado IP di protezione da agenti esterni quali liquidi e polvere. La scelta di National Instruments come fornitrice del sistema di controllo `e stata dettata da motivazioni accademiche in quanto riveste un ruolo di primaria importanza in quest’ambito rispetto alla concorrenza.
Il leitmotiv che si `e seguito dal punto di vista tecnico si pu`o riassumere in una parola: semplicit`a, si `e preferito utilizzare una acquisizione analogica a scapito dell’utilizzo dei vari protocolli esistenti come Profibus e Modbus in quanto pi`u facilmente implementabile e anche meno onerosa.
Infatti per i misuratori di portata e i trasduttori di pressione sono state ac-quistate schede analog imput 4-20 mA, in quanto un segnale amperometrico non risente della lunghezza del cavo. Le schede per le termoresistenze PT100 sono state acquistate tenendo conto dei diversi cablaggi possibili a 2, 3 o 4 fili, in questo modo non ci si `e negati alcuna possibilit`a tecnica per even-tuali sonde che verranno scelte in futuro. Le schede analogiche di uscita, sia amperometriche che voltmetriche serviranno per gestire i servocomandi, la regolazione dell’inverter della pompa e la regolazione del setpoint per la strumentazione di controllo dei gas tecnici.
Dopo esserci occupati della parte di misura e controllo, `e necessario oc-cuparci di quella di segnalazione e comando che viene gestita dai segnali digitali che rappresentano gli operatori booleani ON OFF. I Digital Input o DI monitorano lo stato di pompe, interruttori termici, interruttori diffe-renziali, termostati e l’ intervento sicurezze mentre i Digital Output o DO abilitano i teleruttori, l’avvio pompe e abilitazione sicurezze ad esempio. Riassumendo sono state acquistate le seguenti tipologie di schede:
AI-111 Analogica in ingresso 4-20 mA: misure di portata e pressione AO-200 Analogica in uscita 4-20 mA: controllo inverter pompe AO-210 Analogica in uscita 0-10 V: controllo servovalvole
DI-304 Digitale in ingresso: Stato Pompe, interruttori termici, sicurezze DO-401 Digitale in uscita: Consenso Teleruttori, Avvio Pompe
Inoltre sul PLC acquistato `e presente un modulo di intelligenza, governato dal microprocessore chiamato master CFP-2220, mentre gli altri 3 moduli CFP-1808 sono definiti slave in quanto non vi `e montata intelligenza ma sono schiavi del primo e gestiti tramite connessione Ethernet.
2.1.2 Misuratore di portata
Nel primo capitolo sono stati descritti i circuiti secondari e in particolare si evince che in ognuno di questi il misuratore di portata `e inserito in un sot-tocircuito che dal soppalco `e diretto verso la cella in cui passa una frazione della portata totale. Lo scopo `e quello di trovare la potenza termica misu-rando la portata che transita nel sistema in prova e il ∆T misurato da due termoresistenze poste sulla mandata e sul ritorno dello stesso.
La scelta del misuratore di portata `e stata quindi dettata da ragioni quali: la minima e massima portata che potr`a transitare in un sistema in prova, la massima portata del circuito data dalle pompe e con la linea di bypass chiu-so. Si `e inoltre preferito ricercare un misuratore che fornisse direttamente una lettura massica, basato sul principio di Coriolis e non volumetrica (prin-cipio elettromagnetico) evitando cos`ı l’incertezza legata alla massa volumica dell’acqua che varia con temperatura e pressione.
I valori di incertezza forniti da un misuratore basato sul principio di Coriolis sono pi`u contenuti rispetto a quelli di un elettromagnetico, infatti il primo ha un range di incertezza del 0.10% 0.05% mentre il secondo del 0.5% -1%. Il principio di misura e basato sulla generazione controllata di forze di Coriolis e possono essere riassunte mediante la seguente equazione:
F C = 2∆m(v ∧ ω) (2.1)
Dove:
FC `e la forza di Coriolis ∆m `e la massa in movimento ω `e la velocit`a angolare
v `e la velocit`a radiale in un sistema rotante o oscillante
L’ampiezza delle forze di Coriolis dipende dalla massa in movimento ∆m e dalla sua velocit`a v nel sistema. Invece di una velocit`a angolare costante; il sensore utilizza l’oscillazione, infatti quest’ultimo contiene due tubi di misura paralleli in cui scorre il liquido, che oscillano in controfase, comportandosi come un diapason.
Le forze di Coriolis prodotte nei medesimi provocano uno sfasamento nelle oscillazioni dei tubi come si pu`o vedere dall’illustrazione in figura 2.2.
Quando si registra una portata costante, i due tubi oscillano in fase (illu-strazione di sinistra), un’aumento della stessa causa accelerazione dell’oscil-lazione all’ingresso dei tubi (illustrazione centrale) mentre si ha decelerazione degli stessi nel caso che la portata diminuisca (illustrazione di destra). La differenza di fase tra A e B aumenta con l’aumento della portata massica e mediante dei sensori elettrodinamici vengono registrate le oscillazioni del tubo in entrata e in uscita.
Il principio di misura opera indipendentemente da temperatura, pressio-ne, viscosit`a, conducibilit`a e profilo del fluido.
Si `e giunti cos`ı a confrontare due misuratori di portata, il primo prodot-to dall’azienda Emerson, precisamente un ELITE CMF 100 [6], mentre il
Figura 2.1. Emerson Micromotion Coriolis
Caratteristica Valore
Massima portata 18000 kg/h
Incertezza ±0.10% per valori maggiori della minima portata
Zero stability 0.68 kg/h
Coefficiente ELITE CMF100 0.001
Minima portata 680 Kg/h 0.188 l/s
Tabella 2.1. Caratteristiche Emerson CMF 100
Caratteristica Valore
Massima portata 18000 kg/h
Incertezza ±0.10% + zerostability
portata
Zero stability 0.54 kg/h
Tabella 2.2. Caratteristiche Endress Hauser 83F
secondo `e un Endress Hauser PROMASS 83F [7]. Entrambi gli strumenti presentano una portata massima confrontabile dell’ordine dei 18000 kg/h, che rappresenta il massimo della portata elaborata dalle pompe, e una incer-tezza dell’ordine del 0.10%.
Il turn down dell’Elite `e tuttavia maggiore rispetto a quello del Promass, cosicch´e `e possibile avere una incertezza contenuta anche alle basse portate, tale limite `e fissato dal rapporto tra la zero stability e un coefficiente noto e diverso per ogni strumento. Tutte queste informazioni sono presenti nei manuali tecnici degli strumenti presenti sui siti web delle rispettive aziende, inoltre i rappresentanti ci hanno fornito ulteriori ragguagli e mediante un software sono state calcolate le curve di incertezza relative allo strumenti discussi.
Le caratteristiche dei modelli Emerson ELITE CMF100 e Endress Hauser 83F sono riportate rispettivamente nella tabelle 2.1 e 2.2
2.1.3 Trasduttore di Pressione
A seguito di un incontro con i rappresentanti Emerson e alla lettura dei ca-taloghi tecnici presenti sul sito web sono stati scelti i trasduttori di pressione assoluta e differenziale. I primi verranno installati in tutti quei punti indi-cati con PT (Pressure Trasmitter) presenti sul Piping and Instrumentation; pi`u precisamente uno su ogni vaso di espansione dei vari circuiti secondari in modo da sapere se il circuito `e pieno o vuoto, uno prima del misuratore
Figura 2.3. Accuratezza Coriolis Emerson VS Endress Hauser
di portata e uno dopo in modo da conoscere il ∆P che perde quest’ultimo e mediante il secondo la pressione in ingresso al sistema in prova.
I trasduttori di pressione differenziale vengono utilizzati per misurare il ∆P tra la mandata e l’aspirazione dell’apparecchiatura in prova in modo da caratterizzarne le perdite fluidodinamiche in funzione della portata.
Il principio di funzionamento di questi trasduttori di pressione `e bastato sulla deformazione di un componente estensimentrico rivestito di ceramica; a seconda della pressione presente nel circuito sia avr`a una minore o maggiore deformazione e conseguentemente una variazione di resistivit`a che andr`a a sbilanciare il ponte di Wheatstone a cui `e collegato.
Le caratteristiche tecniche sono le seguenti: 1 Range di pressione: 0-10 bar abs
2 Incertezza: 0.1% dello span
3 Collegamento al processo: 1/2 inch filetto gas
Il fondoscala dei trasduttori di pressione assoluta `e in funzione della massima pressione di funzionamento consentita del circuito mentre dato il ruolo di supervisione di questi strumenti si `e sono privilegiati quelli che presentavano incertezza maggiore rispetto a strumenti pi`u precisi e onerosi.
Figura 2.4. Trasduttore di pressione
La scelta del misuratore differenziale `e stata fatta facendo una stima del-la perdita tipo di una apparecchiatura, quale uno scambiatore, di 5 metri di colonna d’acqua, questo trasduttore misurer`a la pressione dal lato di aspira-zione e da quello di mandata, inviando tramite il segnale 4-20 mA la misura al PLC. Ricapitolando le caratteristiche peculiari sono le seguenti, mentre i collegamenti si possono vedere in figura 2.4:
1 Massima pressione differenziale: 500 mbar 2 Incertezza pari a 0.075% dello span
3 Doppio collegamento al processo: 1/2 inch filetto gas
2.1.4 Termoresistenze
Le misure di temperatura lato acqua vengono effettuate mediante un sensore a quattro fili PT100, comunemente denominata termoresistenza. Il funzio-namento si basa sulla seconda legge di Ohm che afferma che la resistenza di un conduttore `e direttamente proporzionale alla resistivit`a e alla lunghezza del medesimo mentre `e inversamente proporzionale alla sezione:
R = ρ l
A (2.2)
Dove:
R `e la resistenza del conduttore ρ `e resistivit`a del conduttore l `e lunghezza del conduttore A `e l’area del conduttore
Variando la temperatura, varia la resistenza del conduttore RT, che rispet-to alla resistenza iniziale R0, pu`o essere formulata mediante la seguente relazione:
RT = R0(1 + αT ) (2.3)
Dove:
RT `e la resistenza alla temperatura di T◦C R0 `e la resistenza alla temperatura di 0◦C
α `e il coefficiente di resistivit`a in funzione della temperatura
Il coefficiente di temperatura α dipende dal tipo di materiale metallico co-stituente la termoresistenza; generalmente Platino (Pt) per la sua maggiore resistenza all’ossidazione e riproducibilit`a delle misure nelle pi`u svariate ap-plicazioni. A 0◦C presenta un valore di 100 Ω ed `e per questo la termoresi-tenza viene denominata Pt100, dove Pt sta per Platino e 100 per 100 Ω. Il sistema con cui sono realizzate le termoresistenze pu`o essere:
A filo avvolto (WW): Queste hanno un doppio avvolgimento di platino inserito in un supporto di vetro o ceramica che a sua volta `e sigillato nella parte superiore e inferiore in uno strato protettivo in ceramica, sono rela-tivamente grandi e sensibili alle vibrazioni, ma resistono maggiormente agli shock termici.
A Thine Film (TF): Queste termoresistenze sono realizzate vaporizzando una quantit`a di platino su un substrato in ceramica creando cos`ı un film
di un micron. Quest’ultimo viene poi protetto da una capsula di vetro la quale a sua volta viene ricoperta da un altro strato protettivo di ceramica. Le dimensioni sono pi`u contenute rispetto a quelle a filo avvolto, offrendo cos`ı alcuni vantaggi in caso di vibrazioni; tuttavia a causa delle deformazioni dovute alla temperatura si creano degli stati di sforzo che inficiano la misura di resistenza stessa causando una misura incorretta.
Nella figura 2.6 `e schematizzata una tipica termoresistenza con isolamento in ossido minerale.
Figura 2.6. Termoresistenza
Le termoresistenze possono essere con collegamenti a due, tre o quattro fili e per scegliere correttamente una termoresistenza `e necessario considerare diverse caratteristiche, quali:
Classe di accuratezza: Secondo la norma DIN EN 60751 [8] le termore-sistenze si possono classificare grossolanamente in duce classi, A e B; que-st’ultima risulta corrispondente alla 1 DIN, in questo caso la precisione `e di ±0.2◦C, mentre alla classe A risulta associata la 1
2 DIN che presenta una precisione pari a ±0.1◦C; esistono inoltre classi pi`u precise quali la 1/3 DIN e la 1/10 DIN.
Pozzetto: Il pozzetto serve per disaccoppiare l’elemento sensibile dal con-tatto col fluido di cui si vuol conoscere la temperatura, esso pu`o essere avvita-to o saldaavvita-to al tubo, mentre l’elemenavvita-to sensibile viene inseriavvita-to in quest’ultimo cosparso di pasta conduttiva. I vantaggi nell’utilizzo del pozzetto consistono nel poter operare manutenzione sulla termoresistenza senza dover svuota-re l’impianto e protegge cos`ı la sonda, tuttavia attraverso questo oggetto si aumentano le inerzie termiche e conseguentemente il tempo di risposta.
La termoresistenza senza pozzetto, invece, pu`o presentarsi con il sen-sore di misura liscio o rastremato; in questo caso le inerzie termiche sono inferiori e conseguentemente lo strumento risponde pi`u velocemente ai cam-biamenti di temperatura, il collegamento al processo avviene tramite giunto a compressione che pu`o essere saldato o avvitato al tubo.
Le termoresistenze, sono state acquistate dalla stessa azienda dove `e sta-to comprasta-to il misurasta-tore di portata, optando per delle Rosemount 65 [9] a quattro fili e con la morsettiera in testa alle stesse, cablando i quattro fili dalla morsettiera del PLC, evitando cos`ı giunte lungo il percorso. Nei ca-taloghi Rosemount, si consiglia l’uso di un trasmettitore in testa al sensore che trasforma l’uscita resistiva della termoresistenza in una uscita ampero-metrica a 4-20 mA che non risente delle ulteriori resistenze introdotte dalla lunghezza dei cavi e dai contatti delle morsettiere. L’affidabilit`a delle misure viene cos`ı migliorata in quanto costantemente compensate dal trasmettitore; questo determina una diminuzione dell’incertezza.
Infatti mediante il sensor matching, il trasmettitore e la termoresistenza ad esso collegato vengono calibrati su pi`u punti di misura, interpolando la relazione resistivit`a - temperatura attraverso una cubica e non linearmente.
L’elevata onerosit`a di questi trasmettitori unita alla disponibilit`a di stru-menti di taratura certificati presenti presso il Dipartimento di Energia, sono stati motivi pi`u che validi per farci desistere dall’acquisto. L’uso di una ter-moresistenza calibrata, unita all’impiego di un fornetto Scandura BL 7 [10] rende possibile la calibrazione della sonda e di tutta la catena termometrica, si pu`o inoltre ricreare il sensor matching interpolando la relazione tra resi-stivit`a e temperatura su diversi punti di misura.
Nel fornetto vengono inserite sia la termoresistenza che si vuole calibrare che quella calibrata, mediante lo Scandura B-20 si legge il valore di temperatura che verr`a scritto sul software PLC. Si ripeter`a iterativamente quanto indicato
per diversi valori di temperatura, in modo da ottenere una curva di taratu-ra Resistenza-Tempetaratu-ratutaratu-ra accutaratu-rata, impostando direttamente le costanti di Callendar Van Dusen sulla scheda del PLC.
Il controllo e la supervisione del processo sul soppalco `e stato affidato a delle termoresistenze di classe B con pozzetto, mentre per il controllo del ∆T tra mandata e aspirazione del sistema in prova sono state scelte delle termoresistenze 1/5 DIN senza pozzetto che verranno inserite in un appo-sito turbolenziatore, utilizzato per uniformare il flusso. Le immagini delle figure 2.7 e 2.8 danno una idea di come sia fatta questa strumentazione di calibrazione.
Figura 2.8. Scandura B-20
2.1.5 Misuratore di potenza elettrica
Un qualsiasi sistema microcogenerativo o microtrigenerativo `e costruito per produrre come effetto principale potenza termica, ma ci`o che rende questi si-stemi vendibili `e il fatto che questi producano potenza elettrica che viene ben ripagata dal GSE. Risulta quindi necessario l’acquisto di un Wattmetro per misurare tale potenza immessa in rete, riuscendo cos`ı a chiudere il bilancio di potenza per il calcolo del rendimento.
L’incertezza di misura richiesta `e del 0.1% per quanto riguarda la potenza e di 0.05% per la misura di tensione e corrente, in riferimento al valor letto; conseguentemente, grazie anche al supporto tecnico fornitoci dal gruppo di Ingegneria Elettrica del Politecnico, si `e scelto il Norma 4000 della Fluke [11] che presenta le caratteristiche suddette.
Inoltre `e possibile, mediante lo strumento indicato poc’anzi, misurare po-tenze attive e reattive considerando cos`ı l’angolo cos φ e effettuare misure su sistemi trifase bilanciati ma anche sbilanciati in quanto `e possibile collegare a tale strumento non solo le tre fasi ma anche il neutro, in questo modo `e pos-sibile misurare la potenza attiva di sistemi trifase non solo collegati a stella (misurabili mediante l’inserzione di Aron), ma anche quelli tipici dell’utenza che utilizza un sistema trifase e neutro.
Mediante inserzione `e possibile misurare fino ad una corrente di 16 Am-pere che corrispondono 11 kW a 400 V; per misurare potenze superiori `e
necessario utilizzare o uno shunt o attraverso un sistema di trasduttori mul-ticanale in corrente che restituiscono un valore attenuato rispettivamente su un connettore BNC e sull’ingresso amperometrico al Norma 4000; in ogni caso l’incertezza di misura risente di questo effetto dovuto all’utilizzo di un secondo strumento in serie al primo.
Figura 2.9. Norma 4000
Figura 2.10. Sistema di acquisizione multicanale
2.2
Misure tecniche in cella
2.2.1 Introduzione
Nella cella di prova, `e necessario acquisire differenti segnali, alcuni provenienti da apparecchiature di misura come ad esempio la portata e la pressione delle linee dei gas tecnici, altri provenienti da segnali digitali per il controllo e lo stato del sistema in prova, senza contare le misure dei trasduttori di pressione
e termoresistenze lato acqua descritte poc’anzi.
Nel paragrafo seguente saranno trattati i misuratori di portata e pres-sione Bronkhorst per le linee gas, discutendo le diverse retroazioni possibili, successivamente sar`a approfondito il funzionamento del gascromatografo per la misura della composizione di miscele di gas, quali gas naturale di rete e syngas.
2.2.2 Misuratore di portata e pressione gas tecnici
Per scegliere correttamente i misuratori di portata di gas tecnici si sono segui-te quessegui-te guide lines: possibilit`a di avere una portata di metano o idrogeno per soddisfare una potenza di circa 150 kW termici, avere una buona accu-ratezza di misura alle basse portate.
Si `e preso quindi come esempio un bruciatore da 60 kW in modo da soddi-sfare le richieste menzionate poc’anzi. Tale bruciatore, non convenzionale, montato su una caldaia strumentata, sar`a oggetto di ricerca presso questo laboratorio, in quanto `e alimentabile sia ad idrogeno che metano.
Se si alimenta il bruciatore solamente a metano, che presenta un potere calori-fico inferiore pari 50.23 M J/kg si trova una portata massica pari a 1.12∗10−3 kg/s pari a 6 N m3
/h in quanto la massa volumica `e di 0.71 kg/N m3 . In maniera analoga `e possibile trovare la portata di idrogeno, che ha un PCI di 144417 kJ/kg, pari a 1.5 kg/h corrispondenti a 18 N m3
/h poich´e la massa volumica `e di 0.09 kg/N m3
.
Trovate le portate, `e possibile scegliere gli strumenti pi`u appropriati in funzione della massima portata di gas cos`ı da avere la massima risoluzio-ne e accuratezza possibile, infatti un inutile sovradimensionato dello stesso porterebbe ad una minore accuratezza nella misurazione, inoltre a seguito della classificazione delle aree, la normativa ATEX impone la scelta di stru-menti certificati per l’impiego in zona 2, ulteriori dettagli saranno forniti nei paragrafi dedicati.
La scelta ricade su strumenti della serie IN-FLOW, prodotti dalla Bron-khorst [12], che consentono sia la misura che il controllo sulla portata garan-tendo una elevata flessibilit`a poich´e `e possibile modificare, mediante software, il fondoscala in funzione di differenti tipi di gas e in funzione dei range di portata.
Il principio di funzionamento si basa sulla dispersione termica, infatti si monitora l’effetto di raffreddamento di un flusso di gas che passa attra-verso un trasduttore riscaldato. Il flusso di gas all’interno della sezione di rilevamento passa attraverso due RTD PT100, dei quali uno `e utilizzato con-venzionalmente come dispositivo per la rilevazione della temperatura, l’altro come riscaldatore.
Figura 2.11. Misuratore di portata gas tecnico
riscaldatore viene mantenuto a una temperatura differenziale costante, va-riando l’energia elettrica consumata dal sensore.
Maggiore `e la portata massica, maggiori sono l’effetto di raffreddamento e l’e-nergia richiesti per mantenere la temperatura differenziale; l’el’e-nergia elettrica del riscaldatore misurata `e quindi la misura della portata massica del gas. La misura della portata del gas naturale di rete, pu`o essere effettuata con un Mass Flow controllers Series F202AI che presenta un minimo di 0.8 ln/min e un massimo di 250 ln/min in quanto al bruciatore si ha una portata di 6 N m3
/h corrispondenti a 100 ln/min. La portata di 18 N m3
/h di idrogeno corrispondente a 300 ln/min, invece, pu`o essere misurata con un Mass Flow controllers Series F203AI che presen-ta un minimo di 4 ln/min e un massimo di 1670 ln/min. L’accuratezza di questo strumento `e di ±0.8% del valore letto a cui va aggiunta un 0.2% del fondo scala.
La serie con le minori perdite di carico e cio`e la LOW-∆P-FLOW anche essa certificata Zone 2, risulta interessante per il gas naturale di rete dove la pressione `e imposta dal Gestore ed `e pari a 20 mbar, scegliendo cos`ı un misuratore Mass flow meters della serie F106BZ.
Questo strumento presenta un’accuratezza di misura che `e pari all’1% del fondo scala. La misura e il controllo di pressione, viene effettuata con stru-menti della serie IN − P RESS, certificati per il funzionamento in zona 2. Il range di funzionamento sar`a dato in funzione della pressione con cui `e ne-cessario alimentare gli ugelli di un bruciatore, tipicamente da 20 mbar a 200 mbar, optando quindi per un misuratore IN − P RESS modello F − 001AI e una valvola di controllo P − 502CI in quanto `e possibile scegliere mediante software il fondoscala, garantendo cos`ı elevata flessibilit`a. L’accuratezza di misura di questo strumento `e pari a ±0.5% del fondo scala. La linea di
mi-Figura 2.12. Misuratore di pressione gas tecnico
surazione `e stata allestita, non solo per alimentare le diverse apparecchiature in prova con diversi gas ma `e anche possibile costruire diverse miscele di gas, o riprodurre il syngas dovuto alla gassificazione del carbone oppure da un processo di reforming. Il gas naturale di rete ha un potere calorifico dell’or-dine dei 9.5 kW h/N m3
mentre per un gas di sintesi di bassa qualit`a `e di circa 2 kW h/N m3
, conseguentemente se consideriamo la potenza termica di 150 kW, precedentemente menzionata, allora la portata sar`a di 75 N m3
/h. I tipi di miscela potrebbero essere i seguenti:
CH4: 0-95% CO : 0-5% CO2: 0-50% H2: 0-80% N2: 0-50%
La pressione sar`a circa di 10 bar, mentre a valle della bombola misceltatrice sar`a regolata da un regolatore di pressione e misuratore IN-PRESS; il con-trollo della composizione della miscela sar`a effettuato sulla bombola stessa mediante un apposito punto di prelievo per il gascromatografo.
2.2.3 Il gascromatografo
Il gascromatografo viene utilizzato per la misura della composizione di misce-le di gas ad esempio quella del gas naturamisce-le di rete, in questo modo `e possibimisce-le conoscere con esattezza il potere calorifico inferiore o superiore senza dover
Figura 2.13. Schema controllo miscele
ricorrere alle approssimazioni presenti in letteratura, potendo cos`ı chiudere il bilancio energetico con una minor incertezza.
Questo strumento verr`a inoltre utilizzato per la misura di miscele di gas tecnici e nel corso di questa trattazione verr`a utilizzato per conoscere l’avan-zamento del processo di reforming e successivamente quello della reazione di water gas shift, infatti sull’apparecchiatura in prova Sidera 30 sono presenti diversi stacchi per misure cromatografiche.
Il gascromatografo utilizzato `e un Vega-GC della Pollution [13] con tre colonne di campionamento; pi`u precisamente `e possibile misurare gas qua-li: anidride carbonica, butano, propano sulla prima colonna Cpsil 5CB di 8 metri; idrogeno ossigeno azoto sulla seconda colonna Molsieve da 20 metri; mentre la terza, PPQ 10 metri `e dedicata alla misura di Idrogeno solforato sia in ppm che in ppb mediante concentratore.
Queste tre colonne non sono altro che tre moduli analitici miniaturizzati formati da colonna di separazione, iniettore e detector, inoltre la gestione dell’analizzatore avviene grazie ad un PC incorporato e tramite l’interfac-cia utente costituita dal touchscreen a colori `e possibile monitorare lo stato dell’analisi e salvarne i risultati, o gestirli da remoto.
Al gascromatografo viene collegato un campionatore multipunto riscalda-to VEGA-MPS-H10, mostrariscalda-to in figura 2.14 in modo da poter acquisire con lo stesso pi`u punti di misura e gas umidi senza che questi condensino. Questo doppio modulo aggiuntivo ha lo scopo di prelevare aria da 19 punti prescelti e di inviare sequenzialmente i campioni per l’analisi; la valvola rotante `e di tipo flow-trough, per cui il campione selezionato viene restituito
singolarmen-te, linea per linea, senza contaminazione. Le caratteristiche tecniche degli strumenti suddetti sono le seguenti:
1 19 punti di prelievo e scarico 2 2 campionatori riscaldati
3 pressione massima campione 13 bar 4 termoregolatore programmabile 60-150◦C 5 tempo per regime termico minore di 45 min 6 pressione gas di trasporto 5 bar
Figura 2.14. Campionatore Gascromatografo
I campioni da analizzare sono collegati mediante dei tubi da 1/8 inch ai vari punti IN della valvola rotante riscaldata e restituiti al sistema in prova o
Figura 2.15. Gascromatografo
ad un apposito scarico dai diversi punti della corona OUT questo se non campionati dal gascromatografo; mentre durante l’analisi gli stessi verranno trasportati all’iniettore delle diverse colonne tramite una pompa interna al VEGA-GC.
Alla base di una corretta misura cromatografica ci sono: il tempo di igni-zione, il tempo di acquisizione dei campioni e il tempo di rilascio della singola specie all’interno della miscela in analisi. In generale quando ci si aspetta concentrazioni elevate da misurare, `e necessario avere un basso tempo di ignizione, dell’ordine dei 100 ms.
Il tempo di acquisizione, invece, pu`o essere impostato dal software MC-Tune in quanto a seconda della pressione e della temperatura della colonna le di-verse sostanze che compongono la miscela avranno tempi di rilascio differenti. Quando il campione `e stato acquisito e si trova nell’iniettore, il gas di tra-sporto proveniente dalla bombola in pressione ha il compito di portare il campione lungo la colonna fino al detector.
Sostanze diverse hanno in generale tempi di rilascio differenti, per cui biso-gna fornire al detector le informazioni necessarie per l’analisi del picco,
que-sto `e possibile mediante MC-Tune che `e uno dei diversi software di controllo installati. Una volta calibrato, mediante il software Mc-Plan `e possibile im-postare la frequenza delle acquisizioni, quali sostanze analizzare impostando gli ingressi del campionatore desiderati.
2.2.4 Analisi cromatografica gas naturale di rete
Dai cromatogrammi di figura 2.16 e 2.17 `e possibile ricavare la composizio-ne del gas naturale di rete. Il picco composizio-negativo a circa 40 secondi composizio-nel primo cromatogramma, relativo quindi alla colonna CPSil rappresenta l’anidride carbonica, seguono l’etano a 43 secondi e n-butano a 54. Il picco inizia-le molto marcato rappresenta l’aria non scissa che transita all’interno della colonna poich´e questa non `e in grado di separare l’ossigeno dall’azoto. La figura 2.19, mostra nel dettaglio il picco di anidride carbonica e dell’etano. Sulla colonna Molsieve, invece si possono trovare i picchi dell’idrogeno a circa 75.9 secondi, dell’ossigeno a 88 secondi, dell’azoto a 100 secondi, del metano a circa 132 secondi e del monossido di carbonio a circa 141 secondi.
Tuttavia i picchi dell’idrogeno e del monossido di carbonio sono assenti in questi cromatogrammi in quanto si sta analizzando gas naturale. Questi picchi sono negativi perch´e il gas di trasporto utilizzato `e argon che presenta una conducibilit`a termica minore di ogni gas della composizione della miscela, in ogni caso, il software del gascromatografo `e studiato per integrare anche questo tipo di picchi. Infatti per trovare la concentrazione dell’iesimo gas della miscela `e necessario che il software integri l’area sottesa dalla curva generata dal medesimo.
Durante le operazioni di taratura, si `e preso un gas campione e si `e ese-guita una analisi cromatografica associando all’area integrata dal software la concentrazione di gas misurata sul certificato allegato alla bombola. Si `e ripetuto tale procedimento pi`u volte effettuando cos`ı diverse misurazioni, accertandosi di avere una misura ripetibile e con un bassa incertezza.
Dato che l’incertezza associata alla ripetibilit`a della misura e quella asso-ciata alla risoluzione dello strumento sono inferiori di almeno un ordine di grandezza rispetto all’incertezza fornitaci con il certificato della bombola, si `e ritenuto che le prime fossero trascurabili. Si associa cos`ı all’incertezza della misura con quella del certificato della bombola. Nel gas naturale, ma anche nel syngas sono presenti alcuni specie in frazione molare molto eleva-ta conseguentemente le eleva-tarature sono seleva-tate organizzate secondo i valori di concentrazione, precisamente basse medie e alte. Con i metodi alle basse e medie concentrazioni vengono misurati tutti quei gas che presentano una frazione molare della miscela dal centinaio di ppm fino al 5%. Il metodo alte concentrazioni, invece `e adatto per misurare concentrazioni molari dal 5% fino al 90%, in quanto viene cambiato il tempo di iniezione del campione
all’interno della colonna.
Conseguentemente per misurare correttamente la composizione dei gas all’interno del gas naturale `e necessario utilizzare il metodo medie concen-trazioni per anidride carbonica, azoto, ossigeno, etano e n-butano; mentre il metano verr`a misurato con il metodo alle alte concentrazioni.
0 50 100 150 −18 −16 −14 −12 −10 −8 −6 −4 −2 0 2x 10 −3 tempo [s] Misura [V]
Figura 2.16. Cromatogramma colonna CPSil
2.3
Classificazione delle zone ATEX
L’avvio del laboratorio di microcogenerazione `e subordinato a una certifica-zione, in quanto lavorando con gas infiammabili e ad alte pressioni `e possibile che si creino dell’atmosfere potenzialmente tossiche o pericolose per l’opera-tore. In primo luogo si esaminano i sistemi di sicurezza quali sensori di monossido di carbonio, metano e idrogeno valutandone la taratura e il posi-zionamento in funzione dei punti da cui si potrebbe avere fuoriuscita di gas, quali flange e raccordi. Si tratter`a, successivamente, il tema della ventilazio-ne forzata e naturale mediante cappa aspirante e griglie presenti ventilazio-nella cella responsabili anche esse della classificazione della zona. La conclusione sar`a
0 50 100 150 −0.14 −0.12 −0.1 −0.08 −0.06 −0.04 −0.02 0 0.02 tempo [s] Misura [V]
Figura 2.17. Cromatogramma colonna Molsieve
60 70 80 90 100 110 120 −4 −3.5 −3 −2.5 −2 −1.5 −1 −0.5 0x 10 −3 tempo [s] Misura [V]
39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 −2.5 −2 −1.5 −1 −0.5x 10 −4 tempo [s] Misura [V]
Figura 2.19. Cromatogramma dettaglio CPSil
che la zona 2 ad estensione limitata `e quella in cui si andr`a ad operare perci`o la strumentazione della cella verr`a scelta di conseguenza.
2.3.1 Norma ATEX
La parola ATEX deriva da ATmosphere EXplosive, con questa dicitura si classificano tutte le aree in cui potrebbero essere presenti o potrebbero for-marsi atmosfere esplosive dovute alla miscelazione di un combustibile gassoso con un comburente quale l’aria. Queste se trovano un innesco o un punto caldo e hanno una concentrazione di combustibile superiore al limite inferiore di infiammabilit`a potrebbero innescarsi dando luogo a conseguenze talvolta disastrose. Mediante la norma CEI-31-30 e CEI-31-35 [14] `e possibile carat-terizzarne il livello di pericolosit`a, in modo tale da ridurre la probabilit`a di avere un innesco e la possibilit`a di avere una miscela con concentrazione su-periore al limite inferiore di infiammabilit`a (LEL). Per far questo `e necessario seguire scrupolosamente tali norme, definendo accuratamente quali potreb-bero essere le fonti di innesco, fornendo un eccellente ricambio d’aria in modo da ridurre il tempo di residenza della miscela e posizionando accuratamente i sensori in modo da intercettare immediatamente una eventuale perdita.
