Elektrifizierung von Industrieanlagen

Produktionskomplexe können davon profitieren, wenn sie für ihren Energiebedarf mehr Strom anstelle von Dampf und Brenngas verwenden. Eine verbesserte Energieeffizienz, geringere Emissionen, eine höhere Zuverlässigkeit und die Beseitigung von Engpässen in Versorgungssystemen können erreicht werden

VonJames Turner, Ma Katrina Sanaie und Mohamad Fakhreddine, Fluor Enterprises

Elektrifizierung ist ein beliebtes Schlagwort, wenn es um die Energiewende geht. Es kann viele verschiedene Bedeutungen haben und sich je nach Thema auf die private und geschäftliche Transportflotte (Pkw und Lkw), den öffentlichen Nahverkehr (Busse und Bahnen) oder auf Fertigungs- und Industrieprozesse und -anlagen beziehen.

In Prozessanlagen kann der Ersatz von Dampf und Brenngas durch Elektrizität viele Vorteile bringen, von Verbesserungen der Zuverlässigkeit über die Vermeidung von Kesselmodernisierungsprojekten bis hin zu geringeren Gesamtemissionen. Kurz gesagt: Wenn der CO2-Fußabdruck der Stromerzeugung geringer ist als der CO2-Fußabdruck der Erzeugung der Energie, die durch Strom ersetzt wird, ergibt sich aus der Elektrifizierung ein Dekarbonisierungsvorteil.

In diesem Artikel wird erörtert, wie sich die Elektrifizierung auf einen prozessorientierten Industriekomplex wie eine Chemiefabrik oder eine Erdölraffinerie auswirken kann, und er konzentriert sich insbesondere auf die Anwendung der Elektrifizierung auf bestehende Industrieanlagen.

Es gibt verschiedene Fragen oder Probleme, die Eigentümer oder Manager bestehender Industrieanlagen haben können, wenn sie über die Elektrifizierung ihrer Anlagen nachdenken (Abbildung 1).

Ist die Anlage auf Hochtouren?Energieeffizienz? Viele Betreiber sehen eine spürbare Verbesserung ihres Energieintensitätsindex (EII) durch die Elektrifizierung bestehender Dampfturbinenantriebe. Die Berechnungen basieren auf einer effizienten Netzstromproduktion, beispielsweise aus erneuerbaren Quellen, im Vergleich zu einer weniger effizienten Kesseldampfproduktion.

Verbesserungen der Energieintensität sind häufig Teil der strategischen Pläne und Ziele einer Anlage, was sich spürbar auf die Betriebskosten auswirken kann.

Sind die Dampferzeugungssysteme und Turbinen in der Anlage veraltet und erfordern nun einen ständig wachsenden Wartungsbedarf? Eigentümer haben möglicherweise Projekte zum Austausch von Dampfkesseln oder zur Wartung oder Modernisierung anderer Anlagen geplant. Wenn ja, sollten Eigentümer möglicherweise darüber nachdenken, ob diese Investition nicht besser in die Elektrifizierung investiert werden kann. Die Gesamtzuverlässigkeit der Ausrüstung kann sich erhöhen und es können Umweltgutschriften oder -rabatte gewährt werden, die bei Elektrifizierungsprojekten in Anspruch genommen werden können.

Entspricht die Anlage den örtlichen Vorschriften zu Schadstoffemissionen? Um die Zahlung hoher Bußgelder zu vermeiden, müssen Eigentümer möglicherweise mit drohenden Umweltauflagen konfrontiert werden, die erhebliche Investitionen erfordern, etwa die Installation von Systemen zur selektiven katalytischen Reduktion (SCR) für Dampfkessel oder Prozessheizgeräte. Ein Elektrifizierungsprojekt kann den Dampfbedarf senken und möglicherweise die Abschaltung älterer Dampfkessel ermöglichen, wodurch die Kosten für erforderliche Umweltsanierungen gesenkt werden. Die Emissionsreduzierungen aufgrund des durch die Elektrifizierung verursachten Rückgangs des Dampfbedarfs können auch dazu genutzt werden, einen Anstieg der Emissionen anderer Prozesserhitzer durch Prozessänderungen auszugleichen, die für andere strategische Ziele wertvoll sein können.

Sind die Versorgungssysteme ausgelastet oder, schlimmer noch, aus dem Gleichgewicht geraten? Wenn die Dampf-, Kühlwasser- oder Erdgasversorgung in der Anlage begrenzt ist, ist eine Erweiterung oder die Durchführung anderer Projekte möglicherweise nicht möglich, ohne einige Elektrifizierungsprojekte durchzuführen. Wenn die Kosten für den Kauf oder die Stromerzeugung niedriger sind als für den Import von Erdgas, kann die Elektrifizierung die Betriebskosten senken.

Besteht die Notwendigkeit, den Dampf- und Stromverbrauch wieder ins Gleichgewicht zu bringen, bestehen jedoch Bedenken, was mit überschüssigem Brenngas geschehen soll? Es bestehen potenzielle Synergien bei der Durchführung eines Elektrifizierungsprojekts in Verbindung mit einem Projekt zur Steigerung der Rückgewinnung von Flüssiggas (LPG) aus dem Brenngassystem. Weniger Kraftstoff zu verbrennen bedeutet weniger CO2-Ausstoß, was für viele Unternehmen ein strategischer Treiber ist. Durch die Rückgewinnung von mehr Flüssiggas und schwereren Stoffen aus dem Brenngassystem und deren Ersatz durch Erdgas werden die CO2-Emissionen weiter reduziert, auch wenn die Feuerungssteuer nicht sinkt. In den meisten Märkten sind die Einnahmen aus dem Verkauf von LPG-Produkten und anderen Flüssigprodukten höher als die Kosten für den zusätzlichen Import von Erdgas, sodass neben der CO2-Reduzierung auch finanzielle Vorteile entstehen können.

Klingt eine anlagenweite Energieoptimierung faszinierend, aber auch einschüchternd?Wenn der Eigentümer eine strategische Neukonfiguration auf der Grundlage marktbedingter Futter- oder Produktänderungen plant, kann dies eine Gelegenheit sein, veraltete dampfbetriebene Kompressoren durch neue motorbetriebene Kompressoren zu ersetzen, die über eine zweckmäßige Betriebsspezifikation verfügen.

Abbildung 1.Es gibt viele Fragen oder Probleme, die Eigentümer oder Manager bestehender Industrieanlagen haben können, wenn sie über die Elektrifizierung ihrer Anlagen nachdenken

Abbildung 1.Es gibt viele Fragen oder Probleme, die Eigentümer oder Manager bestehender Industrieanlagen haben können, wenn sie über die Elektrifizierung ihrer Anlagen nachdenken

Sobald diese Fragen berücksichtigt wurden, können Betreiber beginnen, ihre Optionen abzuwägen. Für industrielle Verarbeitungsanlagen gibt es drei primäre Elektrifizierungsoptionen, die im Folgenden beschrieben werden:

Diese Optionen können in der richtigen Situation erhebliche Auswirkungen haben. Tabelle 1 fasst die potenziellen Auswirkungen der verschiedenen Optionen auf eine Einrichtung zusammen. Sie werden in den folgenden Abschnitten einzeln besprochen.

Wärmepumpen verwenden einen Kompressor, um einen Dampfstrom mit niedrigerer Temperatur auf einen Druck zu komprimieren, der hoch genug ist, sodass die Kondensationstemperatur über der Temperatur liegt, die zur Wärmerückgewinnung in einem herkömmlichen Wärmetauscher erforderlich ist. In der Vergangenheit wurde diese Konstruktion als Wärmepumpe bezeichnet, sie wurde aber auch als mechanische Dampfrekompression (MVR) bezeichnet. Dieses Schema kann für Destillationskolonnen verwendet werden, bei denen der Kolonnenkopf auf einen Druck komprimiert wird, der hoch genug ist, um die Wärme zum Aufkochen des Kolonnenbodens bereitzustellen. Es ist auch möglich, eine Destillationswärmepumpe mit einer separaten Flüssigkeit in einem geschlossenen Kreislauf zu entwerfen, die komprimiert, im Reboiler kondensiert, durch Druckabfall über ein Ventil weiter abgekühlt und dann zum Kühlen des Überkopfkondensators verwendet wird. Die meisten Beispiele in der Industrie verwenden den Überkopfdampf als Wärmepumpenflüssigkeit, wie in Abbildung 2 dargestellt.

Wärmepumpen können eine deutlich bessere Energieeffizienz aufweisen als herkömmliche Reboiler- oder Kondensatorsysteme, mit Einsparungen sowohl auf der Reboilerseite (die oft Dampf enthält) als auch auf der Kondensatorseite (die oft Kühlwasser enthält). In der Literatur werden Energieintensitätsreduzierungen von bis zu 90 % berichtet.

Wärmepumpen eignen sich sehr gut für Kolonnen, bei denen zwischen Ober- und Unterseite der Kolonne kein großer Temperaturunterschied besteht. Propan/Propylen-Spaltgeräte, Ethan/Ethylen-Spaltgeräte (z. B. in Steamcracker-Anlagen) und Isobutan/n-Butan-Spaltgeräte sind gute Kandidaten für Wärmepumpen. Es gibt auch Anwendungen in Aromatenkomplexen und der Methanolproduktion.

Bei den meisten anderen Destillationstrennungen, die in Raffinerien und petrochemischen Komplexen verwendet werden, verringert die viel größere Temperaturänderung über die Kolonne den Wert des Wärmepumpenansatzes erheblich und macht ihn unpraktisch.

Wärmepumpen eignen sich am besten für ein neues Design, da die Nachrüstung einer vorhandenen Säule mit einer Wärmepumpe eine umfassende Modernisierung erfordern würde. Diese Option kann den Verbrauch von Kraftstoff, Dampf und Wasser senken, Emissionen reduzieren und die Effizienz verbessern, allerdings auf Kosten eines höheren Strombedarfs.

Es gibt zwei Möglichkeiten, dampf- oder brennstoffbetriebene Heizgeräte zu elektrifizieren:

Um einen dampfbeheizten Wärmetauscher in einen Elektroheizer umzuwandeln, werden die Dampf- und Kondensatleitungen und -steuerungen durch eine Stromversorgung ersetzt, was die Wartungskosten und Kapitalkosten für eine neue Anlage senken kann. Ein Vorteil eines Dampfaustauschers besteht darin, dass die maximale Temperatur selbstbegrenzend ist, was bedeutet, dass die Prozessflüssigkeit nicht auf eine Temperatur über der Kondensationstemperatur des Dampfes erhitzt werden kann. Eine elektrische Heizung verfügt nicht über die gleichen inhärenten Eigenschaften, und die Steuerungen müssen so ausgelegt sein, dass sie Schutz vor Überhitzung der Prozessflüssigkeit bei Störungen, geringem Durchfluss und Verstopfungen bieten.

Wie die Wärmepumpe kann diese Option den Kraftstoff-, Dampf- und Wasserverbrauch senken, Emissionen reduzieren und die Effizienz verbessern, während gleichzeitig der Stromverbrauch erhöht und möglicherweise die Steuerbarkeit der Prozesstemperatur verringert wird.

Eine andere Möglichkeit, Heizgeräte zu elektrifizieren, besteht darin, einen brennstoffbetriebenen Dampfkessel durch einen Elektrokessel zu ersetzen. Dies kann eine gute Option für die Modernisierung einer bestehenden Anlage sein, da diese Option die Emissionen aus der Dampferzeugung reduziert und gleichzeitig den bestehenden Prozessdampfbedarf, einschließlich Dampfinjektions- und Dampferhitzungsbedarf, deckt.

Mehrere Anlagen haben positive Ergebnisse erzielt, indem sie Dampfturbinenantriebe durch Elektromotoren ersetzt haben. Es wurden eine verbesserte Energieeffizienz, geringere Emissionen, eine verbesserte Zuverlässigkeit und ein geringerer Wasserverbrauch beobachtet, und an einigen Standorten konnten zusätzliche Investitionen in Dampfkessel vermieden werden. Das Projekt kann sich auf die Energieinfrastruktur, die Dampf-, Brenngas- und Kühlwassersysteme sowie möglicherweise auf Prozesssteuerungen und Entlastungssysteme auswirken.

Wenn Sie eine neue Pumpe oder einen neuen Kompressor installieren, überlegen Sie, ob ein Elektromotor eine praktikable Option ist, auch wenn der vorherige oder typische Antrieb für den Betrieb eine Dampfturbine war.

Wenn eine Anlage beschließt, eine vorhandene Dampfturbine an einem Kompressor oder einer Pumpe durch einen Elektromotor zu ersetzen und ausreichend Platz auf dem Grundstück zur Verfügung steht, kostet die Installation einer neuen Pumpe oder eines neuen Kompressors zusammen mit dem Ersatzmotor unter Berücksichtigung der Kosteneinsparungen möglicherweise nicht mehr Bauarbeiten außerhalb des Turnarounds durchführen. Durch die Installation einer neuen Pumpe oder eines neuen Kompressors wird auch eine ältere Pumpe oder ein älterer Kompressor ersetzt, was für den aktuellen Betrieb optimiert werden kann und zu geringeren Wartungs- und Betriebskosten führen kann.

Dampfturbinenantriebe werden häufig zum Antrieb großer Kompressoren eingesetzt. Dampfturbinenantriebe verfügen über eine inhärente Fähigkeit, die Geschwindigkeit zu ändern, was dem Kompressor mehr Flexibilität und Bedienbarkeit bieten kann, um Änderungen im Gasmolekulargewicht und den Durchflussanforderungen zu bewältigen. Bei der Überlegung, einen bestehenden Dampfturbinenantrieb auf einen Elektromotor umzustellen, muss entschieden werden, ob ein Antrieb mit variabler Drehzahl erforderlich ist oder ob ein Antrieb mit fester Drehzahl verwendet werden kann. Wenn ein Treiber mit fester Drehzahl verwendet wird, müssen die Auswirkungen auf den Kompressorbetrieb berücksichtigt werden. Wenn das Molekulargewicht des Gases erheblich schwankt, können die Kompressorkapazität und der Auslassdruck mit einer festen Geschwindigkeit schwanken, was möglicherweise zu Prozess- und Anlagenkonstruktionsdruckproblemen führen kann. Auch Entlastungsszenarien und Fackellasten können betroffen sein. Abbildung 3 und Tabelle 2 veranschaulichen einige der Prozessauswirkungen der Motorgeschwindigkeit.

Der Energieverbrauch kann in manchen Fällen aufgrund der vom motorbetriebenen Kompressor erzeugten überschüssigen Fördermenge oder überschüssigen Drucks steigen. Das Saugdrosselventil und das Rücklaufventil müssen möglicherweise modifiziert oder ersetzt werden, um die Flexibilität zu gewährleisten, die zuvor durch die Variation der Turbinendrehzahl geboten wurde.

Wenn ein Antrieb mit variabler Geschwindigkeit erforderlich ist, sollten Sie die Installation eines Motors mit variabler Geschwindigkeit oder eines Motors mit fester Geschwindigkeit und einem Getriebe mit variabler Geschwindigkeit in Betracht ziehen. Der Einbau eines Motors mit variabler Drehzahl kann eine Option sein, ist jedoch bei großen Motoren möglicherweise mit höheren Kosten und einem größeren Platzbedarf verbunden. Eine bessere Option könnte der Einbau eines Getriebes mit variabler Drehzahl sein, um einen Motor mit fester Drehzahl je nach Bedarf auf unterschiedliche Drehzahlen umzustellen, um den Kompressorbetrieb zu optimieren.

Ein sachkundiges Ingenieurteam sollte konsultiert werden, um die Auswirkungen der Elektrifizierung zu untersuchen und Abhilfemaßnahmen vorzuschlagen.

Beispiel: Ersetzen einer Dampfturbine durch einen Motor mit fester Drehzahl. Es gibt zwei Haupttypen von Dampfturbinen: Kondensations- und Gegendruckdampfturbinen. Es gibt auch Kondensationsturbinen, die Dampf bei einem oder mehreren Zwischendrücken extrahieren.

Kondensationsturbinen geben Dampf mit einem sehr niedrigen Druck ab – weit unter dem Atmosphärendruck. Anschließend wird der Abdampf kondensiert, meist in Kühlwassertauschern, manchmal kommen aber auch Luftkühler zum Einsatz.

Gegendruckturbinen nehmen Dampf mit relativ hohem Druck, beispielsweise 600 psig, auf und geben ihn bei einem niedrigeren Druck, beispielsweise 150 psig, ab. Da Gegendruckturbinen im Vergleich zu einer Kondensationsturbine dem Dampf weniger Energie entziehen, wird für eine Gegendruckturbine bei gleicher Antriebslast mehr Dampf benötigt als für eine Kondensationsturbine. Tabelle 3 zeigt ein Beispiel dafür, wie der Dampfbedarf durch die Elektrifizierung einer bestehenden Dampfturbine gesenkt werden kann.

Figur 2.Dargestellt ist ein typisches Wärmepumpensystem an einem Destillationsturm

Figur 2.Dargestellt ist ein typisches Wärmepumpensystem an einem Destillationsturm

Figur 3.Die Elektrifizierung kann erhebliche Auswirkungen auf Prozesse haben, wenn man die verfügbaren Motorbetriebsgeschwindigkeiten berücksichtigt

Figur 3.Die Elektrifizierung kann erhebliche Auswirkungen auf Prozesse haben, wenn man die verfügbaren Motorbetriebsgeschwindigkeiten berücksichtigt

Bei jedem Projekt sind die Kapitalkosten ein wichtiger Faktor – und oft der entscheidende Faktor für die Machbarkeit eines Projekts. Aber es gibt noch andere Faktoren, die berücksichtigt werden sollten, um die Auswirkungen eines Elektrifizierungsprojekts auf die Anlage vollständig und richtig bewerten zu können.

Bei einem Elektrifizierungsprojekt, bei dem durch Dampf erzeugte Energie durch Elektrizität ersetzt wird, sind die Auswirkungen offensichtlich auf das Dampfsystem und die Stromversorgung zurückzuführen. Jedes Elektrifizierungsprojekt wird wahrscheinlich auch sekundäre Auswirkungen auf andere Versorgungsunternehmen und Systeme haben.

Die Elektrifizierung wird sich direkt auf das elektrische System auswirken. Die vorhandene elektrische Infrastruktur verfügt möglicherweise tatsächlich über die erforderliche freie Kapazität, um die zusätzliche Stromlast zu versorgen. Die Realität sieht jedoch so aus, dass die meisten Anlagen nur über begrenzte oder keine freie Kapazität verfügen und daher eine neue Infrastruktur erfordern, beispielsweise neue Umspannwerke oder Modernisierungen der bestehenden Infrastruktur.

Die Elektrifizierungslasten können zwischen 5.000 und 20.000 PS liegen und in einigen Fällen sogar noch größer sein. Motoren dieser Größe haben erhebliche Auswirkungen auf das elektrische System, was sorgfältig untersucht werden muss, da die meisten Anlagen ursprünglich nicht für die Aufnahme dieser großen Zusatzlasten ausgelegt waren. Im Folgenden sind drei wichtige elektrische Systemstudien aufgeführt, die zur Bewertung der vorhandenen elektrischen Infrastruktur durchgeführt werden müssen:

Hierbei handelt es sich um komplexe Studien, die von einem erfahrenen Elektrotechniker mithilfe handelsüblicher elektrischer Analyse- und Simulationssoftware wie ETAP, SKM und Power Factory durchgeführt werden können.

Eine Überlegung beim Starten großer Motorlasten ist die Anwendung von Startmethoden mit reduzierter Spannung unter Verwendung eines Spartransformators, eines Kondensators, einer Drossel oder sogar eines Frequenzumrichters. Jedes dieser Motorstartschemata hat unterschiedliche Kapitalkosten, daher ist es wichtig, die beste Option zu bewerten, die den mechanischen oder prozesstechnischen Anforderungen der Last entspricht.

Modernisierungen der vorhandenen elektrischen Infrastruktur können zusätzlichen Strom aus dem Versorgungsnetz umfassen, einschließlich neuer Übertragungsleitungen zur Lieferung von Strom mit höherer Spannung oder der Erweiterung des Kraft-Wärme-Kopplungskraftwerks am Standort für mehr Stromerzeugung (falls die Anlage über eines verfügt).

Die neue elektrische Konfiguration wird sich auf die Ausrüstung sowohl im Haupt- als auch im Umspannwerk auswirken. Höchstwahrscheinlich müssen die Transformatoren, Schaltanlagen und andere Energieanlagen modernisiert werden. Das neue elektrische System wird wahrscheinlich über spezielle Umspannwerke für diese großen Lasten verfügen.

Es kann auch Auswirkungen auf die unterirdische und oberirdische elektrische Infrastruktur der Anlage geben und die damit verbundenen Auswirkungen auf Rohrleitungen und andere bauliche Anforderungen zur Unterstützung der neuen Leitungen oder Wannen, die die neuen Lasten versorgen, beseitigen.

Schließlich muss der Entwurf Konstruktions- und Umstellungsherausforderungen berücksichtigen. Erfolgt die Elektrifizierung in einer bestehenden Betriebsanlage, müssen die elektrischen Modernisierungen gut geplant werden. Bei Elektroarbeiten müssen die Geräte stromlos sein. Daher besteht die Tendenz, diese Arbeiten während eines Turnarounds (TAR) oder während der geplanten Wartung zu planen, um die Auswirkungen auf die Betriebsanlage zu minimieren, was zu einer erheblichen Einschränkung des Projektzeitplans führen kann.

Die Elektromotoren reduzieren den Dampfbedarf, wenn Dampfantriebe ersetzt werden. Es ist jedoch wichtig, die Gesamtauswirkungen auf die Dampfbilanz bei den verschiedenen Dampfstufen zu verstehen. Wenn die Anlage lange Zeit mit Niederdruckdampf betrieben wird, kann durch die Elektrifizierung einer Gegendruckdampfturbine die Produktion von überschüssigem Niederdruckdampf reduziert werden. Wenn die Anlage hingegen nicht über ausreichend Niederdruckdampf verfügt, ist die Elektrifizierung einer Gegendruckdampfturbine möglicherweise nicht besonders sinnvoll, da der durch die Elektrifizierung eingesparte Dampf einfach zur Hochdruck-zu-Niederdruck-Dampfentspannungsstation verlagert wird, um den Niederdruck auszugleichen -Druckdampfbedarf.

Die Elektrifizierung einer Kondensationsturbine reduziert den Hochdruckdampfbedarf, der normalerweise in Dampfkesseln erzeugt wird. Für die meisten Einrichtungen kann dies ein erheblicher Vorteil sein.

Eine Reduzierung des Dampfbedarfs führt zu einer Reduzierung des Kesselspeisewasserbedarfs, einschließlich einer Reduzierung der Aufbereitungswasserzubereitung. Der Wasserverbrauch ist oft ein großer Kostenfaktor für eine Betriebsanlage, daher kann diese Reduzierung große Auswirkungen haben.

Auch das Kühlwassersystem kann durch ein Elektrifizierungsprojekt beeinträchtigt werden. Viele große Dampfturbinen sind Kondensationsturbinen, die meist über große Kühlwasseroberflächenkondensatoren verfügen. Der Ersatz einer kondensierenden Dampfturbine durch einen Elektromotor kann zu einer erheblichen Reduzierung des Kühlwasserbedarfs führen, wodurch Engpässe im Kühlwassersystem beseitigt werden und möglicherweise andere Projekte unterstützt werden, die den Kühlwasserbedarf erhöhen würden, und den Kühlwassernachspeiseverbrauch reduzieren. In manchen Fällen kann es sein, dass ein ganzer Kühlturm oder Kühlwasserpumpen abgeschaltet werden, was ebenfalls zu einer Reduzierung des Stromverbrauchs führt.

Durch die Elektrifizierung einer Kondensationsdampfturbine entfällt jedoch die Produktion von Vakuumkondensat, das bei einigen Prozessen häufig verwendet wird. In solchen Fällen muss diesen Nutzern eine alternative Quelle für sauberes Wasser zur Verfügung gestellt werden.

Das Brenngassystem wird bei Elektrifizierungsmaßnahmen häufig beeinträchtigt. Der Brenngasverbrauch sinkt, wenn die befeuerte Wärme direkt durch Strom ersetzt wird. Wenn Dampf durch Strom ersetzt wird, verringert sich ebenfalls der Brenngasverbrauch an den Dampfkesseln. Dies ist vorteilhaft, wenn das Brenngassystem durch zugekauftes Erdgas ergänzt wird, da die Elektrifizierung den Erdgasverbrauch reduziert, könnte aber ein Problem darstellen, wenn die Anlage lange Zeit mit Brenngas versorgt wird.

Viele Anlagen haben nahezu eine Brennstoffbilanz und werden mit großen Änderungen bei der Elektrifizierung lange Zeit mit Brenngas arbeiten. Wenn dies ein Problem darstellt, gibt es möglicherweise Möglichkeiten, eine größere LPG-Reichweite und schwereres Material aus dem Brenngasbecken zurückzugewinnen oder möglicherweise den Betrieb der Prozesseinheit so zu ändern, dass weniger Brenngas produziert wird.

Projekte zur Steigerung der C3+-Rückgewinnung in Gasanlagen können zusätzlich zu den Vorteilen der Elektrifizierung einen sehr guten Ertrag durch den Verkauf von mehr LPG-Produkten erzielen. Wenn diese Option verfolgt wird, muss die Produktlagerungs- und Transferlogistik verstanden werden, damit alle potenziellen Projektanforderungen berücksichtigt werden.

Es kann möglich sein, die Menge an schwerem Material, das im Brenngassystem landet, durch Änderungen an Umwandlungseinheiten wie Hydrocrackern und Fluid-Catalytic-Cracking-Einheiten (FCC) zu reduzieren. Änderungen des Katalysators oder der Betriebsbedingungen können in Betracht gezogen werden, um beim Cracken weniger Leichtstoffanteile zu erzeugen, die letztendlich im Brenngassystem landen.

Die mögliche Auswirkung auf den Heizwert des Brenngases sollte anhand der Reduzierung des LPG-Materials im Brenngas bewertet werden. Der Ersatz von Flüssiggas durch Erdgas mit hohem Methangehalt verringert den Brenngas-Heizwert, und bei einigen Heizgeräten kann es zu Problemen mit der Brenngashydraulik kommen, da der durchschnittliche Heizwert niedriger ist.

Eine weitere zu berücksichtigende Auswirkung betrifft das Fackelsystem. Bei einem lokalen oder totalen Stromausfall kann die Fackellast möglicherweise ansteigen, wenn eine Turbinenpumpe oder ein Turbinenkompressor, von denen bisher nicht angenommen wurde, dass sie ausfallen, durch einen Motor ersetzt wird. Wenn umgekehrt ein Dampfwärmetauscher durch eine elektrische Heizung ersetzt wird, würde ein Stromausfall die Wärmequelle unterbrechen, was möglicherweise die gesamte Entlastungslast verringern könnte. Der Fall eines vollständigen Stromausfalls ist häufig das entscheidende Szenario für die Auslegung des Fackel- und Entlastungssammelsystems. Daher kann dies ein wichtiger Faktor sein, der im Fall einer Elektrifizierung berücksichtigt werden muss.

Wie kann ein Bediener also bestimmen, was zu tun ist?

Der erste Schritt besteht darin, eine genaue Strom-, Dampf- und Brenngasbilanz für die Anlage zu entwickeln. Berücksichtigen Sie Störungen und andere Betriebsfälle, beispielsweise wenn einzelne Einheiten zu Wartungszwecken abgeschaltet werden.

Betreiber sollten auch die Zuverlässigkeit der bestehenden Systeme verstehen und wissen, welche Ausfälle große Auswirkungen auf den Betrieb haben werden.

Es ist auch wichtig, das geplante Projektportfolio für die Anlage zu bewerten und nach Fällen zu suchen, in denen Projekte die Einbeziehung der Elektrifizierung als Teil des Projekts erleichtern oder dadurch verbessert werden können. Wenn es beispielsweise Projekte zum Austausch von Dampfkesseln oder zur Verbesserung der Zuverlässigkeit oder zum Austausch von Pumpen oder Kompressoren gibt, können sich Synergien ergeben, wenn man die Elektrifizierung als Teil dieser Projekte in Betracht zieht.

Es ist hilfreich, die Kosten für den zusätzlichen Stromeinkauf und den Import von Erdgas zu verstehen. Betreiber sollten sich darüber im Klaren sein, welche Modernisierungen die bestehenden Systeme innerhalb der Anlage bei einem Elektrifizierungsprojekt erfordern – sie sollten sich aber auch der möglichen Auswirkungen auf die Infrastruktur für den „über den Zaun liegenden“ Stromversorger, wie z. B. das Versorgungsunternehmen, bewusst sein.

Ein weiterer entscheidender Faktor, der berücksichtigt werden muss, ist, welche aktuellen oder zukünftigen Emissionsanforderungen (einschließlich CO2-Fußabdruck) sich auf die Anlage auswirken und gelöst werden müssten. Dabei kann es sich um regulatorisch bedingte oder unternehmensinterne Anforderungen handeln. Wenn zum Beispiel die vorhandenen Dampfkessel den Zusatz von Geräten zur NOx-Entfernung erfordern, bietet die Elektrifizierung möglicherweise die Möglichkeit, neue, kleinere, effizientere und zuverlässigere Dampfkessel für nicht viel mehr als die gesetzlich vorgeschriebenen Modernisierungskosten zu bauen. Wenn ebenfalls Projekte zur Verbesserung der Zuverlässigkeit von Dampfkesseln geplant sind, kann eine Reduzierung des Dampfverbrauchs die bessere Option sein, anstatt einen Kesselaustausch oder ein Projekt zur Verbesserung der Zuverlässigkeit durchzuführen.

Um das beste Projekt für die Einrichtung zu finden, beginnen Sie mit übergeordneten Zielen, entwickeln Sie ein gutes Verständnis der vorhandenen Systeme, vergleichen Sie Optionen und verstehen Sie dabei, welche Teile unabhängig sind, die einzeln bewertet werden können und welche Teile miteinander verbunden sind und als solche betrachtet werden müssen eine Gruppe.

Natürlich müssen sowohl Nutzen als auch Kosten verstanden werden.

Zu den potenziellen Vorteilen gehören:

Zu den damit verbundenen Kosten gehören:

Beachten Sie abschließend, dass es nicht hilft, wenn eine Vorstudie eine Option vielversprechend erscheinen lässt, Auswirkungen, die zunächst nicht berücksichtigt wurden, die Option jedoch deutlich teurer oder unpraktischer machen.

Herausgegeben von Mary Page Bailey

Autoren

([email protected]) ist Executive Process Director im Büro von Fluor Corp. in Sugar Land, Texas. Er verfügt über mehr als 30 Jahre Erfahrung in der Prozessgestaltung für eine Vielzahl von Projekten in der Erdölraffinerie-, Chemie- und Gasverarbeitungsindustrie. Er hat viele technische Artikel über Prozessdesign, Projektdurchführung, Energiewende und Dekarbonisierung veröffentlicht und präsentiert und hält Patente für ein kombiniertes Hydrotreater-Prozessdesign. Er ist Absolvent der Texas A&M University mit einem BSCh.E. Derzeit ist er Mitglied des Industriebeirats des Texas A&M Chemical Engineering Department und wurde in die Texas A&M Chemical Engineering Academy of Distinguished Alumni aufgenommen.

([email protected]) ist leitender Prozess-/Spezialitätsingenieur im Fluor-Büro in Aliso Viejo, Kalifornien. Sie verfügt über mehr als 20 Jahre Erfahrung in der Prozessgestaltung von Versorgungseinrichtungen und Offsites für eine Vielzahl von Projekten in der Erdölraffinerie- und Gasverarbeitungsindustrie und ist eine Fachexpertin für Fackelsysteme sowie Versorgungseinrichtungen und Offsites. Sie hat einen BSCh.E. Er hat einen Abschluss von der Universität der Philippinen und ist in Kalifornien als professioneller Ingenieur registriert.

([email protected]) ist ein Verfahrensingenieur im Fluor-Büro in Long Beach, Kalifornien. Er verfügt über mehr als 15 Jahre Erfahrung in der Prozessgestaltung für eine Vielzahl von Projekten in der Erdölraffinerie-, Versorgungs-, Offsite- und Energieerzeugungsindustrie. Er ist Absolvent der California State Polytechnic University – Pomona mit einem BSCh.E.