Einleitung:

Mit Visual MESA, einem Energy Real Time Optimizer (ERTO), konnten bei einem petrochemischen Unternehmen in Südostasien revolutionäre Verbesserungen in Bezug auf Benutzerfreundlichkeit und Energieeinsparungen bei seinen Intra- und Inter-Energie-Transaktionen erzielt werden. Der gesamte Anlagenkomplex ist äußerst vielschichtig und besteht aus zwei Anlagen, die unterschiedliche Druckstufen von Dampf und Brennstoff austauschen sowie Kesseln mit unterschiedlicher Kapazität und Brennstoffzufuhr, variierendem Dampfimport, Dampfexport und Stromimport. Die Implementierung von Visual MESA ermöglicht neue Methoden zum Anlagenbetrieb (das Unsichtbare sehen), eine bessere Koordination und Sensibilisierung der Anlagenbetreiber (das Ungreifbare fühlen), eine positive Bilanz durch die Reduzierung des Energieverbrauchs und wirtschaftliche Einsparungen (das Unmögliche erreichen). Dieser Artikel beschreibt beispielhaft die Maßnahmen, die basierend auf den vor und nach dem Online-Einsatz des Optimizers gesammelten Daten durchgeführt wurden und nachweislich zu deutlichen Verbesserungen geführt haben. Diese Erkenntnisse könnten sich als wegweisend für die Zukunft der Energieoptimierung erweisen.

Das Unsichtbare sehen:

Anlagenbetreiber sind stets davon überzeugt, dass sie ihren Anlagenbetrieb bestmöglich gestalten, bis ihr Handeln in einem hochgenauen thermodynamischen Modell wie Visual MESA widergespiegelt wird, das parallel und in Echtzeit läuft. So kam es beispielsweise zu einem Dampfüberschuss im Mitteldruckkessel von Anlage 1. Um das Gleichgewicht aufrechtzuerhalten und eine Überlastung des Systems zu vermeiden, wurden im Normalbetrieb 6,8 t/h Dampf in die Atmosphäre abgeleitet, wie in der folgenden Abbildung dargestellt.

Das Ablassen von Dampf ist eine Verschwendung von Energie und Wasser. Diese Strategie hat zwar das Problem des Dampfüberschusses behoben, ist aber bei weitem nicht der optimale Weg für eine gute Dampfbilanz. Visual MESA bot die optimale Lösung, indem Dampf in einen Niederdruckkessel und dann in den thermischen Entlüfter kaskadiert wurde. Die folgende Abbildung zeigt die Delta-Ansicht im Modell, die dem Unterschied zwischen Normalbetriebsansicht und optimierter Betriebsansicht entspricht und eine Entlüftung von -6,8 t/h anzeigt.

Der Druckgrenzwert des Entlüfters war zwischen 1,5 kg/cm2 und 2,5 kg/cm2 eingestellt, und der Entlüftungsdruck lag im Normalbetrieb bei 1,549 kg/cm2. Während des Optimierungsprozesses schlug das Modell vor, diesen auf 2,5 kg/cm2 zu erhöhen, damit der Entlüfter auch Niederdruckdampf verwenden kann, die Druckgrenzwerte aber weiterhin eingehalten werden. Der Entlüfter versorgt die Kessel mit Kesselspeisewasser und da die Temperatur des Kesselspeisewassers nun höher ist, wird weniger Brennstoff im Kessel benötigt (Reduzierung des Heizölverbrauchs der Kessel von 0,8 t/h), um Dampf zu erzeugen, was eine erhebliche Energieeinsparung mit sich bringt. Die Kosten für eine Tonne Heizöl betrugen zum Zeitpunkt der Optimierung 295,00 USD und die Einsparungen somit 295x0,8 = 236,00 USD/h. Obwohl das gesamte Dampfsystem betrachtet wurde, können andere Änderungen diese Einsparungen möglicherweise ausgleichen, aber der optimierte Anlagenbetrieb übertraf den vorherigen Betrieb bei weitem und führte zu deutlichen Gesamteinsparungen.

Dies war eine ganz neue Erkenntnis für die Anlagenbetreiber, da sonst der Dampf an die Atmosphäre abgegeben worden wäre und die vom Modell vorgeschlagene Methode und die daraus resultierende Brennstoffeinsparung am Kessel für sie bis dato unsichtbar waren.

Das Ungreifbare fühlen:

Seit seinem Online-Einsatz diente der Optimizer quasi als Wachhund für die Unternehmensleitung. Da MS Excel für die Erstellung von Berichten und Dashboards verwendet wurde, konnten auch Anwender, die nicht mit den von der Führungsetage verwendeten Modellen vertraut sind, sämtliche Vorteile der von der Software bereitgestellten Informationen nutzen.

Die Betreiber und Schichtführer der zwei Anlagen kommunizierten nun häufiger, da koordinierte Strategien zur Senkung der Gesamtenergiekosten erforderlich waren und bei jedem Schichtende ein Modellbericht ausgedruckt und an die nächste Schicht übergeben wurde, um fundierte und abgestimmte Entscheidungen treffen zu können.

Darüber hinaus hat sich das Anlagenbewusstsein durch die Kenntnis aller Interaktionen der Versorgungssysteme, der Betriebsvariablen und der damit verbundenen Einschränkungen enorm erhöht. Da die Software offline als Standalone-Version verfügbar ist, war sie den Ingenieuren bei Was-wäre-wenn-Szenarien eine große Hilfe. Typische „Was-wäre-wenn“-Analysen umfassten die Bewertung von Turbinen-/Motorschaltern, die Modernisierung von Ausrüstung und Planungshilfen für eine anlagenweite Abschaltung.

Die Software spielte bei der Bemessung der Anlagenleistung eine Schlüsselrolle, indem sie die nicht gemessenen Verbräuche schätzte oder berechnete. So lassen sich zum Beispiel die Kesselleistung (d.h. die Wirkungsgrade) nachverfolgen und die Wartung planen, wenn dies wirtschaftlich gerechtfertigt ist. Durch die Bestimmung der Datenqualität in Form von Blasendiagrammen, die Ungleichgewichte in der Sammler-Massenbilanz darstellen, lassen sich die schlechten Akteure (Sensoren oder Lecks) identifizieren.

Das Unmögliche erreichen:

Ziel der Optimierung war es, die Gesamtenergiekosten des Anlagenkomplexes unter Berücksichtigung aller bestehenden Beschränkungen zu minimieren. Bis zur Inbetriebnahme von Visual MESA war es kaum möglich, wirtschaftliche Vorteile durch optimales Handeln zu erzielen, da es an Werkzeugen fehlte, um die Betriebsabläufe in Echtzeit zu vergleichen und man immer davon ausging, dass die Anlage derzeit bestmöglich betrieben wird.

Der wirtschaftliche Nutzen der Echtzeit-Optimierungslösung Visual MESA besteht in der Reduzierung der Kostenlücke im Energiesystem.

Die Kostenlücke im Energiesystem (auch „Einsparungen“ oder „Deltakosten“ genannt) entspricht dem von Visual MESA identifizierten wirtschaftlichen Nutzen, der durch Echtzeitoptimierung (ausgedrückt in USD pro Stunde) erfasst werden kann. Dieser wird wie folgt berechnet:

Visual MESA berechnet bei jeder Ausführung eine „Energy System Cost Gap“ als Differenz zwischen den „simulierten“ oder aktuellen Energiesystemkosten und den „optimalen“ oder besten Energiesystemkosten, die unter Berücksichtigung aller definierten Beschränkungen ermittelt werden.

Kostenlücke im Energiesystem = Simulierte Kosten - Optimale Kosten

Im November und Dezember 2016 wurde ein Leistungstest durchgeführt, um die Basislinie des Utility Optimizers zu ermitteln (wenn keine Maßnahmen von den Betreibern ergriffen werden). Dann wurden Maßnahmen durchgeführt, die von Visual MESA für die Anlage ab dem 16. November 2016 empfohlen worden waren.

Basislinie: 04.-15.11.2016

Übergang: 16.11. - 01.12.2016

Berichterstattung: 02.12. -10.12.2016

Ein deutlicher „Sprung“ lässt sich zwischen dem Zeitraum, in dem keine Visual MESA (VM)-Implementierung durchgeführt wurde (Basiszeitraum) und dem Zeitraum, in dem Empfehlungen kontinuierlich umgesetzt werden, erkennen.

Sowohl die Basislinie als auch die Berichtsperiode sind zeitnah, was den Vergleich zuverlässiger macht.

Visual MESA (VM) hat die Kostenlücke basierend auf den aktuellen Kraftstoff- und Strompreisen errechnet. Die Kostenlücke wird auf der Grundlage der aktuell simulierten und optimierten Nebenkosten der Anlage berechnet. Alle relevanten Kostenkalkulationen sind in der historischen Datenbank hinterlegt.

Basisperiode durchschnittliche Energiekosten-Lücke = 946,7 USD/h (berechnet nach Durchschnitt der Kostenlücke, errechnet von VM)

Berichtsperiode durchschnittliche Energiekosten-Lücke = 269,6 USD/h (berechnet nach Durchschnitt der Kostenlücke, errechnet von VM)

Verbesserung der Energieversorgungslücke (USD/Stunde) = Basislinie Energiekostenlücke - Optimierte Energiekostenlücke

= 946,7-269,6

= 677,1 USD/h

Anlagenvorlauffaktor = 8.000 Std./Jahr

Durchschnittlicher jährlicher Nutzen = 677,1*8000=5.416.959 USD/Jahr

Demnach sind die wirtschaftlichen Vorteile der Echtzeit-Optimierung wie folgt:

Durchschnittlicher jährlicher Nutzen = 5,4 Mio. USD/Jahr (abgerundet)

Die wichtigsten Triebfedern für wirtschaftliche Vorteile waren die Reduzierung der Propaneinspritzung (der teuerste Brennstoff) an den Kesseln und der Lastausgleich an den Kesseln nach dem Wirkungsgrad (maximale Feuerung an den effizientesten Kesseln zur Erzeugung von mehr Dampf), auf die im Folgenden näher eingegangen wird. Weitere Gründe für die Erhöhung des wirtschaftlichen Nutzens waren die reduzierte Entleerung und die maximierte Extraktion an den Verdichterturbinen, die Minimierung der demineralisierten (DM) Wasserzufuhr für die Kesselspeisewasseraufbereitung und der Austausch von Pumpturbinen und Motoren.

1. Reduzierung der Propaneinspritzung:

Einer der Hauptgründe für die Erhöhung des wirtschaftlichen Nutzens hängt mit der Reduzierung der Propaneinspritzung im Kraftstoffsystem zusammen. Propan wird eingespritzt, um den Mangel an Restgas (Abgas) im Kraftstoffsystem zu beseitigen. Visual MESA (VM) empfahl jedoch eine Reduzierung der Propaneinspritzung bei erhöhter Heizölzufuhr zum Kraftstoffsystem. Propan ist nach Heizöl der teuerste Kraftstoff, wohingegen Restgas kostenlos ist.

Die folgende Abbildung zeigt das Ausmaß der reduzierten Propaneinspritzung im Kraftstoffsystem von Anlage I und II während der Leistungsprüfung.

2. Lastausgleich von Kesseln nach dem Wirkungsgrad:

VM hat die Kesselwirkungsgrade in Echtzeit nach der indirekten ASME-Methode berechnet und dann die Last auf die Kessel verteilt, um die Brennstoffkosten zu minimieren.

Da die Kessel von ANLAGE I und ANLAGE II an den gleichen Sammler angeschlossen sind und es möglich ist, den Dampf zwischen ANLAGE I und dem Versorgungssystem von ANLAGE II auszutauschen, hat VM die Kessellasten basierend auf einer umfassenden Optimierung berechnet, wobei die Wirkungsgrade der Kessel von ANLAGE I und ANLAGE II berücksichtigt wurden.

Die folgenden Diagramme zeigen die Kessellast während der Basislinie und des Berichtszeitraums.

Das folgende Diagramm zeigt die Effizienz der Kessel während der Basislinie und des Berichtszeitraums.

Aus den Diagrammen ist klar ersichtlich, dass VM die kontinuierliche Erhöhung der Last in effizienteren Kesseln empfiehlt.

Aus der Analyse der beiden obigen Diagramme für die Kessellast und den Kesselwirkungsgrad ergibt sich folgendes Bild:

1.      Der Wirkungsgrad von Kessel1C ist kontinuierlich hoch, und der Optimizer empfiehlt die Maximierung der Kessellast.

2.      Der Wirkungsgrad von Kessel3A ist höher, daher empfiehlt der Optimizer die Maximierung der Last von Kessel3A.

Schlussfolgerung:

Das Ziel, die Gesamtbetriebskosten der Anlage durch den Einsatz des Modells Visual MESA Energy Real Time Optimizer zu optimieren, wurde erreicht. Eine Verbesserung der Energielücke in Höhe von 677,1 USD/h wurde als durchschnittliche Energiekostendifferenz zwischen Basislinie und Implementierungszeitraum ausgewiesen. Die meisten Vorteile wurden durch die Verwendung des wirtschaftlichsten Brennstoffs zur Verbrennung in den Kesseln und die Erzeugung von mehr Dampf aus effizienteren Kesseln erzielt. Der Visual MESA Energy Real Time Optimizer gab den Betreibern wertvolle Ratschläge, wie der Anlagenkomplex am besten mit interaktiven Versorgungssystemen betrieben werden kann, um die Energiekosten kontinuierlich zu minimieren. In Zukunft besteht auch die Möglichkeit, das Versorgungssystem durch die Einbeziehung der Grenzwerte für CO2-Emissionen und die Optimierung des geschlossenen Kreislaufs im Detail zu modellieren.