Nachhaltige Energie senkt Kosten in Molkerei

Nachhaltige Energie senkt Kosten in Molkerei

Die Implementierung einer kombinierten Heizungs- und Stromanwendung (CHP) ermöglicht es der Anlage in Virginia, die Rentabilität zu steigern, und soll die Produktion von Treibhausgasen bis 2020 um 25 % senken.

Bis vor kurzem bekamen Strom und Erdgas bei den meisten Industriekunden nicht viel Aufmerksamkeit, außer dass die Buchhaltung die Rechnungen bezahlen musste. Das hat sich geändert.

Inzwischen wächst das Bewusstsein, dass Strom und Energie einen großen Einfluss auf das Geschäftsergebnis haben können, und so machen viele Hersteller sie zu einem Bestandteil ihrer Optimierungsbemühungen bezüglich Gesamteffizienz und Leistung. Mehrere dieser Innovatoren präsentierten ihre Erfahrungen und Erkenntnisse im „Power and Energy Management Industry Forum“ auf der Automation Fair® 2015 in Chicago.

Neue Aufgaben für Energie und Benutzer

Mary Burgoon, Market Development Managerin für Strom und Energie bei Rockwell Automation, zählt folgende Kräfte auf, die in diesem Bereich eine Rolle spielen:

  • Wirtschaftlicher Druck, die Rentabilität zu steigern und gleichzeitig in jeder Anlage weltweit zu niedrigsten Kosten Qualitätsprodukte herzustellen
  • Nachhaltigkeitszwänge, den Energieverbrauch in allen Produktionsphasen zu senken, die Emissionen zu verringern und den Ruf der Marke zu schützen
  • Gesetzliche Auflagen zur Einhaltung aktueller und zukünftiger Emissionsregelungen
  • Zwänge der Bezugsquellenfindung, mit eingeschränkten Energieressourcen zurechtzukommen und gleichzeitig die Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit zu erhalten

Aufgrund dieser Kräfte ändern sich die Automatisierungsanforderungen. Effektive Lösungen müssen über Asset-Leistungsmanagement, dezentrale Überwachung und Steuerung, umfassende Visualisierung über mobile Services sowie unternehmensübergreifende sichere Verbindungen verfügen.

The Connected Enterprise und das industrielle Internet der Dinge (IIoT) liefern der Strom- und Energiebranche Datenanalysen, die Informationen aus einer wachsenden Anzahl an intelligenten Systemen und Geräten kontextualisieren und auswerten: Cloud und virtualisierte Datenverarbeitung für Zuverlässigkeit, Support und Notfallwiederherstellung (was den Übergang von Kapitalausgaben hin zu flexiblen und skalierbaren betrieblichen Aufwendungen möglich macht) sowie mobile Geräte für den Arbeitsplatz, die den Zugriff auf aussagekräftige Informationen ermöglichen“, so Burgoon.

„Dies macht die Produktion intelligenter und reaktionsfähiger bezüglich Marktanforderungen, es verbessert die Anlagenverfügbarkeit und -zuverlässigkeit, ermöglicht einen sicheren Zugriff und senkt die Betriebskosten.“

HP Hood halbiert Kosten durch kombiniertes Heizungs- und Energiesystem

Eines der Unternehmen, das gleichzeitig eine höhere Effizienz und Nachhaltigkeit erreichen konnte, ist die Anlage HP Hood in Winchester, Virginia, die mehr als 500 Mio. Liter Milch- und andere Getränke pro Jahr produziert. Kürzlich wurde dort vor Ort eine kombinierte Heizungs- und Stromanwendung (CHP) installiert, um eine Initiative der Molkereibranche zur Reduzierung der Treibhausgasproduktion um 25 % bis zum Jahr 2020 zu erfüllen. Der Plan war, das CHP-System an das lokale Netz der Anlage anzubinden, was dessen Komplexität erhöhen würde. Außerdem mussten die räumlichen Einschränkungen der Anlage beachtet und eine Integration in das vorhandene Dampfsystem vorgenommen werden.

„Das CHP-Projekt musste positive Auswirkungen auf sowohl die Nachhaltigkeit als auch die Rentabilität zeigen“, sagt Jamie Ganoe, Plant Engineering Manager bei Hood. „Beide Seiten mussten profitieren.“ Hood arbeitete mit ZF Energy Development zusammen, wertete verschiedene Designs aus und legte sich schließlich auf einen Erdgasgenerator mit Turbinenantrieb und zwei Kesseln fest.

Dieser wird durch ein modernes PlantPAx®-Prozessleitsystem (DCS) und speicherprogrammierbare Allen-Bradley® ControlLogix®-Steuerungen sowie unterstützende Komponenten gesteuert, die in die vorhandene Rockwell Automation-Architektur integriert wurden. Für die Systemintegration zeichnet sich Valley Automation verantwortlich. Bei der 15-MW-Turbine handelt es sich um eine Solar Titan 130 mit 24,5 bar Erdgasdruck und einem emissionsarmen SoLoNOx-Verbrennungssystem.

„Unser Generator arbeitet parallel zum Stromnetz“, erklärt Ganoe. Die Leistungsabgabe basiert auf dem Echtzeit-Anlagenbedarf und den Bedingungen des Energiemarktes. Für die Synchronisation mit dem lokalen Netz sind automatisierte Schaltanlagen von Basler Electric zuständig. „Wir haben den CHP-Generator im vergangenen Mai in Betrieb genommen, und in weniger als einem Jahr ist der Einfluss auf unsere Energiekosten bereits offensichtlich.

Tatsächlich sind bei fortlaufender Steigerung unserer Gesamtproduktion die Energiekosten nahezu um die Hälfte gefallen. Wir erwarten eine Kapitalrendite in zwei oder drei Jahren, was für ein Projekt dieser Größe ziemlich schnell ist. Mit Fortschreiten des Projekts erkannten wir außerdem weitere Verwendungszwecke für die Abwärme, die wir in zukünftigen Projekten verfolgen werden“, fügt er hinzu.

Arkansas Electric Cooperative bekommt Emissionen in den Griff

Auch wenn immer intelligentere Lösungen entwickelt werden, müssen Strom- und Energieanwendungen die Compliance mit komplexen Emissionsregeln einhalten, was auch für Upgrades auf Emissionssteuerungssysteme gilt.

Die Arkansas Electric Cooperative Corp. (AECC) gehört 17 ländlichen Kooperativen, versorgt 16 % des Gebiets sowie 35 % der Bevölkerung des Bundesstaates und betreibt zwei Kessel, elf Gasturbinen (CTs), neun Wasserkraftanlagen sowie einige Solar- und Windkraftanlagen mit einer Gesamtkapazität von 3400 MW.

Zur Vervollständigung seiner Assets kaufte AECC im Jahr 2005 die Oswald Generating Station, deren Betrieb 2006 aufgenommen wurde. Die 510-MW-Anlage befindet sich 20 Meilen südlich von Little Rock und dient zum Ausgleich von Bedarfsspitzen. Sie wird für etwa 1000 Stunden im Jahr betrieben und ist eines von zwei GuD-Kraftwerken dieser Art in den USA. Sieben CTs und zwei Dampfturbinen werden hier betrieben.

AECC muss kontinuierlich die O2-, NOx- und CO-Werte überwachen, das NOx durch Dampfinjektion kontrollieren und den Bedingungen der US-amerikanischen Umweltschutzbehörde (EPA), des Arkansas Department of Environmental Quality (ADEQ), des kontinuierlichen Emissionsüberwachungssystems (CEMS) sowie Normen bezüglich saurem Regen und anderen Standards entsprechen.

Tim Bivens, technischer Experte für kontinuierliche Emissionsüberwachungssysteme bei der Arkansas Electric Cooperative Corp., merkt an, dass das vorausschauende Emissionsüberwachungssystem, das in der Oswald Generating Station des Unternehmens installiert wurde, nicht nur äußerst genau ist – es spart dem Unternehmen 50 000 USD pro Jahr.

„Das Problem war, als wir die Oswald-Anlage im Jahr 2005 kauften, mussten wir schon das CEMS ersetzen, weil es das Ende seines Lebenszyklus erreicht hatte“, erklärt Tim Bivens, technischer Experte für das CEMS bei AECC. „Wir hatten zwei Optionen: CEMS oder ein vorausschauendes Emissionsüberwachungssystem (PEMS). Die Herausforderung lag darin, dass die EPA und das ADEQ das PEMS, was die Compliance betraf, als gleichwertig gegenüber dem Hardware-CEMS anerkennen mussten.“ AECC zog eine Implementierung der Pavilion8-Software von Rockwell Automation als PEMS in Betracht.

„Ein einfacher Austausch des CEMS gegen ein anderes der sieben Systeme hätte 21 Analyseeinheiten, vier speicherprogrammierbare Steuerungen, sieben Sensoren und sieben Probenleitungen beinhaltet. Wir hätten aber auch noch 30 Zylinder an Kalibrierungsgasen pro Jahr bezahlen müssen, zusätzliche Arbeitsstunden für die Instandhaltung und die Kosten für die Verwaltung des Ersatzteillagerbestands“, zählt Bivens auf. „Für das PEMS waren zwar Hardware und Installation erforderlich, aber keine Gase oder Ersatzteile. Es sollte nur minimale Instandhaltung erfordern und uns mehr Zuverlässigkeit bescheren, weil es minütlich validiert wird.“

Nach dieser Auswertung entschied sich AECC für das PEMS, musste dann aber seinen Plan an die EPA zur Genehmigung nach Regulierung „40 CFR Part 75, Subpart E“ einreichen und auch eine Genehmigung des ADEQ einholen. Zu diesem Prozess gehörte die erfolgreiche Ausführung einer statistischen Analyse von 720 Stunden an Betriebsdaten und die Weitergabe unterstützender Daten an die EPA gemeinsam mit dem Antrag.

AECC reichte den Antrag im Februar 2013 ein und durchlief einen langwierigen Genehmigungsprozess, zu dem Meetings mit EPA-Offiziellen im März 2013 und im Februar 2014 gehörten. Der PEMS-Antrag wurde schließlich im März 2015 genehmigt, aber AECC wurde angewiesen, neben einem Sensortest vierteljährliche Prüfungen zur relativen Genauigkeit (RAAs) für jede Einheit durchzuführen, eine Schonfrist für Compliance-Prozeduren zu etablieren, täglich Qualitätskontrolle und Qualitätssicherung (QA/QC) mit PEMS-Validierungsdaten durchzuführen und aufzuzeichnen sowie die von der EPA bestimmte maximale Emissionsrate (MER) für Inbetriebnahme und Abschaltungen zu protokollieren.

„Unser PEMS hat sich als präzise erwiesen und bereits sechs Prüfungstests zur relativen Genauigkeit (RATAs) bestanden“, erwähnt Bivens. „Wir erzielen auch eine höhere Zuverlässigkeit.“ Das PEMS wird in der vorhandenem Steuerungssysteminstrumentierung der Oswald-Anlage ausgeführt. Es integriert Wetterbedingungen in Echtzeit, validiert minütlich alle Eingangssensoren und „spart dem Unternehmen 50 000 USD pro Jahr“.

Erfahren Sie mehr über Strom- und Energieservices von Rockwell Automation.

The Journal von Rockwell Automation und unserem PartnerNetwork™ wird von Putman Media, Inc. veröffentlicht.

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