Integrazione delle Energie Rinnovabili nel Settore Oil and Gas

Integrazione delle Energie Rinnovabili nel Settore Oil and Gas

Le piattaforme offshore e gli impianti onshore remoti mantengono turbine a combustione e gruppi elettrogeni diesel in funzione costantemente. Questi alimentano treni di compressione, pompe di iniezione dell'acqua e servizi ausiliari. Il consumo di carburante incide direttamente sui costi operativi. Crea inoltre passività legate alle emissioni con l'inasprimento delle normative e aggiunge rischi alla catena di approvvigionamento dove la logistica è già complessa. Se si aggiunge il carbon pricing, l'esposizione peggiora. La vera domanda non è se introdurre le rinnovabili, ma come farlo senza compromettere l'affidabilità del processo o l'integrità della sicurezza.

Perché è più difficile di un'installazione connessa alla rete

Un parco solare o eolico su scala industriale scarica in una grande rete sincrona. La rete assorbe le fluttuazioni. Una piattaforma offshore o un impianto gas remoto non sono così. Sono microgrid isolate. Il margine di capacità è ridotto. I carichi sono elevati e soggetti a variazioni repentine: avviamenti di motori, picchi dei compressori. Una perdita di potenza può causare il blocco del processo: flaring, costi di riavvio, stress delle apparecchiature. Aggiungere una generazione intermittente a questo sistema senza una seria architettura di controllo porta instabilità, non risparmi.

Le sfide fondamentali sono:

• Stabilità di frequenza e tensione su un bus debole quando la produzione solare o eolica cala improvvisamente
• Adeguatezza della riserva rotante — le turbine o i generatori esistenti devono comunque coprire l'intero carico se la produzione rinnovabile crolla
• Distorsione armonica introdotta dalla generazione basata su inverter in un sistema con azionamenti a velocità variabile
• Coordinamento delle protezioni — il contributo della corrente di guasto degli inverter differisce fondamentalmente dalle macchine sincrone e le impostazioni dei relè esistenti potrebbero non rispondere correttamente

Contesto degli Standard e dei Requisiti

Alcuni standard definiscono il quadro di progettazione e sicurezza:

• IEC 61511 disciplina la sicurezza funzionale per i sistemi strumentati di sicurezza nell'industria di processo. Laddove l'integrazione delle rinnovabili influenzi l'alimentazione dei logici SIS o degli elementi finali, l'architettura di alimentazione deve essere valutata all'interno dell'esercizio di verifica SIL.
• IEC 61400-1 copre i requisiti di progettazione delle turbine eoliche. I requisiti di progettazione delle turbine eoliche sono trattati nella IEC 61400-1:2019, che include carichi strutturali e ambientali specifici per l'offshore. (Nota: la IEC 61400-3 è stata ritirata.)
• IEC 62305 riguarda la protezione contro fulmini e sovratensioni — critica per array solari e turbine eoliche montati su strutture che ospitano anche apparecchiature per idrocarburi. La serie IEC 61892 si applica alle installazioni elettriche su unità oil and gas offshore, inclusi i requisiti di isolamento, quadri elettrici e protezione relativi a installazioni fisse e galleggianti. (La IEC 60092 si applica alle navi.)
• API RP 505 fornisce linee guida sulla classificazione dei luoghi per le installazioni elettriche presso impianti petroliferi, che deve essere rivista quando nuove apparecchiature elettriche vengono introdotte vicino a un'area classificata.
• IEC 61850 fornisce lo standard dell'architettura di comunicazione per l'automazione e la protezione dei sistemi di potenza, sempre più rilevante quando si integrano sistemi di gestione dell'energia tra asset di generazione eterogenei.

Laddove i sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS) siano inclusi nel progetto, la classificazione del locale batterie come area potenzialmente pericolosa (sviluppo di idrogeno da determinate chimiche) deve essere affrontata secondo lo standard di classificazione delle aree applicabile.

Approcci di Integrazione Tecnica

Fotovoltaico Solare su Impianti Onshore

Gli array fotovoltaici fissi o a inseguimento possono ridurre il consumo di carburante diurno nei grandi impianti a gas onshore. L'uscita dell'inverter arriva al quadro principale attraverso un alimentatore dedicato con protezione adeguata. Le decisioni che contano:

• Architettura stringa DC vs. inverter centrale: gli inverter di stringa offrono ridondanza e un isolamento dei guasti più semplice; gli inverter centrali sono più efficienti su scala ma rappresentano un singolo punto di guasto. In una microgrid isolata, lo schema di protezione dell'inverter deve prevenire scatti intempestivi durante escursioni transitorie di tensione o frequenza che si verificherebbero altrimenti su un sistema connesso alla rete. Il sistema di controllo deve essere progettato per superare i disturbi credibili piuttosto che scattare e scollegare la fonte rinnovabile dal bus. Il sistema di controllo deve invece gestire esplicitamente l'isolamento intenzionale.
• Filtraggio delle armoniche: gli azionamenti a velocità variabile già presenti sul bus di carico della piattaforma generano correnti armoniche. L'aggiunta di generazione basata su inverter richiede uno studio delle armoniche secondo la serie IEC 61000-3 per confermare che la distorsione armonica totale rimanga entro i limiti di tolleranza delle apparecchiature.

Turbine Eoliche su Piattaforme Offshore

Le strutture offshore fisse in condizioni di vento moderato possono ospitare piccole turbine, ma l'interfaccia meccanica con una struttura di processo attiva richiede un'analisi approfondita della fatica. Le unità di produzione galleggianti sono più critiche: i carichi della torre si accoppiano con il moto dell'unità.

L'uscita elettrica delle turbine eoliche a velocità variabile è AC a frequenza variabile, raddrizzata in DC e poi re-invertita per corrispondere alla frequenza del bus. Questa conversione di potenza totale isola meccanicamente la turbina, ma significa che la turbina non contribuisce con inerzia naturale al bus — una considerazione per l'analisi di stabilità della frequenza.

L'accumulo di Energia a Batteria come Tecnologia Abilitante

Il solare o l'eolico da soli non risolveranno il problema della riserva rotante. Un BESS dimensionato per coprire il gap del tasso di rampa tra la perdita di produzione rinnovabile e il tempo di risposta della turbina a gas consente di ridurre il carico della turbina durante l'alta produzione rinnovabile, tagliando il consumo di carburante, mentre la batteria colma qualsiasi improvviso deficit di generazione.

In ambienti tropicali o desertici, la gestione termica dell'alloggiamento delle batterie non è opzionale.

Integrazione di Protezione e Controllo

L'aggiunta di fonti non programmabili richiede che il PMS venga aggiornato o sostituito con un sistema di gestione dell'energia (EMS) capace di:

• Prevedere la produzione rinnovabile (utilizzando sensori di irraggiamento o velocità del vento con previsioni a breve orizzonte)
• Dispacciare la generazione convenzionale in risposta
• Distaccare i carichi non critici prima di avviare un arresto del processo se il deficit di generazione supera la capacità del BESS

Il coordinamento dei relè di protezione necessita di una revisione. Le fonti basate su inverter contribuiscono alla corrente di guasto in modo diverso dai generatori sincroni — tipicamente limitata a un basso multiplo della corrente nominale per un breve periodo prima che l'inverter scatti per protezione da sovracorrente. I relè di sovracorrente esistenti impostati per contributi di guasto sincroni potrebbero non funzionare o funzionare in modo errato in un sistema di generazione misto. Uno studio completo di coordinamento delle protezioni è obbligatorio prima della messa in tensione.

Scenario Illustrativo

Quanto segue è a scopo illustrativo e non rappresenta un progetto specifico.

Si consideri una stazione di compressione gas onshore remota. Due turbogeneratori a gas funzionano in parallelo, uno in standby. Deserto ad alto irraggiamento. Qualcuno propone solare fotovoltaico più BESS per ridurre il consumo di carburante diurno.

Durante la progettazione, uno studio di load flow e stabilità mostra il problema: se l'array solare scatta durante un transitorio nuvoloso mentre entrambe le turbine sono a basso carico, la generazione rimanente non può arrestare il decadimento della frequenza prima che il compressore di processo scatti per sottotensione. Pertanto, il BESS viene dimensionato — in base alla curva di risposta del regolatore della turbina dalla scheda tecnica del produttore — per iniettare potenza sufficiente durante il transitorio per mantenere la frequenza entro la fascia di tolleranza del compressore. La logica del PMS viene riscritta per impedire lo scarico della turbina al di sotto di un limite che mantenga un'adeguata riserva rotante, anche se ciò significa limitare il solare. Lo studio delle armoniche rileva una risonanza a una frequenza specifica; è necessario un filtro passivo sul bus principale.

Risultato: riduzione significativa del carburante nelle ore diurne, stessa disponibilità di processo della configurazione originale a sole turbine.

Checklist di Decisione e Implementazione

Prima che i fondi vengano impegnati, l'ingegneria e il procurement devono analizzare quanto segue:

Fattibilità e Definizione dell'Ambito

• [ ] Caratterizzare il sistema di generazione esistente: tipi di macchine, risposta del regolatore, costanti di inerzia, impostazioni di protezione
• [ ] Stabilire il profilo di carico con una risoluzione temporale sufficiente per identificare variazioni a gradino e periodi di carico minimo
• [ ] Valutare la risorsa rinnovabile (dati di irraggiamento, distribuzione della velocità del vento) con risoluzione specifica per il sito

Studi di Ingegneria (Non Negoziali)

• [ ] Studio del flusso di carico che copra gli scenari di generazione minima e massima
• [ ] Analisi di stabilità transitoria per eventi credibili di perdita di generazione
• [ ] Studio degli armonici che copra i contributi combinati di inverter e VSD
• [ ] Revisione del coordinamento delle protezioni per generazione mista sincrona/inverter
• [ ] Valutazione dell'impatto SIL se i sistemi di alimentazione SIS sono interessati (IEC 61511)
• [ ] Revisione dell'area classificata per i locali batterie e le nuove apparecchiature elettriche vicino alle aree di processo (API RP 505)
• [ ] Revisione della protezione contro fulmini e sovratensioni (IEC 62305)

Procurement e Valutazione dei Fornitori

• [ ] Confermare i dati del contributo della corrente di guasto dell'inverter e i parametri dell'anello di controllo per le impostazioni dei relè di protezione
• [ ] Richiedere ai fornitori di inverter la specifica della capacità grid-forming o grid-following — ciò influisce sulla stabilità su bus deboli
• [ ] Valutare il sistema di gestione termica del BESS per le condizioni ambientali del sito
• [ ] Confermare che il fornitore PMS/EMS disponga di referenze per microreti isolate, non solo progetti connessi alla rete pubblica

Messa in Servizio e Consegna

• [ ] Energizzazione a stadi: mettere in servizio la fonte rinnovabile in modalità a corrente limitata prima dell'integrazione completa
• [ ] Condurre test di iniezione di guasto dal vivo con i carichi di processo in funzione
• [ ] Verificare che gli schemi anti-islanding e di protezione funzionino come previsto
• [ ] Documentare le procedure operative revisionate per gli operatori, incluso l'override manuale del dispacciamento rinnovabile durante la manutenzione pianificata della generazione convenzionale

Conclusione

L'integrazione delle rinnovabili nel settore oil and gas è innanzitutto un problema elettrico e di controllo. L'economia dell'energia viene dopo. Le barriere tecniche — stabilità della microrete isolata, coordinamento delle protezioni con sorgenti inverter, riserva rotante — sono risolvibili con metodi consolidati. Ma solo se gli studi vengono eseguiti prima degli impegni di acquisto.

Per qualsiasi impianto che stia considerando questo passo, la fase successiva è uno studio del sistema elettrico pre-FEED. Deve caratterizzare il sistema di generazione esistente e identificare i vincoli stringenti. Senza tale base di riferimento, il dimensionamento delle apparecchiature è basato su congetture e i rischi di integrazione emergono durante la messa in servizio, dove risolverli costa molto di più.

Coinvolgete specialisti in protezioni elettriche con esperienza in microreti isolate insieme ai team di processo e delle macchine rotanti fin dall'inizio. La maggior parte dei problemi inizia nel punto di integrazione tra la potenza.