Honeywell Process  Solutions,  affronta il tema di come misurare accuratamente il livello in applicazioni dinamiche.

È impossibile gestire ciò che non si può misurare, e nel trattamento degli idrocarburi, la gestione del livello è fondamentale. Dal monitoraggio degli inventari e le catene di approvvigionamento alla prevenzione di sovrappieni, il rilevamento di perdite e l’esclusione di funzionamenti a secco che danneggiano le pompe, la misurazione accurata del livello è essenziale per la sicurezza, l’efficienza e l’affidabilità.

Tale misurazione rappresenta, più ovviamente, l’elemento chiave per il monitoraggio e il controllo dei terminali. È presente ovunque: nei parchi serbatoi, in contesti offsite, in aree di stoccaggio e nei siti di carico e scarico. In molti di questi casi, la misurazione è critica ma non complessa, e gli operatori possono scegliere tra una vasta gamma di tecnologie disponibili, ciascuna caratterizzata da specifici punti di forza e debolezza.

Anche in queste circostanze, le difficoltà possono però aumentare. Serbatoi e parchi serbatoi possono trovarsi in zone climatiche estreme o molto diverse, con conseguenti cambiamenti di temperature ambiente che in alcuni casi possono presentare vere e proprie sfide. Ad esempio, i liquidi misurati possono essere appiccicosi e aderenti, con particelle pesanti e impurità sul fondo del serbatoio. Inoltre le proprietà dei liquidi in alcuni serbatoi possono variare in base al lotto o alle specifiche del prodotto.

In alcuni casi, è più difficile ottenere misure coerenti e affidabili. Da un punto di vista più generale, tuttavia, le misure accurate del livello sono necessarie non solo per i grandi serbatoi di stoccaggio principali per il greggio o il gasolio, ma  sono fondamentali anche per quasi tutte le fasi di trattamento degli idrocarburi.

Le misurazioni sono essenziali nel trattamento del greggio: sul separatore di flusso del pozzo, per lo stoccaggio, la disidratazione, la deidratazione, la dissalazione e il degassamento, nonché durante l’iniezione di prodotti chimici e il recupero di vapore. Sono anche essenziali durante la raffinazione: per lo stoccaggio all’ingresso, sui tamburi di preflash, del separatore di gas e liquidi e del compressore, nonché sulla colonna di distillazione, l’accumulatore di riflusso, i separatori ecc.

In molte di queste applicazioni, le misurazioni non avvengono in grandi serbatoi con prodotti relativamente statici,  bensì in serbatoi più piccoli in cui il greggio o il prodotto viene riscaldato, messo sotto pressione, mosso, miscelato, mescolato e integrato con sostanze chimiche. La produzione di idrocarburi è un processo dinamico e turbolento, caratterizzato da schiuma, condensa, espansione e cambiamenti costanti delle proprietà dei liquidi.

Altezza serbatoio
Distanza dal livello
Livello = Altezza serbatoio – Distanza dal livello
Impulso
Eco

Le misurazioni accurate del livello sono fondamentali non solo in queste applicazioni, ma in tanti casi molto più difficili da gestire.

Applicazioni per il trattamento del greggio


Fin dall’inizio del trattamento, con la prima separazione di gas, greggio e acqua, si verificano condizioni turbolente:

  • Lo spazio di testa di un separatore contiene gas umido pressurizzato con possibilità di condensa.
  • La superficie del liquido contenuto nei separatori ad alta pressione può ribollire e formare schiuma.
  • Un grado di emulsione è presente nei separatori ad alta pressione e in quelli a bassa pressione.
  • I residui e gli agenti contaminanti si raccolgono sul fondo del separatore, causando accumuli e incrostazioni.

Molti di questi problemi sono presenti anche in altri processi. La necessità di fornire misurazioni più o meno accurate, nonostante la formazione di schiuma e incrostazioni, si evidenzia, ad esempio, durante lo stoccaggio del greggio, l’iniezione sostanze chimiche, la deidratazione e il degassamento. La misurazione dell’interfaccia è particolarmente importante, oltre che durante la separazione, anche in numerosi altri processi del medesimo ambito.

Per esempio, nella fase di recupero del vapore, gli operatori hanno bisogno di una misurazione accurata dei vapori di idrocarburi liquefatti in un evaporatore flash o in un serbatoio di produzione. Le difficoltà sono anche qui notevoli:

  • La bassa costante dielettrica degli idrocarburi liquefatti produce un segnale di riflessione piccolo per le tecnologie di misurazione basate sull’unità numerica.
  • Le dimensioni ridotte del serbatoio richiedono l’esecuzione della misurazione vicino alla parte superiore e inferiore dello stesso.
  • Vi sono poi temperature fredde e la presenza di vapori sopra la superficie del liquido misurato.

Oltre a questi si potrebbero portare innumerevoli altri esempi. Ciascuna fase del processo presenta problemi specifici.

Misura nella fase di raffinazione


Le difficoltà che emergono durante la raffinazione non sono meno importanti. Il buon funzionamento del tamburo di preflash, ad esempio, è fondamentale per avere prestazioni efficienti dell’unità di distillazione principale e il funzionamento continuo implica lunghi periodi tra una manutenzione e l’altra durante la quale gli operatori necessitano di misurazioni affidabili.
Queste misure devono tenere conto delle densità dei liquidi misurati che cambiano nella fase iniziale – creando difficoltà per le misurazioni basate sulla pressione o sullo spostamento – e dell’ulteriore formazione di schiuma sulla superficie del liquido.

Inoltre, nelle colonne di distillazione, la misurazione del livello nella parte inferiore di una torre di frammentazione controlla il prodotto sul “fondo” che è caldo e può contenere impurità ed essere appiccicoso (aderente), mentre i prodotti più leggeri nella parte superiore della colonna presentano una costante dielettrica bassa. Il fluido può anche essere volatile e può trovarsi nel punto di bolla, generando misurazioni rumorose con alcune tecnologie relative alla misura del livello.

Ma non finisce qui. I cambiamenti di temperatura, pressione, densità, costante dielettrica o materiale misurato sono numerosi durante tutto il processo. Nella scelta di una tecnologia di misurazione vanno considerate anche l’agitazione, la formazione di schiuma, le proprietà corrosive, la polvere e la struttura del serbatoio.

La scelta della tecnologia


In una certa misura, la scelta della tecnologia si è già ridotta. La tendenza verso l’automazione e la produzione continua, nonché la sicurezza, si è molto allontanata dalla misurazione manuale e meccanica del livello. I metodi elettronici, senza parti mobili e diagnostica integrata, offrono anche costi del ciclo di vita utile inferiori.

Restano, tuttavia, numerose opzioni, tra cui gorgogliatori, strumenti idrostatici e a pressione differenziale,  che però sono tutti sensibili ai cambiamenti nella densità del prodotto misurato, mentre la misurazione del livello di capacità può, in alcune applicazioni, essere influenzata dai cambiamenti nella costante dielettrica del prodotto misurato.

La misurazione a ultrasuoni è con tutta probabilità l’alternativa più gettonata. Richiede, tuttavia, un percorso per il segnale ultrasonico libero da ostacoli e schiume, polveri o vapori pesanti, nonché un’applicazione che rientri in un intervallo di pressione e temperatura operative limitato.

La serie di requisiti per una tecnologia di misurazione adatta ai processi degli idrocarburi è in effetti importante e comprende quanto segue:

  • Misura di livello priva di manutenzione.
  • Capacità di gestire una vasta gamma di pressioni e temperature.
  • Insensibilità ai cambiamenti di densità o costante dielettrica.
  • Immunità a vapori pesanti, polvere o schiuma.
  • Accuratezza, anche con superfici turbolente del prodotto misurato.

A differenza dei metodi meccanici o elettronici di altro tipo, il radar a onda guidata (GWR) è in grado di soddisfare queste richieste.

Una buona  soluzione

Gli strumenti GWR inviano impulsi elettromagnetici al prodotto e impiegano il tempo di percorrenza del segnale riflesso per calcolare il livello nel serbatoio. Il segnale viaggia lungo una guida d’onda che può essere costituita da un’asta metallica rigida, un filo flessibile o una struttura coassiale (Figura 1).

Rispetto ai misuratori a ultrasuoni o persino al radar senza contatto (un’altra alternativa), il segnale di misurazione per il GWR si concentra sulla guida d’onda (o al suo interno nel caso di una guida d’onda coassiale). Questo percorso di propagazione del segnale stretto (Figura 2) riduce al minimo il potenziale impatto dei segnali vaganti causato da elementi strutturali od ostacoli nel serbatoio. La guida d’onda può essere montata su un angolo o addirittura disposta in modo tale da seguire i contorni di un serbatoio di forma irregolare.

Ampiezza
Riferimento a 47,505 cm
Tipo di curva di eco: Con finestra

Curva di eco reale acquisita dallo strumento GWR
Modello di riflessione interna
Piano di riferimento a 107.505 cm
Superficie a 138,576 cm
Interfaccia a 172,811 cm
Distanza [cm]
Senza zoom

Superficie funzione obiettivo
Distanza [cm]
Distanza = 140,0 cm  Ob. Funzione = 0,522
Soglia  Funz.   Ob.
Funzione obiettivo

Gli impulsi elettromagnetici utilizzati dal GWR e dalla guida d’onda conferiscono a questi ultimi anche un’immunità molto maggiore all’influsso delle proprietà meccaniche dell’atmosfera nel serbatoio (vapori, polvere, variazioni di temperatura e pressione o formazione di schiuma),  che possono influire in particolare sulle tecnologie basate su onde meccaniche, come la misurazione ad ultrasuoni. Reagiscono inoltre bene anche ai cambiamenti della gravità specifica. Inoltre, quando si misurano le interfacce (come l’olio sull’acqua), la guida d’onda consente al segnale di misurazione di penetrare nel prodotto superiore e misurare quello inferiore.

Infine il GWR è semplice da installare perché non richiede l’uso di un’antenna. La guida d’onda si monta facilmente eseguendo fori appositi stretti o ugelli.

Teoria e pratica


Malgrado i vantaggi intrinseci del GWR, le sue prestazioni dipendono fortemente dalla capacità di distinguere il segnale corretto (riflessione) dall’interferenza. Interfacce sottili, estremità della sonda, ostacoli nel serbatoio, accumuli e altri problemi possono causare altre difficoltà.

Di solito questa distinzione tra il riflesso emesso dalla superficie e altri fattori viene fatta attraverso un semplice algoritmo di rilevamento dei picchi, nel tentativo di separare il segnale più forte dall’interferenza (più debole, si spera). Questa operazione, però, non è sempre del tutto possibile nelle applicazioni più impegnative.
Ristampa da edizione inverno 2017

Per far fronte a questa situazione, Honeywell ha sviluppato un algoritmo unico che confronta il segnale con un modello interno della riflessione prevista (memorizzata nello strumento). Questo modello può essere regolato con parametri come guadagno, larghezza e attenuazione e si basa su tipo di liquido, connessione al processo, proprietà della sonda e del serbatoio, cui si aggiunge l’esperienza interna dell’azienda acquisita attraverso l’attività di sperimentazione e il lavoro di laboratorio.

Sovrapponendo la curva di eco effettiva del segnale acquisito dal GWR sul modello (Figura 3), il segnale reale riflesso dalla superficie del liquido (e quindi il livello) può essere distino dagli echi causati da ostacoli vicini alla sonda o da riflessioni secondarie derivanti da molteplici riflessioni del segnale radar nel serbatoio. Il metodo di correlazione consente inoltre agli utilizzatori di filtrare e seguire selettivamente piccole riflessioni prodotte dalla superficie dei liquidi con basse costanti dielettriche (inclusi gas liquefatti, come GPL e altri idrocarburi leggeri).

Ottimizzazione

Per impostare il modello, il sensore viene pre-programmato con valori predefiniti per i parametri stabiliti dalle costanti dielettriche dei liquidi misurati. Tali valori possono essere regolati facilmente in ogni fase del processo.

Nei casi in cui l’attenuazione del materiale misurato cambi durante il processo nel serbatoio, il GWR Honeywell utilizza una funzione di rilevamento dell’ampiezza automatica  che va a integrare il modello a impulsi stabilito a partire dai parametri definiti dall’utente con dati di misurazione storici. In questi casi, una volta che il sensore si è bloccato al livello corretto, seguirà il relativo segnale, anche quando la sua ampiezza cambia.

Questa funzione consente allo strumento di tracciare segnali con ampiezze fino al 35% diverse da quelle previste dai parametri pre-programmati. Così facendo, lo strumento può adattarsi ai cambiamenti derivanti dalle condizioni variabili nel serbatoio, a causa di temperatura, densità di vapore, turbolenza o accumulo di pellicole sulla sonda.

Conclusione


La scelta del metodo di misurazione del livello nel trattamento degli idrocarburi è fondamentale perché le applicazioni sono varie e impegnative. Esistono poche alternative praticabili in grado di soddisfare i requisiti delle numerose e difficoltose applicazioni che si incontrano in tutto il processo.

Il GWR può soddisfare gran parte dei requisiti, seppur non tutti. È caratterizzato da una forte immunità ai comuni problemi causati da schiuma, sporcizia, accumuli, turbolenza, temperatura, pressione e difficoltà caratteristiche del serbatoio – e molte altre complicazioni all’esecuzione di una misurazione accurata del livello. Si tratta di un metodo di misurazione principale, con molti e importanti vantaggi intrinseci.

All’atto pratico, però, alcune applicazioni possono persino mettere a dura prova il GWR rendendogli difficile fornire misurazioni sempre affidabili. Di conseguenza, la scelta del metodo di misurazione, e pure della precisa tecnologia impiegata, riveste anch’essa un ruolo fondamentale. L’algoritmo di livello utilizzato nel trasmettitore Smartline di Honeywell si fonda sui vantaggi intrinseci del GWR con un confronto basato su modello univoco per misurazioni di livello più accurate, qualunque sia la difficoltà da affrontare nei processi dinamici, turbolenti e complessi interessati. T&T

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