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Capitolo 4: Analisi modellistica del
processo di rigassificazione
4.1 Introduzione all’analisi di processo
In questo lavoro di tesi è stato analizzato il processo di rigassificazione del gas naturale liquefatto prima della fase di distribuzione alle utenze. Per comprendere il funzionamento del processo, si è reso necessario individuare le operazioni unitarie in esso presenti e la loro interazione. Inoltre per valutare le conseguenze che, eventuali variazioni di condizioni operative possono provocare sulle grandezze caratteristiche delle correnti e delle operazioni unitarie, si devono comprendere le singole unità, che costituiscono il processo. Infatti gli obiettivi dell’analisi di processo sono:
Individuare i parametri caratteristici e i gradi di libertà delle operazioni unitarie che costituiscono il processo.
Individuare eventuali “colli di bottiglia” (situazioni critiche) e determinare possibili ipotesi per la risoluzione di questi problemi operativi.
Valutare le condizioni di funzionamento ottimali di ogni operazione unitaria e del processo produttivo.
Comprendere gli aspetti legati alla dinamica e alla controllabilità delle singole unità e del processo nel suo insieme.
Per raggiungere questi obiettivi, l’analisi di processo si avvale di simulatori, che modellano il processo e permettono di realizzare simulazioni sia di tipo stazionario che dinamico.
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4.2 I simulatori di processo
I simulatori di processo sono programmi di calcolo che consentono di valutare le condizioni di funzionamento di un processo composto da tutta una serie di operazioni unitarie, che interagiscono tra di loro mediante correnti materiali ed energetiche. Questi strumenti sono molto utilizzati sia nelle fasi di design di un processo sia nell’analisi, gestione ed ottimizzazione delle condizioni operative. Il funzionamento dei simulatori di processo si basa su due componenti fondamentali: un database termodinamico e cinetico, che contiene una lista di diversi componenti inorganici ed organici, dei modelli di calcolo delle proprietà chimico-fisiche e degli equilibri di fase di composti e miscele e dei modelli di gestione di vari schemi di reazione; e un insieme di modelli di simulazione delle operazioni unitarie principali, come tubazioni, miscelatori, valvole, scambiatori di calore, colonne di distillazione, compressori, turbine, pompe, reattori, ecc.. Un altro strumento fondamentale dei simulatori è l’ottimizzazione di processo, che viene risolta mediante la massimizzazione o (in egual modo) la minimizzazione di una determinata funzione obiettivo.
4.2.1 Il simulatore di processo Aspen HYSYS®
Il simulatore di processo utilizzato in questo lavoro è Aspen HYSYS®, che oltre ad un’analisi del processo di tipo stazionario permette di realizzare simulazioni dinamiche. Ogni operazione unitaria è caratterizzata da un determinato numero di gradi di libertà, ovvero di variabili/informazioni da specificare affinché l’operazione stessa sia univocamente determinata. Una volta indicate le informazioni necessarie per quanto riguarda le correnti in ingresso e quelle di uscita e le condizioni operative, ovvero una volta che i gradi di libertà di una determinata operazione unitaria sono uguali a zero, il simulatore può risolvere il sistema di equazioni, costituito da bilanci di materia, bilanci energetici, relazioni di equilibrio termodinamico, equazioni di trasporto, equazioni cinetiche ed equazioni di dimensionamento di singole apparecchiature (valvole, scambiatori di calore,...), fino a portare a convergenza l’unità. Il risolutore permette il cosiddetto “bidirectional information flow”, ovvero accetta, come specifiche di una
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determinata operazione unitaria, non solo i valori delle variabili in ingresso e quelle relative all’unità di processo ma anche quelli delle variabili in uscita, e calcola i valori non specificati. La bidirezionalità inoltre si esplica nel rieseguire il computo di tutte le variabili del flowsheet in esecuzione se una di esse, o un parametro di un’apparecchiatura viene variato.
4.3 Costruzione e descrizione del modello stazionario
Con il programma di simulazione rigorosa Aspen HYSYS® è stato realizzato un modello stazionario dell’impianto di rigassificazione di GNL descritto precedentemente nel Capitolo 3. La modellazione del processo in stazionario è un passaggio fondamentale prima di eseguire le simulazioni dinamiche, che sono importanti per studiare la dinamica del processo e simularne il comportamento nelle fasi di transitorio. Inoltre, in Aspen HYSYS®, una volta costruito un buon modello di stazionario del processo, il passaggio al dinamico è abbastanza semplice.
La prima scelta effettuata nella modellazione stazionaria del processo è stata quella di aver scelto, come alimentazione all’impianto di rigassificazione, il gas naturale liquefatto con composizione pari a quella del GNL-medium. Di seguito si descrivono le operazioni unitarie e le scelte effettuate per modellare le sezioni, di cui è composto il terminal di rigassificazione.
Nelle figure 4.1a e 4.1b si riporta il modello completo del processo di rigassificazione come appare nella visualizzazione del flowsheet di Aspen HYSYS®, suddiviso però in due parti, prima e dopo la sezione delle pompe Booster, per chiarezza di presentazione. Si precisa che le valvole non di regolazione inserite nel modello rappresentano le perdite di carico concentrate e distribuite, che possono essere presenti sulle linee e che si è scelto di rappresentare con una perdita di carico concentrata, utilizzando l’operazione unitaria della valvola disponibile nel software Aspen HYSYS®.
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4.3.1 Serbatoi di stoccaggio
L’impianto preso come riferimento è dotato, per lo stoccaggio del GNL approvvigionato dalle navi gasiere, di quattro serbatoi sferici, ciascuno con due pompe sommerse in linea per il trasferimento del GNL alla colonna di ricondensazione. Nella modellazione però si è considerato un solo serbatoio poiché è previsto che le due pompe sommerse presenti in un serbatoio abbiano una capacità di mandata pari alla potenzialità produttiva dell’impianto. Quindi le modalità operative prevedono che sia in linea un solo serbatoio dei quattro presenti: una volta che il serbatoio è carico, inizia la fase di svuotamento e soltanto alla fine di essa inizia lo svuotamento del secondo serbatoio e così via. Dato che si vuole modellare la fase di svuotamento del serbatoio e di rigassificazione del GNL, si è dimensionata la sezione di stoccaggio con un unico serbatoio sferico, “V”, che nella situazione di massimo carico ha un grado di riempimento pari all’84%. Per simulare eventuali ingressi di calore nel serbatoio, dovuto ad esempio ad irraggiamento solare e scambio termico con l’ambiente, è stata prevista anche una corrente energetica in ingresso al serbatoio, che nel modello stazionario è stata però supposta nulla.
Tabella 4.1: Caratteristiche del serbatoio di stoccaggio.
L’alimentazione alla sezione di stoccaggio, durante la fase di carico del serbatoio, è rappresentata dalla corrente “GNL_medium”, che proviene dalla nave gasiera in condizioni di liquido saturo e subisce poi una diminuzione di pressione nella valvola “VLV-1”, che rappresenta le perdite di carico che si hanno nel trasferimento del GNL dalla nave gasiera ai serbatoi mediante i bracci di carico. Quindi la corrente in ingresso
Serbatoio di stoccaggio "V" Geometria sferica Diametro (m) 40,3 Volume (m3) 34270 P (bar) 1,04 T (°C) -161,6
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a “V” è rappresentata da “GNL_medium_to_tank”. L’uscita liquida dal serbatoio “V” è la corrente “GNL_to_in-tank-pumps”, mentre la corrente di uscita in fase vapore è “BOG1+BOG2_from_tank”, che rappresenta il Boil Off Gas, che si genera durante il carico dei serbatoi e durante lo stoccaggio per stabilire l’equilibrio tra la fase liquida e quella vapore, per le perdite di carico nel trasferimento mediante i bracci di carico e per un eventuale ingresso di calore nei serbatoi di GNL, ad esempio dall’irraggiamento solare. In tabella 4.2 si riportano le caratteristiche delle correnti in ingresso e in uscita dall’unità di stoccaggio del GNL, ottenute dallo schema generale dell’impianto in condizioni stazionarie. In realtà, la sezione di stoccaggio dell’impianto di rigassificazione non lavorerà mai in condizioni stazionarie dato che si troverà alternativamente in una situazione di carico e di scarico, con una corrente di alimentazione presente solo nella fase di carico; per questo motivo in tabella 4.2 non è esplicitato il valore della portata di alimentazione. Le portate delle due correnti in uscita dal serbatoio invece hanno dei valori determinati dalla richiesta di BOG come utility e dalla portata di GNL in ingresso alla sezione di vaporizzazione, che nella situazione di riferimento sono rispettivamente di 6 tonne/h e di 450 tonne/h. In modalità stazionaria il simulatore di Aspen HYSYS® non considera i contributi statici delle pressioni, ovvero i battenti idrostatici dei serbatoi e delle varie apparecchiature. Questo aspetto è un’ulteriore conferma del fatto che la modellazione stazionaria non è rappresentativa del funzionamento dell’impianto di rigassificazione di GNL, dove, in realtà, le pressioni della corrente liquida e della corrente vapore in uscita da “V” dipendono dal livello di liquido e dalle dimensioni del serbatoio.
Dalla figura 4.1a si può notare che in ingresso a “V” è presente un’altra corrente, “GN_P”, che rappresenta la linea di Boil Off Gas comunicante tra i serbatoi, necessaria per mantenere equilibrate le pressioni dei quattro serbatoi di stoccaggio durante le diverse combinazioni di carico e scarico.
Nell’impianto di rigassificazione è previsto anche un separatore di trascinato sulla linea di BOG in uscita dal serbatoio di stoccaggio: questa apparecchiatura non è stata modellata in quanto la percentuale di trascinato sarà molto bassa rispetto alla portata di Boil Off Gas ed inoltre l’operazione unitaria precedente del serbatoio di stoccaggio garantisce che la corrente “BOG1+BOG2-from_tank” sia in fase vapore.
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Tabella 4.2: Caratteristiche delle correnti dell’unità di stoccaggio del GNL.
Tabella 4.3: Caratteristiche pompa in-tank nel modello stazionario.
(*): questo valore di pressione è relativo solo al modello stazionario del processo. Infatti in modalità stazionaria Aspen HYSYS® non considera i contributi statici delle pressioni e le correnti in ingresso e in uscita dall’operazione unitaria del serbatoio sono considerate tutte alla stessa pressione operativa del serbatoio. Nella modellazione dinamica invece la pressione della corrente in ingresso alla pompa in-tank avrà un valore strettamente dipendente dal grado di riempimento del serbatoio “V”.
Per modellare le pompe in-tank sommerse del serbatoio si utilizza l’unità a disposizione in Aspen HYSYS®, che rappresenta una pompa; tale operazione considera che il fluido in ingresso sia incomprimibile e per definirla è necessario dare, come input, la pressione in ingresso, quella in uscita e l’efficienza. Quando l’efficienza è minore del 100%, l’eccesso di energia provoca un aumento di temperatura della corrente in uscita.
IN
GNL_medium_to_tank GNL_to_in-tank-pumps BOG1+BOG2_from_tank
Portata (tonne/h) 447,2 8,807
Pressione (bar) 1,04 1,04 1,04
Temperatura (°C) -161,6 -161,6 -161,6
Stato fraz.vapore: 0,0199 liquido vapore
Composizione: mol. N2 0,0060 0,0034 0,1098 CH4 0,9025 0,9028 0,8901 C2H6 0,0650 0,0663 0,0001 C3H8 0,0210 0,0214 0 i-C4H10 0,0050 0,0005 0 n-C4H10 0,0005 0 0 C5+ 0 0 0 OUT
Pressione ingresso (bar) 1,04 (*)
Pressione uscita (bar) 6,05
Temperatura ingresso (°C) -161,8 Temperatura uscita (°C) -161,3 Portata (tonne/h) 447,1 Portata volumetrica (m3/h) 974,5 Efficienza 75% Potenza assorbita (MW) 0,18 Pompa in-tank
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AspenHYSYS® utilizza una corrente energetica, “Q_in-tank-pumps”, associata all’operazione unitaria della pompa per rappresentare la potenza assorbita dalla fase di pompaggio.
4.3.2 Formazione ed utilizzo del Boil Off Gas
La corrente di BOG formatosi nel serbatoio “V” viene suddivisa in “BOG1” e “BOG2” con l’operazione unitaria “TEE-1”. La linea “BOG1” a sua volta viene suddivisa mediante “TEE-2” in “BOG1_K-HD”, che rappresenta la linea di ritorno di parte del BOG nella nave gasiera, dopo essere stato compresso nei compressori High-Duty e in “BOG1_K-LD”, che rappresenta l’aliquota di BOG, che passa attraverso i compressori Low-Duty ed è destinata alla combustione per la generazione di energia elettrica. C’è da precisare che la linea “BOG1_K-HD” sarà aperta soltanto durante le operazioni di carico dei serbatoi di stoccaggio, quando la nave gasiera è ormeggiata e collegata al terminal di rigassificazione. Quindi ai fini della modellazione questa linea sarà aperta solo durante il carico del serbatoio: questa azione avverrà solo per preparare il file da utilizzare nelle simulazioni dinamiche, dato che è di nostro interesse la successiva fase di svuotamento e rigassificazione.
Tabella 4.4: Caratteristiche del compressore Low-Duty.
Pressione ingresso (bar) 0,94
Pressione uscita (bar) 6
Temperatura ingresso (°C) -161,8 Temperatura uscita (°C) -71,53 Portata (tonne/h) 6 Portata volumetrica (m3/h) 927,8 Efficienza 75% Potenza assorbita (MW) 0,26 Compressore Low-Duty
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4.3.3 Sezione di ricondensazione
La linea di BOG destinato alla ricondensazione è stata modellata con una corrente materiale, “BOG2”, che subisce una fase di compressione in “K-BOG” per essere così inviata alla colonna di ricondensazione. Prima però è prevista un’eventuale fase di splitting della corrente in uscita da “K-BOG”; infatti nel caso in cui il BOG inviato alla combustione non sia sufficiente all’autosostenimento dell’impianto, parte del BOG in ingresso al ricondensatore viene utilizzato come gas combustibile. Questa eventuale corrente di gas richiamata dal sistema di generazione energia è rappresentata nello schema con il nome di “BOG2_to_fuel-gas-system”, mentre la linea di BOG inviata alla sezione di ricondensazione è “BOG_to_recondenser”.
La colonna a riempimento, in cui avviene la ricondensazione del BOG per contatto diretto con il GNL è stata modellata con un separatore, “Recondenser”, in quanto nelle operazioni unitarie a disposizione in Aspen HYSYS® non sono previste unità, in cui lo scambio termico avviene per contatto diretto tra il fluido caldo e quello freddo. Questa scelta nella modellazione è comunque rigorosa in quanto in Aspen HYSYS® l’operazione del separatore arriva a convergenza dopo aver risolto i bilanci di materia e un bilancio di energia. Inoltre il separatore svolge anche la funzione di serbatoio di hold-up per le pompe Booster, che nel terminal di rigassificazione è invece svolta dalla sezione di fondo della colonna di ricondensazione.
La pressione operativa del ricondensatore è di 6 bar e le dimensioni geometriche sono state calcolate considerando un tempo di permanenza della corrente liquida pari a 3 minuti, in condizioni nominali di funzionamento dell’impianto, e supponendo un grado di riempimento del 50% (tabella 4.5).
Tabella 4.5: Caratteristiche della colonna di ricondensazione.
Geometria cilindrica
Diametro (m) 3
Altezza (m) 13,7
P (bar) 6
T (°C) -161,2
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L’operazione unitaria del separatore, utilizzata per modellare la colonna di ricondensazione prevede anche un’uscita in fase vapore, che è stata supposta nulla dato che l’unica uscita dalla colonna di ricondensazione è la corrente di GNL in ingresso alla pompa Booster. In tabella 4.6 si riportano le caratteristiche delle correnti in ingresso e in uscita dal separatore “Recondenser”, ottenute dalla simulazione stazionaria del modello del processo.
Tabella 4.6: Caratteristiche delle correnti della sezione di ricondensazione.
4.3.4 Pompe Booster: dalla colonna di ricondensazione alla fase di
vaporizzazione
Le due pompe Booster utilizzate nell’impianto vengono modellate con un’unica pompa, che ha il compito di aumentare la pressione del GNL fino al valore di 85 bar circa, corrispondente alla massima pressione operativa dei vaporizzatori a fluido intermedio. La corrente energetica “Q_Booster-pumps” costituisce la potenza necessaria per rilanciare il gas naturale liquefatto alla pressione richiesta in ingresso alla sezione di vaporizzazione.
OUT
GNL_to_recondenser BOG_to_recondenser GNL_from_recondenser
Portata (tonne/h) 447,2 2,807 450
Pressione (bar) 6 6 6
Temperatura (°C) -161,3 -70,31 -160,1
Stato liquido vapore liquido
Composizione: mol. N2 0,0039 0,1098 0,0046 CH4 0,9028 0,8900 0,9027 C2H6 0,0663 0,0001 0,0659 C3H8 0,0214 0 0,0213 i-C4H10 0,0051 0 0,0051 n-C4H10 0,0005 0 0,0005 C5+ 0 0 0 IN
68 Tabella 4.7: Caratteristiche pompa Booster.
4.3.5 I vaporizzatori a fluido intermedio
Dato che la rigassificazione del GNL è realizzata in tre vaporizzatori a fluido intermedio operanti in parallelo, nella modellazione del processo si è reso necessario suddividere la corrente di GNL proveniente dalla pompa Booster in tre correnti di uguale entità con il “TEE-4”. Le correnti in ingresso ai tre vaporizzatori IFV sono state indicate con il nome rispettivamente di “GNL_to_vaporizer1-2”, “GNL_to_vaporizer2-2”, “GNL_to_vaporizer3-2”.
Nel flowsheet del modello del processo (vedi figura 4.1b), i tre vaporizzatori IFV sono rappresentati con tre blocchi, ognuno dei quali costituisce un ulteriore flowsheet, che in Aspen HYSYS® è chiamato “template”. Infatti è stato realizzato uno schema che modellasse il vaporizzatore a fluido intermedio e poi è stato utilizzato per le tre apparecchiature presenti nell’impianto di rigassificazione, dato che sono tre unità uguali operanti in parallelo.
Il vaporizzatore a fluido intermedio è un’apparecchiatura per la quale non è presente una specifica operazione unitaria, che la rappresenta in ambiente Aspen HYSYS®. Quindi il vaporizzatore è stato modellato considerando le tre sezioni di scambio termico, da cui è composto e che sono state descritte nel capitolo 3. Ogni sezione di scambio termico è stata modellata con uno scambiatore a fascio tubiero con le reali dimensioni geometriche; per determinare le caratteristiche e il numero dei tubi, si è fatta
Pressione ingresso (bar) 5,95
Pressione uscita (bar) 85,1
Temperatura ingresso (°C) -160,1 Temperatura uscita (°C) -155,9 Portata (tonne/h) 450 Portata volumetrica (m3/h) 985 Efficienza 75% Potenza assorbita (MW) 2,89 Pompa Booster
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una verifica del dimensionamento fluidodinamico di ciascuna delle tre sezioni e i calcoli di dettaglio sono riportati in Appendice A.
Tabella 4.8: Caratteristiche geometriche del modello di scambiatore che rappresenta la prima sezione di scambio termico.
Tabella 4.9: Caratteristiche geometriche del modello di scambiatore che rappresenta la seconda sezione di scambio termico.
Configurazione 1 passaggio lato shell-2 passaggi lato tubi
Disposizione orizzontale
Diametro shell (m) 1,1
Lunghezza tubi (m) 7
Numero tubi 2682
Disposizione tubi cella triangolare
Diametro esterno tubi (mm) 16
Diametro interno tubi (mm) 10
Passo tubi (mm) 20
Area di scambio (m2) 955
MODELLO PRIMA SEZIONE: GNL VAPORIZER
Configurazione 1 passaggio lato shell-1 passaggio lato tubi
Disposizione orizzontale
Diametro shell (m) 1,2
Lunghezza tubi (m) 7,2
Numero tubi 8683
Disposizione tubi cella triangolare
Diametro esterno tubi (mm) 9,8
Diametro interno tubi (mm) 7
Passo tubi (mm) 12,25
Area di scambio (m2) 1923
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Tabella 4.10: Caratteristiche geometriche del modello di scambiatore che rappresenta la terza sezione di scambio termico.
Come si può vedere dalla figura 3.6 del capitolo 3, le correnti in ingresso e in uscita dalla sezione di vaporizzazione sono rispettivamente il GNL, che deve essere vaporizzato e l’acqua di mare proveniente dal condensatore dell’impianto di generazione energia elettrica e il GN da immettere nella tubazione sottomarina e l’acqua da scaricare in mare. In tabella 4.11 si riportano le caratteristiche principali di queste correnti facendo riferimento ai risultati della modellazione stazionaria del vaporizzatore IFV-1.
Tabella 4.11: Caratteristiche delle correnti in e out del vaporizzatore IFV. Configurazione 1 passaggio lato shell-1 passaggio lato tubi
Disposizione orizzontale
Diametro shell (m) 1,7
Lunghezza tubi (m) 4
Numero tubi 6457
Disposizione tubi cella triangolare
Diametro esterno tubi (mm) 16
Diametro interno tubi (mm) 13
Passo tubi (mm) 20
Area di scambio (m2) 1267
MODELLO TERZA SEZIONE: GN HEATER
GNL_to_vaporizer1-2 Water_in1 GN1_to_MIX Water_out1
Portata (tonne/h) 150,0 3000 150 3000
Pressione (bar) 85 3 82,45 2
Temperatura (°C) -155,9 16 5 8
Stato liquido liquido gas liquido
Composizione: mol. N2 0,0046 0 0,0046 0 CH4 0,9027 0 0,9027 0 C2H6 0,0659 0 0,0659 0 C3H8 0,0213 0 0,0213 0 i-C4H10 0,0051 0 0,0051 0 n-C4H10 0,0005 0 0,0005 0 C5+ 0 0 0 0 H2O 0 1 0 1 IN OUT
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Nel vaporizzatore IFV, il fluido intermedio utilizzato, ovvero il propano, circola all’interno di due delle tre sezioni di scambio termico in cui può essere suddiviso il vaporizzatore e, dopo la fase di evaporazione, condensa per poi evaporare nuovamente. Per modellare il propano si è creato un circuito del propano con delle correnti fittizie e con un serbatoio di accumulo, come si può vedere in figura 4.2, dove è riportato il modello realizzato in Aspen HYSYS® del vaporizzatore IFV. Infatti il primo scambiatore di calore, “GNL_VAPORIZER”, è attraversato lato shell da una corrente fittizia di propano in fase vapore, che condensa e poi costituisce l’alimentazione del serbatoio di accumulo del propano, necessario nel simulatore per far funzionare il circuito del fluido intermedio. L’operazione unitaria di separazione, rappresentata con il serbatoio di accumulo del propano, necessita di una uscita in fase vapore oltre ad una uscita liquida; si è quindi realizzata una uscita vapore fittizia dalla testa del serbatoio, inserendo nel modello una corrente energetica associata al serbatoio in modo da fornire il calore necessario per generare una minima portata di propano in fase vapore. Sempre su questa linea fittizia di propano in fase vapore si è inserito un compressore e poi un condensatore per realizzare la condensazione di questa aliquota di propano e poterla ricongiungere alla corrente di propano liquido, “Propano_cond1P_to_MIX-Propano”, prima dell’ingresso nel secondo scambiatore di calore “LPG_VAPORIZER”. È in questa seconda sezione di scambio termico che si realizza la vaporizzazione del propano, che viene nuovamente alimentato allo scambiatore “GNL_VAPORIZER”, chiudendo così il circuito del fluido intermedio.
72 Figura 4.2: Flowsheet del vaporizzatore IFV in Aspen HYSYS®.
73
Come si può vedere dalla figura 4.2, per modellare il circuito del propano che nella realtà opera ad una pressione di 4 bar, si sono inseriti due controlli fittizi: uno è un controllo di pressione sulla linea vapore di propano, uscente dal serbatoio di accumulo, che agisce sulla potenza del compressore, con set point di 4 bar; l’altro è un controllo di temperatura che regola il calore da sottrarre nel condensatore presente sempre sulla linea vapore di propano, in modo da condensare ma non sotto-raffreddare ulteriormente la corrente di propano. Questi due controlli fittizi non fanno parte del controllo di processo di base ma è stato necessario inserirli per regolare la pressione e quindi anche la temperatura del circuito del propano, che in realtà è un sistema che si autoregola, come descritto nel paragrafo 3.2.5.
La terza sezione di scambio termico, rappresentata in “GN_HEATER”, permette di riscaldare il gas naturale fino ad una temperatura compresa tra 5 e 7°C, come richiesto dalla specifica in uscita sul gas naturale prodotto.
Dopo aver illustrato il modello del vaporizzatore a fluido intermedio si riassumono, per ognuno dei tre scambiatori, le principali grandezze che descrivono lo scambio termico, ovvero il coefficiente globale di scambio termico U, l’area di scambio A, la differenza di temperatura media logaritmica ∆Tln e il calore scambiato Q.
Tabella 4.12: Scambio termico in GNL VAPORIZER.
UA (kcal/h*°C) 3,8·10^5
U (kcal/h*m2*°C) 400
A (m2) 955
∆Tln 57,16
Q (Mkcal/h) 21,72
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Tabella 4.13: Scambio termico in LPG VAPORIZER.
Tabella 4.14: Scambio termico in GN HEATER.
4.3.6 L’acqua di mare
L’acqua di mare necessaria alla fase di vaporizzazione del GNL è prelevata dal mare mediante tre pompe, che nella modellazione sono state rappresentate con un’unica pompa, che prima invia la corrente di acqua al condensatore di vapore dell’impianto di generazione di energia elettrica presente sul terminal, indicato con il nome “E-Steam-condenser”, e poi al “TEE-Water”, dove viene suddivisa in tre correnti che rappresentano l’alimentazione ai vaporizzatori. Nella simulazione in stazionario si è ipotizzato che la temperatura dell’acqua prelevata dal mare sia pari a 15°C ma in realtà questo valore è caratterizzato da una certa variabilità stagionale e giornaliera: nelle simulazioni dinamiche si valuterà infatti l’effetto di questa variazione sul processo di rigassificazione del GNL. Inoltre, sempre nella modellazione stazionaria, si è supposto che, nel condensatore di vapore, l’acqua di mare acquisti un flusso di calore tale da incrementare la propria temperatura di circa 1°C: in realtà non si hanno informazioni sulla portata e sulle condizioni del vapore da condensare ma la portata dell’acqua di
UA (kcal/h*°C) 1,29·10^6
U (kcal/h*m2*°C) 670
A (m2) 1923
∆Tln 16,87
Q (Mkcal/h) 21,72
SCAMBIO TERMICO: LPG VAPORIZER
UA (kcal/h*°C) 1,7·10^5
U (kcal/h*m2*°C) 120
A (m2) 1267
∆Tln 20,53
Q (Mkcal/h) 3,124
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mare è consistente (9000 tonne/h) e quindi può essere plausibile supporre un incremento di temperatura contenuto. Si è calcolato il calore necessario a riscaldare 9000 tonne/h di acqua di 1°C e questo valore rappresenta così il duty del condensatore “E-Steam-condenser”: 9,11 Mkcal/h. In tabella 4.15 si indicano le caratteristiche della pompa utilizzata per il prelievo dell’acqua dal mare.
Tabella 4.15: Caratteristiche pompa dell’acqua di mare.
Le tre correnti di acqua in uscita dai vaporizzatori IFV sono miscelate nel mixer “MIXER-Water-out”, la cui corrente di uscita è “Water_to_sea”, che costituisce l’acqua re-immessa in mare.
4.3.7 Il gas naturale prodotto
Le tre correnti di gas naturale in uscita dalle sezioni di vaporizzazione sono unite mediante un mixer e poi inviate alla cabina di misura, che prevede anche la misurazione dell’indice di Wobbe ed un’eventuale correzione con azoto, nel caso in cui l’alimentazione dell’impianto sia costituita da GNL di tipo “heavy”. Infatti come già anticipato nel capitolo 3, le specifiche sul gas naturale prodotto riguardano la pressione, la temperatura e il cosiddetto indice di Wobbe. La cabina di misura non è stata modellata in quanto è ininfluente sullo studio della dinamica dell’impianto e l’eventuale correzione con azoto consiste solo in una immissione di azoto nella tubazione di invio del GN alla stazione sulla terraferma per mantenere in specifica l’indice di Wobbe.
Pressione ingresso (bar) 1,45
Pressione uscita (bar) 3,15
Temperatura ingresso (°C) 15 Temperatura uscita (°C) 15 Portata (tonne/h) 9000 Portata volumetrica (m3/h) 8870 Efficienza 75% Potenza assorbita (MW) 0,65
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4.4 Il controllo di base
4.4.1 Richiami generali sui sistemi di controllo
Prima di descrivere le scelte effettuate sull’impianto per quanto riguarda il sistema di controllo è importante fare dei richiami generali sulla classificazione delle variabili di processo. Innanzitutto un impianto, sul quale deve essere implementato il sistema di controllo, può essere visto come un sistema che, sotto l’azione di certe variabili in ingresso, dette anche cause, genera delle variabili di uscita, ovvero degli effetti. Le variabili in ingresso possono essere suddivise in variabili “manipolabili” e “disturbi”: le prime sono le variabili a disposizione dell’operatore per effettuare delle correzioni nella conduzione del processo e sono anche facilmente misurabili, invece i disturbi dipendono dall’ambiente esterno, “sfuggono” al controllo dell’operatore e solitamente non sono né noti né misurabili. Le variabili in uscita possono essere distinte in “variabili di prestazione” e “variabili intermedie”: le prime sono dette anche variabili controllate e di solito non sono sempre misurabili direttamente mentre le seconde sono le variabili fisiche misurabili, che rappresentano un indice delle prestazioni dell’impianto.
Per spiegare la scelta della struttura del sistema di controllo è necessario richiamare anche la definizione di sistemi SISO, MISO e MIMO. Ai fini del controllo, è importante ricondurre l’impianto ad un insieme di “processi”, ognuno dei quali è rappresentato da una o più funzioni matematiche, che mettono in relazione le variabili manipolate in ingresso, o input “u”, e le variabili controllate in uscita, o output “y”. Assunto un numero n di ingressi ed m di uscite, si distinguono i vari tipi di sistema a seconda della
relazione esistente tra gli input e gli output:
SISO (Single Input Single Output): esiste una relazione 1 a 1 tra input e output
quindi ogni variabile manipolata in ingresso agisce indipendentemente su una sola variabile controllata in uscita.
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MISO (Multiple Input Single Output): esiste una relazione n a 1 tra input e
output quindi ogni variabile controllata in uscita è correlata a tutte le variabili manipolate in ingresso.
MIMO (Multiple Input Multiple Output): esiste una relazione n a m tra input e
output quindi tutte le variabili manipolate sono correlate a tutte le variabili controllate.
Figura 4.3: Sistema SISO.
78 Figura 4.5: Sistema MIMO.
In alcuni sistemi MIMO si può cercare di identificare delle variabili di ingresso che hanno un effetto predominante su determinate uscite e ricondurre così un sistema multi variabile ad una serie di sistemi tipo SISO non interagenti tra loro, dato che la complessità delle funzioni rappresentanti il processo va ad aumentare passando da un sistema SISO ad un MIMO.
Dopo aver individuato il tipo di sistema rappresentante il processo considerato, è necessario fare le seguenti scelte per completare la realizzazione dello schema di controllo:
Un set di variabili controllate “y” e i rispettivi set point “y’”.
Un set di variabili misurate “yn”.
Un set di variabili manipolate “u”.
Inoltre è fondamentale progettare una struttura che connetta le variabili misurate a quelle manipolate, ovvero il controllore, e una struttura che traduca il segnale del controllore in un’azione effettiva sulle variabili manipolate, ovvero l’attuatore.
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Lo scopo del sistema di controllo di base è fare in modo che le variabili controllate, cioè gli output del processo, raggiungano i valori di set point desiderati, cercando di minimizzare l’offset tra il set point e la variabile misurata; per fare ciò si eseguono delle misurazioni, sulla base delle quali il controllore elabora dei segnali da inviare, tramite l’attuatore, alle variabili manipolate, cioè agli input del processo. L’azione del controllore deve riuscire a portare il sistema verso le condizioni desiderate.
Si possono distinguere due tipi di azioni di controllo, a seconda che l’azione di controllo risenta oppure no della variabile controllata di uscita:
Open Loop (OP): l’azione di controllo è stabilita dall’esterno e non dipende
dagli effetti sulla variabile di uscita; questo tipo di azione di controllo è tipica dei dispositivi temporizzati ed è molto semplice ma anche poco accurata nelle prestazioni.
Closed Loop (CL): l’azione di controllo dipende dagli effetti della variabile
manipolata sulla variabile di uscita; questo tipo di controllo permette delle prestazioni più elevate rispetto a OP ed è fondamentale il tipo di controllore e il suo tuning per evitare che la risposta divenga oscillante, a causa dei continui aggiustamenti dell’azione di controllo.
Inoltre a seconda del modo con cui le misurazioni effettuate sono utilizzate nella correzione della variabile manipolata, si possono distinguere diversi schemi di controllo:
Schema Feedback o in retroazione: in questo schema la variabile controllata “y”
è anche la variabile misurata “yn”, che viene confrontata con il set point “y’”. In base all’errore calcolato, “e=(y-y’)”, il blocco di regolazione elabora un segnale “s”, che si traduce grazie all’attuatore in un’azione di controllo, “u”, sulle variabili manipolate in ingresso al processo (figura 4.6). Questo schema ha un’azione di controllo di tipo CL.
Schema Feed-forward: questo tipo di schema ha un’azione di controllo OL e
può essere attuato solo dopo una calibrazione preliminare, ovvero dopo aver appreso a pieno come si evolve il sistema. Quando si presenta un disturbo, “d”,
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il controllore invia il segnale “s” all’attuatore e quindi alle variabili manipolate in ingresso al processo. Il vantaggio di questo schema rispetto al precedente è quello di poter intervenire prima senza aspettare che il disturbo si ripercuota sull’uscita; di contro però non si riesce ad ottenere un grande livello di accuratezza nel controllo perché manca la verifica dell’effetto dell’azione di controllo sulle variabili controllate (figura 4.7). Per superare questa limitazione, in genere lo schema Feed-forward è utilizzato insieme a quello in retroazione, come si può vedere in figura 4.8.
Schema in cascata: questo tipo di schema può essere impiegato nei casi in cui
sono disponibili le misure, oltre che delle variabili di uscita, anche di alcune variabili intermedie, che possono risentire dei disturbi più prontamente rispetto alle uscite; queste misure delle variabili intermedie possono essere così impiegate in schemi di controllo detti in cascata, soprattutto dove si ha la necessità di velocizzare delle dinamiche molto lente. Si hanno più regolatori in serie con obiettivi di controllo specifici e stabiliti, dal regolatore più esterno (primario), per ogni regolatore interno o secondario. Nel caso più semplice, il controllore del loop più esterno, C1, agisce sul valore del set point del controllore interno, “y2’”, per mantenere “y=y1’”; il controllore secondario, C2, produce ed invia il segnale necessario per fare in modo che il loop interno insegua velocemente il set point imposto da C1 (figura 4.9).
Schema inferenziale: nei casi in cui la variabile controllata non è misurabile
direttamente, oppure i sistemi di misurazione sono molto costosi o poco affidabili o con tempi di ritardo notevoli (ad es. misure richieste nel controllo finale di qualità o di prodotti di testa di colonne di distillazione o della grammatura della carta), si può ricorrere a schemi più complessi, detti di controllo inferenziale, in cui la grandezza non direttamente misurabile viene “ricostruita” per mezzo di uno stimatore, che si basa sui valori misurati di variabili ausiliarie “x”, e su un modello del processo, K, per determinare la stima del valore della variabile non misurabile, “y^”, (figura 4.10).
81 Figura 4.6: Schema Feedback.
Figura 4.7: Schema Feed-forward.
82 Figura 4.9: Schema in cascata.
Figura 4.10: Schema inferenziale.
Date le caratteristiche dei vari schemi presentati sopra, nel controllo di base in genere, sono sufficienti schemi in retroazione o al massimo schemi in cascata perché le variabili controllate sono facilmente misurabili, come ad esempio la pressione, la temperatura, la portata e il livello. Di contro, l’ottimizzazione di processo e il controllo di qualità richiedono invece la misura di variabili di prestazione non facilmente misurabili in linea e quindi risulta fondamentale l’utilizzo di schemi di controllo più complessi di tipo MIMO ed inferenziale.
83
4.4.2 Il sistema di controllo nel modello dell’impianto di rigassificazione
GNL
Dopo questi richiami sul controllo di base, si illustrano le scelte fatte nell’implementazione del sistema di controllo nel modello stazionario dell’impianto di rigassificazione del GNL. Infatti, prima di realizzare il passaggio del modello dallo stazionario al dinamico e di avviare le simulazioni per studiare la dinamica del processo, è necessario che il modello sia stabilizzato attraverso l’implementazione ed il funzionamento del sistema di controllo di base.
In generale nella realizzazione del sistema di controllo gli obiettivi sono due:
Minimizzare i costi sia operativi sia di investimento.
Massimizzare la produttività e la resa.
Spesso le azioni necessarie al raggiungimento di questi due obiettivi sono in contrasto tra loro e quindi un buon compromesso è rappresentato dall’utilizzo di un sistema di controllo adeguato ed efficace. In generale un sistema di controllo risulta ben funzionante quando:
Assicura la stabilità del processo in condizioni ottimali di funzionamento.
Garantisce la quantità e la qualità desiderata dei prodotti ottenuti.
Risulta flessibile nel rispondere a variazioni delle condizioni operative.
Risulta robusto in caso di presenza di disturbi esterni.
Assicura la messa in sicurezza dell’impianto produttivo nel rispetto delle norme vigenti.
Nel modello realizzato in Aspen HYSYS® si sono impiegati dei loops chiusi di controllo in retroazione e dei sistemi di tipo SISO dal momento che le variabili da
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controllare sono facilmente misurabili (pressione, portata, livello, temperatura). Per modellare la fase di carica e quella di scarico del serbatoio si è inserito un controllo di portata FC sull’alimentazione di GNL a “V”, che agisce su di una valvola presente sulla linea, in modo da poter stabilire la portata di GNL in ingresso al serbatoio durante il carico e chiudere invece manualmente la valvola durante la fase di scarico e di vaporizzazione. Per quanto riguarda la sezione di stoccaggio del GNL si è previsto un controllo di pressione PC del serbatoio di stoccaggio “V” che agisce in cascata su un controllore secondario che regola l’apertura della valvola presente sulla linea di Boil Off Gas comunicante tra i quattro serbatoi. Infatti le pressioni dei serbatoi sono mantenute equilibrate intorno a valori di 1,04-1,1 bar durante le operazioni di carico e svuotamento. Questo controllo di P è stato quello più delicato durante la modellazione. Un altro PC è stato previsto per la colonna di ricondensazione, che, come si è già spiegato, è stata modellata con un separatore: il controllo di P ha come variabile controllata la pressione della corrente di GNL proveniente dalla pompa in-tank e come variabile manipolata la potenza della pompa in-tank.
Si è anticipato nel capitolo 3 che l’impianto di rigassificazione è gestito sotto un controllo di portata indipendentemente dalla pressione delle tubazioni della rete di distribuzione e di conseguenza si sono inseriti tre controlli di portata FC, ciascuno agente su una valvola presente sulla linea di alimentazione del GNL ai vaporizzatori. Infatti lo svuotamento del serbatoio di stoccaggio “V” è controllato dai tre FC sulle linee di GNL in ingresso alle tre sezioni di vaporizzazione.
Sulla linea dell’acqua è presente un controllo di portata FC, che agisce su una valvola in mandata alle pompe di prelievo dell’acqua dal mare, in modo da variare il set point del controllore e decidere di alimentare più o meno acqua all’impianto. Inoltre sono stati inseriti dei controlli di portata anche sulla linea del Boil Off Gas, che ritorna nella nave gasiera durante il carico, su quella del BOG impiegato come gas combustibile e su quella prevista per l’eventuale prelievo di parte del BOG in ingresso al ricondensatore. Questi FC sulle linee del BOG sono utili per simulare, ad esempio, variazioni della richiesta di gas naturale da parte dell’impianto di generazione di energia presente sul terminal di rigassificazione.
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4.4.3 I loop di controllo: funzionamento e tuning
In questo paragrafo si descrivono nel dettaglio i loops di controllo presenti nel modello dell’impianto ma prima si illustra come viene schematizzato in Aspen HYSYS® un blocco di controllo, dove PV rappresenta la variabile controllata, OP invece la variabile manipolata e SP il set point che la variabile controllata deve raggiungere.
Figura 4.11: Schematizzazione in Aspen HYSYS® di un loop di controllo.
Inoltre per la completa definizione di un loop di controllo, si devono inserire altri parametri, riportati di seguito, nel blocco del controllore presente in Aspen HYSYS®:
Il tipo di azione: si intende la relazione esistente tra la variazione della variabile controllata e quella della variabile manipolata per cercare di riportare il valore della variabile controllata verso il set point. Infatti un’azione diretta indica l’apertura o la chiusura di una valvola per contrastare, rispettivamente uno scostamento positivo o negativo della variabile controllata rispetto al set point. Un’azione inversa invece indica un’apertura della valvola nel caso di uno scostamento negativo dal set point e viceversa. È importante ricordare che la variazione delle variabili manipolate è realizzata fisicamente mediante valvole.
Il tipo di controllo: si può impostare il controllo automatico e in questo caso si definisce il set point desiderato per la PV o il controllo manuale, definendo però l’apertura della valvola. Nel caso in cui il blocco di controllo rappresenti il controllore interno di uno schema in cascata si deve selezionare, come tipo di controllo, quello in cascata.
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I parametri di tuning: tra i parametri di tuning rientrano il guadagno del regolatore e la costante integrale ; il guadagno è considerato come:
∆ ∆ dove:
∆ rappresenta la variazione nell’apertura percentuale della valvola e quindi
l’incremento percentuale della variabile manipolata;
è il massimo intervallo possibile di apertura della valvola, 0-100%;
∆ rappresenta la variazione della variabile controllata dal suo stato
stazionario;
è il massimo intervallo di variazione della variabile controllata.
Intervallo di variazione della variabile controllata ( ): si inserisce il valore minimo e quello massimo che la variabile controllata può assumere; questi valori sono importanti perché influenzano direttamente il guadagno del regolatore, come si può vedere dall’espressione di .
Di seguito si descrivono dettagliatamente i loops di controllo implementati nel modello realizzato in Aspen HYSYS®, precisando che i controllori scelti sono tutti di tipo PI, ovvero proporzionale-integrale. Per quanto riguarda la scelta dei parametri di tuning si è cercato di trovare la giusta combinazione di guadagno e costante di tempo integrale per ottenere un controllore in grado di riportare la variabile controllata al valore di set point, in seguito a scostamenti sia positivi che negativi rispetto al valore di stazionario, in pochi minuti (max 5-6 min).
Controllo di portata “GNL_FEED-FC”
Questo controllore di portata sulla corrente di GNL, che rappresenta l’alimentazione del serbatoio di stoccaggio del terminal ha un’importanza strategica nelle simulazioni: è fondamentale nella preparazione del modello dinamico, che prevede di avere come
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punto di partenza il serbatoio “V” con un grado di riempimento dell’84%, dopo la fase di trasferimento del GNL dalla nave gasiera. Durante la preparazione del modello dinamico, il controllo “GNL_FEED-FC”, che ha come variabile controllata la portata di “GNL_medium_to_tank” e come manipolata l’apertura della valvola VLV-1, garantisce di alimentare al serbatoio il valore di portata impostato come set point. Quando il serbatoio è nella situazione di carico all’84%, per iniziare le simulazioni e anche durante lo svolgimento, è necessario che la linea di alimentazione di GNL sia chiusa: si sposta quindi il controllore dalla situazione automatica a quella manuale e si imposta il valore di 0,1% come apertura manuale di VLV-1 in modo che la portata di alimentazione sia praticamente nulla. I parametri di tuning di questo loop, durante la fase di carico e quindi di funzionamento in automatico, sono riassunti in tabella 4.12.
Tabella 4.12: Controllore “GNL_FEED-FC”.
Controllo di pressione “V-PC”
Il serbatoio di stoccaggio “V” lavora in condizioni di pressione pressoché atmosferica e temperatura dell’ordine di -162/-160 °C in modo tale che il GNL sia stoccato in condizioni di liquido saturo o leggermente sotto raffreddato. Ovviamente la pressione del serbatoio dipende strettamente dal livello di gas naturale liquefatto e dalla quantità di Boil Off Gas presente nella cupola. Per controllare la pressione di “V” si è inizialmente pensato di intervenire sulla linea vapore in uscita dal serbatoio dato che la soluzione più adottata nel controllo di pressione di serbatoi è quella di agire sulla linea degli sfiati con una valvola, che regola la quantità di gas presente in cupola; come si può vedere dal flowsheet di figura 4.1a, la linea di BOG sulla quale agire è la corrente “BOG1_utility”. Il problema è che questa corrente rappresenta l’aliquota di BOG necessaria per la generazione di energia elettrica e la portata è quindi determinata dalla richiesta di energia e non può essere manipolata per controllare la pressione nel
Azione inversa
Set point (tonne/h) portata di carico
kc 1
τi (min) 1
PV range (tonne/h) 0-9000
88
serbatoio. Quindi si è deciso di far agire effettivamente “V-PC” sulla linea degli sfiati, che mette in comunicazione i quattro serbatoi di stoccaggio ed è stata rappresentata nel modello con la corrente materiale “GN_P”. Lo schema di controllo impiegato per regolare la pressione operativa del serbatoio “V” è in cascata: il controllore primario è “V-PC”, che misura la pressione della corrente “BOG1+BOG2_from_tank”e regola il set point del controllore secondario “GN-FC”, che agisce invece sull’apertura della valvola “VLV-GN_P”. In figura 4.12 si riporta la rappresentazione in Aspen HYSYS® dello schema di controllo presente sul serbatoio di stoccaggio.
89 Tabella 4.13: Controllore primario “V-PC”.
Tabella 4.14: Controllore secondario “GN-FC”.
Controllo di pressione “GNL_in-tank-PC”
La colonna di ricondensazione di una parte del BOG è stata modellata con un serbatoio cilindrico e la sua pressione operativa è di 6 bar. Per controllare la pressione operativa del serbatoio, si è scelto di agire sulla pressione della corrente liquida in ingresso, “GNL_to_recondenser”, dal momento che nella realtà il ricondensatore non ha un’uscita in fase vapore, sulla quale poter intervenire con una valvola. Infatti la variabile controllata di questo PC è la pressione della corrente “GNL_to_recondenser” e l’azione di controllo avviene mediante la modulazione della potenza della pompa in-tank.
Tabella 4.15: Controllore “GNL_in-tank -PC”.
Azione inversa
Set point (bar) 1,05
kc 1
τi (min) 2
PV range (bar) 0,7-1,5
"V-PC"
Azione inversa
Set point (tonne/h) imposto da "V-PC"
kc 0,5
τi (min) 1
PV range (tonne/h) 0-200
"GN-FC"
Azione inversa
Set point (bar) 6
kc 0,1
τi (min) 2
PV range (bar) 5-7
90
Controlli di portata “GNL1-FC”, “GNL2-FC” e “GNL3-FC”
Per poter gestire lo svuotamento del serbatoio “V” si è reso necessario inserire dei controlli di portata sulle tre linee di GNL, che rappresentano l’alimentazione ai tre vaporizzatori a fluido intermedio dell’impianto, agendo rispettivamente sulle valvole “VLV-vaporizer1”, “VLV-vaporizer2” e “VLV-vaporizer3”. I tre blocchi di controllo sono stati definiti con le stesse caratteristiche in modo tale da non creare squilibri e far lavorare le tre sezioni di vaporizzazione nelle stesse condizioni operative, dopo la fase di rilancio della pressione con la pompa Booster. In tabella 4.16 si riportano le caratteristiche di un solo controllore.
Tabella 4.16: Controllore “GNL1-FC”.
Controllo di portata “Water-FC”
È stato implementato un controllo di portata sulla linea dell’acqua prelevata dal mare, che agisce sulla valvola “VLV-Water_in”. Il set point inserito è il valore nominale di funzionamento, che rappresenta anche il valore di progetto, con cui sono stati dimensionati i tre vaporizzatori IFV. A seconda della risposta dinamica del processo in caso di disturbi sulla temperatura di prelievo dell’acqua dal mare, si può pensare, dopo aver valutato i risultati delle simulazioni dinamiche, di utilizzare questo controllore all’interno di uno schema in cascata in cui il controllore primario è rappresentato dal controllo di temperatura del gas naturale vaporizzato. Infatti di solito i controllori di portata sono molto veloci nella risposta e proprio per questo motivo sono utilizzati molto spesso come controllori secondari in cascata.
Azione inversa
Set point (tonne/h) 150
kc 1
τi (min) 10
PV range (tonne/h) 0-300
91 Tabella 4.17: Controllore “Water-FC”.
Controlli di portata “BOG1_to_carrier-FC”, “BOG1_utility-FC” e
“BOG2_to_fuel-gas-system-FC”
Il controllo di portata sulla linea di BOG, che ritorna nella nave gasiera durante le operazioni di carico del serbatoio e quindi durante la preparazione del file per le simulazioni dinamiche, è stato inserito per valutare la quantità di BOG che rientra nella nave gasiera rispetto all’alimentazione di GNL. Questo controllo di portata è inserito in modalità manuale con la valvola completamente chiusa durante le simulazioni di svuotamento del serbatoio e rigassificazione del GNL; la variabile manipolata è la potenza del compressore “K-HD”. Si ricorda che, nel simulatore, il controllo attraverso la modulazione di una corrente energetica è reso possibile variando la posizione di una valvola fittizia presente sulla corrente energetica stessa.
Il controllo di portata “BOG1_utility-FC” ha molta importanza nel modello perché il set point rappresenta la richiesta di gas naturale da parte dell’impianto di generazione di energia, che può variare a seconda delle condizioni meteo-climatiche e di possibili interruzioni di funzionamento dell’impianto. L’azione di controllo è messa in atto modulando la potenza del compressore “K-LD”presente sulla linea di “BOG1_utility”. Il terzo controllo di portata è stato inserito sulla linea di Boil Off Gas, che può essere prelevato prima dell’ingresso nella colonna di ricondensazione, nel caso in cui la richiesta di gas naturale come utility dell’impianto di generazione energia sia superiore alla portata di “BOG1_utility” disponibile. La variabile manipolata è la posizione della valvola “VLV-2-G.SYSTEM”; durante le simulazioni questo controllo è posto in manuale con la valvola totalmente chiusa in modo da escludere la linea di “BOG2_to_fuel-gas-system”.
Azione inversa
Set point (tonne/h) 9000
kc 0,1
τi (min) 1
PV range (tonne/h) 8000-10000 "Water-FC"
92
Tabella 4.18: Controllori “BOG1_to_carrier-FC”, “BOG1_utility-FC” e “BOG2_to_fuel-gas-system-FC”.
I controlli implementati nel modello del vaporizzatore meritano una considerazione a parte perché non rientrano nel controllo di base dell’impianto ma sono stati inseriti solo ai fini della modellazione del circuito del propano in ambiente Aspen HYSYS®, come spiegato nel paragrafo 4.3.5. Il controllo di pressione, presente sulla linea fittizia di propano in fase vapore, deve garantire di stabilizzare la pressione del circuito del propano intorno a 4 bar, modulando la potenza del compressore (anche quest’ultimo è fittizio). Il controllo di temperatura regola invece il flusso di calore sottratto nel condensatore per garantire la condensazione ed un leggero sotto-raffreddamento del propano. I parametri caratteristici di questi due controllori sono riassunti in tabella 4.19. Tabella 4.19: Controllori “Propano-PC” e “Propano-TC”.
Sempre nel modello del vaporizzatore IFV è presente un altro controllo: è il controllo di livello del serbatoio che costituisce il polmone di accumulo nel circuito del propano. Anche tale controllo è utilizzato soltanto per il funzionamento della simulazione ed ha come set point il valore di 50% mentre la variabile manipolata è l’apertura della valvola presente sulla linea di uscita di propano liquido dal serbatoio.
"BOG1_to_carrier-FC" "BOG1_utility-FC" "BOG2_to_fuel-gas-system-FC"
Azione inversa inversa inversa
Set point (tonne/h) 20 6 secondo necessità
kc 0,1 0,5 1
τi (min) 0,5 0,5 1
PV range (tonne/h) 0-40 0-20 0-10
"Propano-PC" "Propano-TC"
Azione inversa diretta
Set point 4,1 bar -6°C
kc 0,5 1
τi (min) 2 1
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4.5 Il modello dinamico del processo di rigassificazione
Dopo aver implementato il sistema di controllo di base si può procedere con lo studio della dinamica del processo di rigassificazione. Il modello dinamico è stato ottenuto a partire da quello stazionario, in cui sono però state dimensionate tutte le apparecchiature e sono state rimosse delle specifiche di portata e pressione sulle correnti. In Aspen HYSYS® è presente il “Dynamic Assistant”, che rappresenta uno strumento di supporto nella transizione dal modello stazionario a quello dinamico e fornisce indicazioni e suggerimenti sulle specifiche di pressione da indicare e da rimuovere, per evitare che il sistema sia sovra specificato.
In ambiente Aspen HYSYS® l’insieme di equazioni usate per risolvere i problemi dinamici costituiscono il cosiddetto “modello holdup”: con esso si descrive, per ogni istante, l’evoluzione temporale dell’holdup di una parte di apparecchiatura e delle correnti materiali uscenti da essa. Quindi in condizioni dinamiche ogni operazione unitaria, che descrive il processo (serbatoio, separatore, scambiatore di calore, colonna di distillazione, mixer, derivatore, valvola…), è approssimata come un holdup o in generale come un dispositivo la cui pressione è nota. Il flowsheet del modello del processo può essere visto come un insieme di nodi, ai quali è associata una pressione; i gradienti di pressione tra un nodo e l’altro stabiliscono dei flussi di materia attraverso le linee e le apparecchiature del modello. Per questo è importante che non siano specificati dei valori di pressione e/o di portata per le correnti interne al processo perché tali valori sono calcolati dal simulatore a seconda delle pressioni presenti nelle correnti di confine del modello e delle perdite di carico che si hanno nelle tubazioni, nelle apparecchiature e nelle valvole, la cui apertura è regolata dai blocchi di controllo.
La risoluzione delle simulazioni dinamiche avviene attraverso il “Pressure-Flow Solver”, presente in Aspen HYSYS®, e le equazioni utilizzate per associare le variazioni di pressione alla portata sono:
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Le equazioni di residenza del tipo √∆, in cui è la conduttanza, ovvero il reciproco della resistenza al flusso, mentre ∆ rappresenta la perdita di carico tra due nodi.
In ambiente dinamico il set di equazioni differenziali che descrivono un’operazione unitaria è risolto generalmente con il metodo di Eulero implicito: data un’equazione differenziale ordinaria, il metodo di Eulero implicito approssima l’integrale generale, ovvero l’area sottesa dalla curva tra i due estremi di integrazione, con un rettangolo di base uguale all’ampiezza “h” dell’intervallo di integrazione. Infatti, l’integrale:
è approssimato come:
!
Per quanto riguarda le caratteristiche dell’integratore si è impostato ogni quanti passi di integrazione siano eseguiti i vari calcoli: ad ogni passo di integrazione, i calcoli delle relazioni “pressure-flow”; ogni due passi di integrazione, le equazioni delle operazioni logiche e di controllo; ogni cinque passi di integrazione, i calcoli energetici e ogni 10 intervalli di integrazione, i calcoli di flash e di composizione.
Per modellare in modo più realistico e per simulare con un ulteriore grado di dettaglio, si è selezionata l’opzione “Static Head Contributions”, che considera il contributo dell’altezza statica in ogni apparecchiatura e quindi i battenti idrostatici nei serbatoi e nelle apparecchiature. Questa specifica richiede una descrizione più accurata dell’operazione unitaria e in particolare necessita di definire le posizioni dei bocchelli di ingresso e di uscita delle correnti rispetto alla base dell’apparecchiatura.
Dopo aver completato la transizione dal modello stazionario a quello dinamico, il passo successivo in condizioni dinamiche è stato quello di realizzare il carico del serbatoio di stoccaggio “V” fino ad un grado di riempimento dell’84% con una portata di 1200 tonne/h, caratteristica dei bracci di carico, che sono stati progettati per il terminal di
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rigassificazione preso in considerazione. Si è ottenuto così il modello dinamico pronto per le simulazioni dinamiche, che sono approfondite nel capitolo 5.
