Come il nuovo rilevamento ottico dell'umidità può ridurre il rischio e risparmiare sui costi nello stoccaggio del gas naturale?

I recenti forti aumenti dei prezzi del gas in Europa sono stati guidati da un aumento della domanda insieme a livelli ridotti di offerta. Nonostante la spinta verso le energie rinnovabili, il gas naturale rimane un combustibile attraente per le applicazioni industriali e di generazione di energia perché è relativamente efficiente e brucia più pulito del carbone e dei prodotti petroliferi. Inoltre, i governi e i fornitori di energia in tutto il mondo stanno guardando all'iniezione di idrogeno nei sistemi di trasmissione del gas naturale per ridurre sia il consumo di combustibile fossile che le emissioni.

Mentre la produzione di gas è relativamente prevedibile, il suo consumo è segnato da variazioni meteorologiche stagionali e giornaliere. Le compagnie energetiche compensano la domanda variabile immagazzinando il gas e questo diventa ancora più importante quando le forniture normali si riducono. Il gas naturale può essere immagazzinato in diversi modi, ma è più comunemente tenuto sottoterra a pressione, idealmente vicino a dove viene consumato. Le compagnie energetiche riutilizzano i giacimenti di idrocarburi esauriti (petrolio e gas), le falde acquifere e le caverne di sale per immagazzinare le scorte di gas naturale, il che permette loro di soddisfare più facilmente i carichi di punta.

Ogni metodo di stoccaggio ha caratteristiche fisiche specifiche, tra cui porosità, permeabilità e capacità di ritenzione. La capacità del negozio e il tasso di erogabilità - la velocità alla quale il gas può essere prelevato - sono particolarmente importanti perché hanno un impatto sull'economia dell'impianto di stoccaggio.

Perché sono importanti le misurazioni dell'umidità nel gas naturale?

Una delle conseguenze dello stoccaggio del gas nel sottosuolo è che inevitabilmente diventa impuro. Pompare il gas in quello che è essenzialmente un "buco bagnato nel terreno" aumenterà il suo contenuto di umidità. È noto che un controllo rigoroso della concentrazione di umidità è essenziale per un funzionamento sicuro ed efficiente della rete di trasmissione. A tal fine, le compagnie energetiche richiedono un mezzo veloce, accurato e affidabile per misurare l'umidità che viene fatta quando il gas viene esportato dallo stoccaggio. Questo per giudicare se il trattamento di disidratazione è necessario per soddisfare il limite tariffario/la specifica contrattuale per il contenuto di umidità richiesto dall'operatore del gasdotto di trasmissione che riceve il gas.

Le aziende energetiche misurano l'umidità nel gas naturale usando una serie di tecniche, ognuna delle quali ha i suoi vantaggi e svantaggi in termini di precisione, velocità e costo della misurazione. Le tecnologie disponibili per la misurazione dell'umidità includono sensori impedenziali e capacitivi, specchio raffreddato, microbilancia a cristallo di quarzo e spettroscopia laser a diodi sintonizzabile.

Quali sono i potenziali problemi con le misurazioni dell'umidità nel gas naturale?

Se l'analisi è imprecisa, ci sono due possibili risultati. Le conseguenze dipendono dal fatto che l'analisi restituisca una sovrastima o una sottostima del vero contenuto di umidità.

Sottovalutazione

Un'analisi che riporta un contenuto di umidità nel gas superiore a quello reale è nota come "sovralettura". Le sovraletture aumentano i costi e aggiungono ritardi al rilascio del gas perché l'operatore esegue più processi di rimozione dell'umidità di quanto sia necessario. Questi costi incrementali di lavorazione possono diventare rapidamente significativi man mano che i volumi di gas aumentano.

Sotto-lettura

La sotto-lettura consiste nel riportare livelli di umidità inferiori alla realtà. Questo comporta il rischio che l'operatore non rimuova sufficiente umidità dal gas. Questo potrebbe portare alla formazione di idrati nella conduttura di trasmissione a valle, con il potenziale di blocco della conduttura e danni al compressore. Nel caso peggiore, la violazione delle specifiche specifiche contrattuali o limiti tariffari può portare all'interruzione del gasdotto di trasmissione incorrendo in perdite commerciali e multe, aumento del rischio di corrosione del gasdotto e, infine, cedimento catastrofico della pressione.

Quali sono le tecniche di misurazione consigliate per misurare l'umidità nel gas naturale stoccato?

Gli spettrometri di assorbimento laser a diodi accordabili (TDLAS) sono particolarmente adatti a misurare il contenuto di umidità nel gas naturale. Il Michell OptiPEAK TDL600 è un analizzatore di nuova generazione che automatizza la misurazione online dell'umidità in composizioni variabili di gas naturale e biometano. Offre una precisione ai vertici della categoria, con un range operativo fino a 1ppm_V e un tempo di risposta tempo. La sua bassa manutenzione, la semplicità di installazione e configurazione e l'autoverifica integrata assicurano un basso costo complessivo di proprietà.

Analizzatore di umidità nel gas naturale Michell OptiPEAK TDL600

Realizzare misurazioni affidabili dell'umidità in composizioni mutevoli di gas naturale

Gli analizzatori TDLAS soffrono di significative interferenze quando interagiscono con metano, etano, anidride carbonica e solfuro di idrogeno: tutti presenti nel gas naturale. Il nostro precedente articolo, 'Cos'è il punto di rugiada degli idrocarburi e come si misura? contiene un'analisi dettagliata della composizione del gas naturale.

I componenti del gas naturale - scopri di più

Il livello di interferenza governa i limiti di rilevamento e la precisione, ma questi errori possono essere mitigati calibrando l'analizzatore per la composizione del gas in uso. Tuttavia, la composizione del gas naturale nel mondo reale varia drasticamente, il che si traduce in errori al di fuori delle dichiarazioni di prestazione dei produttori. Un limite di prestazione specificato TDLAS di ±4 ppm suggerisce una banda di fiducia di circa 2 °C del punto di rugiada. Realisticamente, questa variazione potrebbe essere fino a 20 ppm_V e potrebbe verificarsi in qualsiasi punto di misurazione in cui la composizione del gas naturale sta cambiando. Un esempio tipico di questo potrebbe essere rappresentato dai gasdotti di trasmissione che sono alimentati da più pozzi di gas, alimentati con GPL rigassificato o a valle dell'iniezione di gas combustibile non convenzionale, come il biometano.

L'effetto di ciò è drammatico poiché l'errore aggiuntivo aumenta la banda di confidenza a circa 14 °C del punto di rugiada.

Il Michell OptiPEAK TDL600 offre un'accuratezza ai vertici della categoria di ±1ppm_V su intervalli di composizione di gas reali. Questo livello di accuratezza evita sia i costi di processo non necessari dovuti alla sovraessiccazione, sia lo spegnimento dovuto a misurazioni troppo pessimistiche. Stimiamo che il miglioramento dell'accuratezza a questo livello ha il potenziale di fornire risparmi di efficienza fino al 20% quando si processa il gas del mondo reale.

La tecnica di misurazione senza contatto protegge dalla contaminazione da glicole nel gas naturale

Il modo più comune e conveniente per rimuovere l'acqua dal gas naturale è quello di utilizzare il glicole come essiccante liquido all'interno di un assorbitore di glicole o di un processo di contatto. Anche se questo approccio è ben consolidato, comporta alcuni rischi. Un problema potenziale è che l'eccessiva velocità del gas può forzare il glicole fuori dalla cima della colonna insieme al flusso di gas naturale secco. Il glicole ha una costante dielettrica elevata, quindi qualsiasi sensore di umidità a valle che utilizza la tecnologia dei sensori capacitivi/impedenti a ossido metallico rileverà il glicole e restituirà letture imprecise o completamente bagnate. L'uso della tecnologia TDLAS, che è una misurazione senza contatto, è immune agli effetti della contaminazione da glicole.

Pronto per miscele di idrogeno e gas naturale

Oltre alla sua immunità alla contaminazione, il Michell OptiPEAK TDL600 utilizza algoritmi avanzati di spettroscopia per compensare automaticamente la variazione della composizione del gas di fondo. Questo sta diventando particolarmente utile dato che varie iniziative governative ambientali in tutta Europa richiedono che il 20% dell'energia dell'UE provenga da fonti rinnovabili. L'iniezione di biometano nelle reti di distribuzione del gas naturale è anche comune in Europa e Nord America. L'iniezione di idrogeno è un'ulteriore fase nella riduzione della proporzione di combustibile fossile nelle forniture di gas naturale. Si prevede di progredire fino al 20% di iniezione di H2, prodotta tramite elettrolisi dell'acqua alimentata dall'eccesso di elettricità generata dal sole e dal vento, nelle reti dei paesi dell'UE.

E' stato dimostrato che questi aumentati livelli di idrogeno non hanno effetti sull'accuratezza di misurazione dell'analizzatore Michell TDLAS. Questo è supportato da test indipendenti condotti da DBI Gas- und Umwelttechnik a Lipsia dove il 10 mol% di H2 aggiunto nel gas naturale non ha mostrato alcun effetto negativo sulla precisione e sulle prestazioni complessive di misurazione del TDL600.

Come questo settore continua a cambiare con l'estrazione di gas naturale da diverse fonti come lo scisto, e l'iniezione di gas combustibile non convenzionale come il biometano e l'idrogeno diventa più comune, gli operatori hanno bisogno di tecnologie di misurazione più veloci, accurate e robuste.

Gli analizzatori TDLAS esistenti sembrano offrire una soluzione, ma spesso non riescono a dare risultati nel mondo reale perché, in situazioni in cui la composizione del gas cambia, le interferenze di fondo possono causare errori significativi.

Il Michell OptiPEAK TDL600 è in grado di quantificare i livelli di umidità nel gas naturale con una precisione a una cifra ppm_V, anche in presenza di componenti acidi e acidi come il biossido di carbonio e il solfuro di idrogeno e con livelli variabili di idrogeno. Questo livello di precisione sblocca potenziali risparmi di efficienza fino al 20% se applicato al trattamento e alla rimozione dell'umidità dal gas naturale.

Vuoi saperne di più sullo stoccaggio del gas naturale? Il valore dello stoccaggio del gas - Domande e Risposte di Gas Infrastructure Europe è un ottimo punto di partenza.

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