2005_capturing and sustaining the benefits of advanced process control

5
CAPTURING AND SUSTAINING THE BENEFITS OF ADVANCED PROCESS CONTROL Filippo Trivella, Steve Oglesby, Dora Nogueira AspenTech Italy AspenTech UK, GALP Energia Abstract: The paper describes the application of an advanced process control (APC) strategy to a complex Fluid Catalytic Cracking, two Vacuum Distillation Units and a Crude Distillation Unit located at Galp Energia Sines Refinery (Portugal). The paper describes the strategy and methodology adopted in the projects, specifically focusing on the best practices related to the implementation and maintenance of large multivariable controllers. The technologies, tools and procedures adopted to keep the applications at their top performance are described in detail. The benefits are shown based on data of rigorous post-audits. Copyright © 2005 IFAC Keywords: Multivariable Control, Manufacturing, Performance, Closed-loop 1. OVERVIEW OF GALP ENERGIA Galp Energia is the largest contributor to the Portuguese economy. Their activities go from exploration, production , supply, refining and distribution., with revenues in excess of 6.9 billion Euros and a net income of 114.5 Million Euros in 2002. Galp Energia operate two refineries, one locate near Porto and one in Sines. Galp Energia Sines refinery is their largest production plant, built in 1978 with a capacity of 225,000barrels/day corresponding to 10.4 Million Tons of crude processed per year. The production is mainly focused on gasoline, aviation fuel, diesel, LPG and targeted to the Spanish, Portuguese and African markets. The business objectives of Galp Energia at Sines refinery are: Maximise income Maximizing throughput while adhering to regulation compliance Identifying improvements in real-time operations at the plant and enterprise levels In this context an extended automation plan has been started several years ago at Sines in different steps: 1. Field instrumentation upgrade 2. Installation of a Distributed Control System 3. Installation of a Corporate wide Information system 4. Implementation of Advanced Process Control on major units 5. Potential Implementation of real time optimization on specific units The first multivariable controller at Sines refinery was implemented in 1993 on the Continuous Catalytic Reformer (CCR) and Crude Distillation Unit (CDU) using SMCA technology.

Upload: ademargcjunior

Post on 10-Jul-2016

213 views

Category:

Documents


1 download

TRANSCRIPT

CAPTURING AND SUSTAINING THE BENEFITSOF ADVANCED PROCESS CONTROL

Filippo Trivella, Steve Oglesby, Dora Nogueira

AspenTech Italy AspenTech UK, GALP Energia

Abstract:  The  paper  describes  the  application  of  an  advanced  process  control  (APC)strategy  to  a  complex  Fluid  Catalytic  Cracking,  two  Vacuum  Distillation  Units  and  aCrude  Distillation  Unit  located  at  Galp  Energia  Sines  Refinery  (Portugal).    The  paperdescribes the strategy and methodology adopted in the projects, specifically  focusing onthe  best  practices  related  to  the  implementation and maintenance  of  large multivariablecontrollers.   The  technologies,  tools  and procedures adopted  to keep  the applications attheir  top performance are described  in detail.   The benefits  are shown based on data ofrigorous post­audits. Copyright © 2005 IFAC

Keywords: Multivariable Control, Manufacturing, Performance, Closed­loop

1. OVERVIEW OF GALP ENERGIA

Galp  Energia  is  the  largest  contributor  to  thePortuguese  economy.  Their  activities  go  fromexploration,  production  ,  supply,  refining  anddistribution.,  with  revenues  in  excess  of  6.9  billionEuros  and  a  net  income  of  114.5  Million  Euros  in2002.    Galp  Energia  operate  two  refineries,  onelocate  near  Porto  and  one  in  Sines.      Galp  EnergiaSines refinery  is  their  largest production plant, builtin  1978  with  a  capacity  of  225,000barrels/daycorresponding  to  10.4  Million  Tons  of  crudeprocessed  per  year.    The  production  is  mainlyfocused  on  gasoline,  aviation  fuel,  diesel,  LPG  andtargeted  to  the  Spanish,  Portuguese  and  Africanmarkets.

The  business  objectives  of  Galp  Energia  at  Sinesrefinery are:• Maximise income

• Maximizing  throughput  while  adhering  toregulation compliance• Identifying  improvements  in  real­timeoperations at the plant and enterprise levels

In this context an extended automation plan has beenstarted several years ago at Sines in different steps:1. Field instrumentation upgrade2. Installation of a Distributed Control System3. Installation of a Corporate wide Information

system4. Implementation  of  Advanced  Process

Control on major units5. Potential  Implementation  of  real  time

optimization on specific units

The  first  multivariable  controller  at  Sines  refinerywas  implemented  in  1993  on  the  ContinuousCatalytic  Reformer  (CCR)  and  Crude  DistillationUnit (CDU) using SMCA technology.

In early 2000 the CDU controller was revamped andmigrated to DMCplus together with a new controlleron the Deisopentaniser unit.

In  2002  the  FCC  and  Gas  Concentration  Unitmultivariable  controllers  were  completed.    In  2003the  VDU1  and  VDU2  multivariable  controlstrategies were implemented.

Figure 1: location of Galp Energia Refineries

DestilaçãoAtmosféric

a

225 000b/d

NaftaQuímicaGasolina Isomax

Isopentano

EnxofreFuelóeloBetume

GasolinaFCCGasóleoDes

Alquilado

Hydrisom.7 036 b/d

Alquilação8 000 b/d

80 t/d

Recup.Enxofre

PHILIPS

F.C.C.

35 000 b/d

Trat.LPGc/Amina

Visbreaker

26 000 b/d

MeroxLPG

11 760 b/d

MeroxGasolina

22 680 b/d

Trat.FGC/Amina

Frac.LPG

10 700 b/d

UOP

LUMMUS

11 130 b/d388 t/d

Platforming (CCR)

27 500 b/d MeroxGasolina3 500 b/d

MeroxPetróleo

20 500 b/d

Petróleo SR

Reformado

Jet Fuel

GasolinaLig.

Isomax

10 200 b/d

7 500b/d

MeroxLPG

MeroxIsop.

4 300 b/d

Fracciona­mento

62 400 b/d

Trat.FGc/Amina

20 300b/d

Frac.LPG

FF­V9

128 t/d

Recup.EnxofreA/B

Fuel Gas

Propano

Butano

Propileno

Butileno

UOP

197 t/d630t/d

HDSNAFTA

27 500 b/d

HDSGasól.Atm

f35 000 b/d

HDSGas.Vácu

o15 000 b/d

DestilaçãoVácuo I

25 000 b/d OxidaçãoAsfalto

2 400 b/d

DestilaçãoVácuo II

45 000 b/d

UOPUOP

HDSGasóleo

34 000 b/d

Trat.FGc/Amina140t/d

IFPDestilaçãoAtmosféric

a

225 000b/d

NaftaQuímicaGasolina Isomax

Isopentano

EnxofreFuelóeloBetume

GasolinaFCCGasóleoDes

Alquilado

DestilaçãoAtmosféric

a

225 000b/d

DestilaçãoAtmosféric

a

225 000b/d

NaftaQuímicaGasolina Isomax

Isopentano

EnxofreFuelóeloBetume

GasolinaFCCGasóleoDes

Alquilado

Hydrisom.7 036 b/d

Alquilação8 000 b/d

80 t/d

Recup.Enxofre

PHILIPS

F.C.C.

35 000 b/d

Trat.LPGc/Amina

Visbreaker

26 000 b/d

MeroxLPG

11 760 b/d

MeroxGasolina

22 680 b/d

Trat.FGC/Amina

Frac.LPG

10 700 b/d

UOP

LUMMUS

11 130 b/d388 t/d

Platforming (CCR)

27 500 b/d MeroxGasolina3 500 b/d

MeroxPetróleo

20 500 b/d

Petróleo SR

Reformado

Jet Fuel

GasolinaLig.

Isomax

10 200 b/d

7 500b/d

MeroxLPG

MeroxIsop.

4 300 b/d

Fracciona­mento

62 400 b/d

Trat.FGc/Amina

20 300b/d

Frac.LPG

FF­V9

128 t/d

Recup.EnxofreA/B

Fuel Gas

Propano

Butano

Propileno

Butileno

UOP

197 t/d630t/d

HDSNAFTA

27 500 b/d

HDSGasól.Atm

f35 000 b/d

HDSGas.Vácu

o15 000 b/d

DestilaçãoVácuo I

25 000 b/d OxidaçãoAsfalto

2 400 b/d

DestilaçãoVácuo II

45 000 b/d

UOPUOP

HDSGasóleo

34 000 b/d

Trat.FGc/Amina140t/d

IFP

Hydrisom.7 036 b/d

Alquilação8 000 b/d

80 t/d

Recup.Enxofre

PHILIPS

Hydrisom.7 036 b/dHydrisom.7 036 b/d

Alquilação8 000 b/dAlquilação8 000 b/d

80 t/d

Recup.Enxofre80 t/d

Recup.Enxofre

PHILIPS

F.C.C.

35 000 b/d

Trat.LPGc/Amina

Visbreaker

26 000 b/d

MeroxLPG

11 760 b/d

MeroxGasolina

22 680 b/d

Trat.FGC/Amina

Frac.LPG

10 700 b/d

UOP

LUMMUS

11 130 b/d388 t/d

F.C.C.

35 000 b/d

F.C.C.

35 000 b/d

Trat.LPGc/AminaTrat.LPGc/Amina

VisbreakerVisbreaker

26 000 b/d

MeroxLPG

11 760 b/d

MeroxLPG

11 760 b/d

MeroxGasolina

22 680 b/d

MeroxGasolina

22 680 b/d

Trat.FGC/AminaTrat.FGC/Amina

Frac.LPG

10 700 b/d

Frac.LPG

10 700 b/d

UOP

LUMMUS

11 130 b/d388 t/d

Platforming (CCR)

27 500 b/d MeroxGasolina3 500 b/d

MeroxPetróleo

20 500 b/d

Petróleo SR

Reformado

Jet Fuel

GasolinaLig.

Isomax

10 200 b/d

7 500b/d

MeroxLPG

MeroxIsop.

4 300 b/d

Fracciona­mento

62 400 b/d

Trat.FGc/Amina

20 300b/d

Frac.LPG

FF­V9

128 t/d

Recup.EnxofreA/B

Fuel Gas

Propano

Butano

Propileno

Butileno

UOP

197 t/d630t/d

HDSNAFTA

27 500 b/d

Platforming (CCR)

27 500 b/d

Platforming (CCR)

27 500 b/d MeroxGasolina3 500 b/d

MeroxGasolina3 500 b/d

MeroxPetróleo

20 500 b/d

MeroxPetróleo

20 500 b/d

Petróleo SR

Reformado

Jet Fuel

GasolinaLig.

Isomax

10 200 b/d

7 500b/d

MeroxLPG

MeroxIsop.

4 300 b/d

Fracciona­mento

62 400 b/d

Trat.FGc/Amina

20 300b/d

Frac.LPG

FF­V9

128 t/d

Recup.EnxofreA/B

Fuel Gas

Propano

Butano

Propileno

Butileno

UOP

197 t/d630t/d

Isomax

10 200 b/d

IsomaxIsomax

10 200 b/d

7 500b/d

MeroxLPG7 500

b/d7 500

b/d

MeroxLPG

MeroxIsop.

4 300 b/d

Fracciona­mento

62 400 b/d

Fracciona­mento

62 400 b/d

Trat.FGc/AminaTrat.FGc/Amina

20 300b/d

Frac.LPG

20 300b/d

Frac.LPG

FF­V9FF­V9

128 t/d

Recup.EnxofreA/B

128 t/d

Recup.EnxofreA/B

Fuel Gas

Propano

Butano

Propileno

Butileno

UOP

197 t/d630t/d

HDSNAFTA

27 500 b/d

HDSNAFTA

27 500 b/d

HDSGasól.Atm

f35 000 b/d

HDSGas.Vácu

o15 000 b/d

DestilaçãoVácuo I

25 000 b/d OxidaçãoAsfalto

2 400 b/d

DestilaçãoVácuo II

45 000 b/d

UOPUOP

HDSGasóleo

34 000 b/d

Trat.FGc/Amina140t/d

IFP

HDSGasól.Atm

f35 000 b/d

HDSGasól.Atm

f35 000 b/d

HDSGas.Vácu

o15 000 b/d

HDSGas.Vácu

o15 000 b/d

DestilaçãoVácuo I

25 000 b/d

DestilaçãoVácuo I

25 000 b/d OxidaçãoAsfalto

2 400 b/d

OxidaçãoAsfalto

2 400 b/d

DestilaçãoVácuo II

45 000 b/d

DestilaçãoVácuo II

45 000 b/d

UOPUOP

HDSGasóleo

34 000 b/d

HDSGasóleo

34 000 b/d

Trat.FGc/AminaTrat.FGc/Amina140t/d

IFP

Figure 2: overview of Sines Refinery

2. ADVANCED PROCESS CONTROLOBJECTIVES

The  process  control  objectives  are  summarisedbelow for the most important units.

Crude Distillation Unit.The  APC  stragey  is  implemented  on  the  preheattrain,  4 heaters,  main  fractionator,  gas  fractionationsection and deisopentanser.

The main objectives are:• Maximise Feed• Maximise most valuable products• Quality control• Automatic Crude switching

Fluid Catalytic Cracking and Gas ConcentrationThe APC strategy covers the preheat section, reactorand  regenerator,  main  fractionator  and  gasconcentration unit.

The APC strategy is designed to meet the followingobjectives:

• Maximise Feed• Maximise LPG production

Vacuum Distillation 1 and 2The  APC  strategy  is  implemented  on  the  preheattrain, heater and vacuum column of both units.

The objectives of APC are:• Maximise Feed• Maximise VGO Yield• Quality control (Asphalt mode)

Currently  there  are  installed  7  multivariablecontrollers,  divided  in  16  subcontrollers.  The  totalnumber  of  variables  manipulate  by  DMCplusexceeds  100  and  the  total  number  of  controlledvariables  is  approximately  210.    In  the  severalstrategies  implemented  there  are  more  than  30qualities inferred through process measurements

The technologies used at Galp Energia are:• DMCplusTM for multivariable control• AspenIQTM for inferential development and

deployment• AspenWatchTM for performance monitoring• Production Control Web Server for operator

and engineer interface• DMCplus  for  TDC3000  package  for

operator interface• Cimio for OPC to connect to the Honeywell

TDC3000

Platforming (CCR)

27 500 b/d

Isomax

10 200 b/d

7 500b/d

MeroxLPG

MeroxIsop.

4 300 b/d

DestilaçãoAtmosféric

a

225 000b/d

MeroxGasolina3 500 b/d

MeroxPetróleo

20 500 b/d

Fracciona­mento

62 400 b/d

NaftaQuímica

Petróleo SR

Reformado

Trat.FGc/Amina

20 300b/d

Frac.LPG

Gasolina Isomax

Isopentano

Jet Fuel

GasolinaLig.

FF­V9

128 t/d

Recup.EnxofreA/B

Fuel Gas

Propano

Butano

HDSGasól.Atm

f35 000 b/d

HDSGas.Vácu

o15 000 b/d

F.C.C.

35 000 b/d

Trat.LPGc/Amina

DestilaçãoVácuo I

25 000 b/d OxidaçãoAsfalto

2 400 b/d

Visbreaker

26 000 b/d

MeroxLPG

11 760 b/d

MeroxGasolina22 680 b/d

Trat.FGC/Amina

Frac.LPG

10 700 b/dHydrisom.7 036 b/d

Alquilação8 000 b/d

DestilaçãoVácuo II

45 000 b/d

EnxofreFuelóeloBetume

GasolinaFCCGasóleoDes

Alquilado

Propileno

Butileno

80 t/d

Recup.Enxofre

UOP

UOP

UOP UOP

LUMMUS

PHILIPS

HDSGasóleo

34 000 b/d

11 130 b/d388 t/d

197 t/d630t/d

HDSNAFTA

27 500 b/d

Trat.FGc/Amina140t/d

IFP

CDUCDU20002000

VDU 1VDU 120032003

CCRCCR19971997

Rev 2003Rev 2003

VDU 2VDU 220032003

FCCFCC20022002

VSBVSB20042004

GasConcGasConc20022002

AlkiAlki20042004

Platforming (CCR)

27 500 b/d

Isomax

10 200 b/d

7 500b/d

MeroxLPG

MeroxIsop.

4 300 b/d

DestilaçãoAtmosféric

a

225 000b/d

MeroxGasolina3 500 b/d

MeroxPetróleo

20 500 b/d

Fracciona­mento

62 400 b/d

NaftaQuímica

Petróleo SR

Reformado

Trat.FGc/Amina

20 300b/d

Frac.LPG

Gasolina Isomax

Isopentano

Jet Fuel

GasolinaLig.

FF­V9

128 t/d

Recup.EnxofreA/B

Fuel Gas

Propano

Butano

HDSGasól.Atm

f35 000 b/d

HDSGas.Vácu

o15 000 b/d

F.C.C.

35 000 b/d

Trat.LPGc/Amina

DestilaçãoVácuo I

25 000 b/d OxidaçãoAsfalto

2 400 b/d

Visbreaker

26 000 b/d

MeroxLPG

11 760 b/d

MeroxGasolina22 680 b/d

Trat.FGC/Amina

Frac.LPG

10 700 b/dHydrisom.7 036 b/d

Alquilação8 000 b/d

DestilaçãoVácuo II

45 000 b/d

EnxofreFuelóeloBetume

GasolinaFCCGasóleoDes

Alquilado

Propileno

Butileno

80 t/d

Recup.Enxofre

UOP

UOP

UOP UOP

LUMMUS

PHILIPS

HDSGasóleo

34 000 b/d

11 130 b/d388 t/d

197 t/d630t/d

HDSNAFTA

27 500 b/d

Trat.FGc/Amina140t/d

IFP

Platforming (CCR)

27 500 b/d

Platforming (CCR)

27 500 b/d

Isomax

10 200 b/d

IsomaxIsomax

10 200 b/d

7 500b/d

MeroxLPG

7 500b/d

7 500b/d

MeroxLPG

MeroxIsop.

4 300 b/d

DestilaçãoAtmosféric

a

225 000b/d

DestilaçãoAtmosféric

a

225 000b/d

MeroxGasolina3 500 b/d

MeroxGasolina3 500 b/d

MeroxPetróleo

20 500 b/d

MeroxPetróleo

20 500 b/d

Fracciona­mento

62 400 b/d

Fracciona­mento

62 400 b/d

NaftaQuímica

Petróleo SR

Reformado

Trat.FGc/AminaTrat.FGc/Amina

20 300b/d

Frac.LPG

20 300b/d

Frac.LPG

Gasolina Isomax

Isopentano

Jet Fuel

GasolinaLig.

FF­V9FF­V9

128 t/d

Recup.EnxofreA/B

128 t/d

Recup.EnxofreA/B

Fuel Gas

Propano

Butano

HDSGasól.Atm

f35 000 b/d

HDSGasól.Atm

f35 000 b/d

HDSGas.Vácu

o15 000 b/d

HDSGas.Vácu

o15 000 b/d

F.C.C.

35 000 b/d

F.C.C.

35 000 b/d

Trat.LPGc/AminaTrat.LPGc/Amina

DestilaçãoVácuo I

25 000 b/d

DestilaçãoVácuo I

25 000 b/d OxidaçãoAsfalto

2 400 b/d

OxidaçãoAsfalto

2 400 b/d

VisbreakerVisbreaker

26 000 b/d

MeroxLPG

11 760 b/d

MeroxLPG

11 760 b/d

MeroxGasolina22 680 b/d

MeroxGasolina22 680 b/d

Trat.FGC/AminaTrat.FGC/Amina

Frac.LPG

10 700 b/d

Frac.LPG

10 700 b/dHydrisom.7 036 b/dHydrisom.7 036 b/d

Alquilação8 000 b/dAlquilação8 000 b/d

DestilaçãoVácuo II

45 000 b/d

DestilaçãoVácuo II

45 000 b/d

EnxofreFuelóeloBetume

GasolinaFCCGasóleoDes

Alquilado

Propileno

Butileno

80 t/d

Recup.Enxofre

80 t/d

Recup.Enxofre

UOP

UOP

UOP UOP

LUMMUS

PHILIPS

HDSGasóleo

34 000 b/d

HDSGasóleo

34 000 b/d

11 130 b/d388 t/d

197 t/d630t/d

HDSNAFTA

27 500 b/d

HDSNAFTA

27 500 b/d

Trat.FGc/AminaTrat.FGc/Amina140t/d

IFP

CDUCDU20002000

VDU 1VDU 120032003

CCRCCR19971997

Rev 2003Rev 2003

VDU 2VDU 220032003

FCCFCC20022002

VSBVSB20042004

GasConcGasConc20022002

AlkiAlki20042004

Figure 3: overview of APC applications

3. SUMMARY OF BENEFITS

The  benefits  on  the  major  units  were  calculatedbased on rigorous post­audits of the controllers. Thereference base case is determined based on 6 monthsof operation without advanced process control.

SSiinneess

PORTUGAL

SPAIN

PPoorrttoo

In  the  following  paragraphs a  brief  summary  of  theresults is presented.

3.1 Crude Distillation Unit

The  following  table  shows  a  comparison  of  thebenefits obtained  through  the application of APC tothe  CDU.  The  results  are  based  on  6  months  ofoperation  of  the  multivariable  controller  andcompared  to  the  expected  results  in  the  referencebase case.

Table 1: summary of the benefits  on the CDU(6 months of operation)

Estimated ObtainedFeed increase 2.4% >4%Kero Yield increase 0.53% 1%HGO Yield increase 0.25% 0.8%Heavy naphtha 5%ASTM (Standarddeviation)

<3.2degC 1.5degC

HGO evap 360degC(standard deviation) <2.9% 2.2%

Feed  maximization  was  also  evaluated  with  aperformance run during which the APC strategy wasturned OFF and the operator maximised feed for 24hours.  Then  the  controller  was  turned  back  on  itmaximised the feed.

80

85

90

95

100

105

110

16:0017:4019:20

21:0022:40

0:202:00

3:405:20

7:008:40

10:2012:00

13:4015:20

17:0018:40

20:2022:00

23:401:20

3:00 4:40 6:20 8:00 9:4011:2013:00

14:40

DMCplus OFF

Operator increased feed

DMCplus ON

Feed +4%

80

85

90

95

100

105

110

16:0017:4019:20

21:0022:40

0:202:00

3:405:20

7:008:40

10:2012:00

13:4015:20

17:0018:40

20:2022:00

23:401:20

3:00 4:40 6:20 8:00 9:4011:2013:00

14:40

DMCplus OFFDMCplus OFF

Operator increased feedOperator increased feed

DMCplus ONDMCplus ON

Feed +4%

Figure 4: CDU feed maximization ­ performance runresults (100%=base case average feed)

3.2 Fluid catalytic Cracking and Gas ConcentrationUnit

The main benefit in the FCC and Gas Concentrationare coming from feed maximisation.The  following  figure  compares  6  months  ofoperation with and without the controller.The  average  feed  increase  obtained  with  DMCpluswas greater than 5%.

0.00%

5.00%

10.00%

15.00%

20.00%

25.00%

30.00%

35.00%

89.70% 93.10% 96.60% 100.00% 103.40% 106.90% 110.30%

Feed rate distributionPre DMC plusD MC plus

>5%

0.00%

5.00%

10.00%

15.00%

20.00%

25.00%

30.00%

35.00%

89.70% 93.10% 96.60% 100.00% 103.40% 106.90% 110.30%

Feed rate distributionPre DMC plusD MC plus

>5%>5%

Figure 5: FCC feed distribution with and withoutAPC (100% = base case average feed)

3.3 Vacuum Distillation #1

The  main  benefits  in  VDU  #1 are  obtained  throughthe maximisation of throughput and maximisation ofVGO  yield.  The  following  figures  show  thedistribution of feed and VGO yield with and withoutAPC.

Figure 6: VDU#1  feed rate distribution (100%=basecase average feed)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70%

VGO Yield d istributio n

Pre DMC plusDMC plus

>5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70%

VGO Yield d istributio n

Pre DMC plusDMC plus

>5%>5%

Figure 7: VDU1 VGO yield distribution (%)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

86% 89% 92% 95% 97% 100% 103% 105% 108%

Feed distribution

Pre DMCplusDMCplus >3.5

%

4. SUSTAINING THE BENEFITS

The  benefits  obtained  with  the  application  of  APCare  substantial  and  keeping  the  applications  at  theirtop  performance  becomes  a  critical  businessobjective.  A  small  reduction  in  overall  performanceof  the  controllers  can  lead  to  substantial  financiallosses.

Causes  of  controller  performance  degradation  areattributable to one or more of the following factors:• Changing  plant  economics  ­  values  of  products,

feeds  and  utilities  may  vary  over  time.    Theseimpact  the  costs  used  in  the  advanced  processcontrol  embedded  Quadratic  or  Linear  Programwithin  the controller.  Often, however, these costsare  not  updated  and  the  controller  pushesconstraints which no longer maximize profit.

• Changing  plant  operating  point  ­  the  controllermay  be  operating at a different operating point tothe one it was commissioned at due to seasonal orpermanent  factors.    Often  this  can  be  rectifiedthrough  re­tuning  of  the  controller  at  the  newoperating  point,  providing  the  model  error  is  notgreat.   However this can also lead to performancedegradation due to reduced model accuracy.• Turnaround  modifications  ­  after  turnarounds

this  mismatch  may  suddenly  becomesubstantially  greater  due  to  significant  processplant modifications.  There are also inevitably anumber  of  small  plant  process  andinstrumentation  modifications  duringturnarounds (new valves, exchanger bundles etc)that will cause the new post­turnaround plant tobehave  dynamically  differently  to  the  originalmodel.    Sometimes  small  changes  in  theregulatory  control  structure  of  the  plant  willresult in the existing model becoming invalid forlarge  parts  of  the  controller,  due  to  theembedded  dynamics  of  the  old  regulatorycontrols within the advanced control model.

• Process  hardware  and  operational  changes  –these  can  alter  the  dynamic  and  steady­statecharacteristics  of  a  process.    This  may  cause  adegradation of performance.

• Plant­model  discrepancies  ­  with  allmultivariable  controllers  there  is  a  continuousand  gradual  increase  in  “plant­model”discrepancy  beginning  soon  after  controllercommissioning. The actual plant dynamics driftaway  from  the  dynamic  model  of  the  plant  ascaptured  during  the  original  controller  project.This  is  due  to  many  factors  such  as  fouling,minor  and  major  plant  modifications,instrumentation  changes  etc.    Withoutcontinuous  monitoring,  training  andmaintenance  the  controller  performancedegrades  with  significant  resulting  loss  ofbenefits.

• Mobility  of  staff  ­  it  is  common  for  staff  to  bemoved  from  one  function  to  another,  or  fromone  plant  to  another.    Successful  support  of  anapplication  requires  continuity  of  technicallyskilled effort and familiarity with the process.

• Operator  training  ­  as  a  result  of  expert  stafflimitations and mobility the skills of operators inunderstanding and driving the Advanced ProcessControl  application  may  decrease.  This  canresult  in operators setting wrong or sub­optimalcontroller  manipulated  and  controlled  variablelimits.  This is due to a changing plant operatingpoint  and  loss  of  knowledge  by  the  operatorsabout  what, why  or how the controller  is doingwhat it does.

As  an  example  the  performance  of  the  CDUcontroller  slowly  went  down  in  a  few  years  afterimplementation.

Even  though  the  controller  has  a  service  factorgreater  than 99%, the operators  started to clamp thelimits on the manipulated variables thus limiting thedegrees of freedom of the controller and reducing thebenefits.

Figure  8  shows  the  distribution  of  the  degrees  offreedom  when  the  analysis  of  the  controllerperformance was audited again  in 2003,  three  yearsafter  it  was  implemented.  The  value  went  down  toapproximately 33% from the starting values of 80%at commissioning time.

Figure 8: degrees of freedom of the CDU controller

A  detailed  investigation  of  the  reasons  why  thecontroller performances went down over time lead tothe following conclusions:­ The operating point of  the unit has changed since

the commissioning of the APC strategy;­ The  performance  of  the  tower  have  changed

(change  in  feed  composition,  quality  targets,fouling and possible tray damage);

­ Operator had  changed  and  the new  operators hadless confidence in the APC strategy

4.1 Procedures for sustaining the benefits

Sustaining benefits on multiple APC applications canbe a challenging task that has to be approached in asystematic way.

The  following  factors were  identified as key  factorsfor maintaining APC applications:• Availability  of a  reporting  tool. A  tool  that easily

created  reports  for  management  and  controlengineers is essential for day to day operations ofthe controller

• APC  application  historian.  The  plant  historian  isuseful  to  trend  key  variables  but  doesn’t  provideall the information required for troubleshooting. Atool that allows to go back in history to see all theAPC  application  parameters  (limits,  tuningparameters  etc.)  is  essential  for  understandingbehaviour and troubleshooting the application

• Remote connection.  The control engineers need tomonitor the application even when they are not inthe control room. A safe connection to the on­lineserver  is  essential  to  monitor  the  controllerperformances.    Remote  connection  is  alsoimportant  if  performances  have  to  be  monitoredfrom third parties

Galp  Energia  selected  AspenWatch  as  a  reportingtool and APC historian.The controllers are published on the refinery Intranetusing  the  Production  Control  Web  Server,  so  thatprocess  and  control  engineers  can  monitor  theapplications  using  their  Internet  Browser.    Remoteconnections are done through Webex meetings.

Galp Energia and Aspen Technology formed a jointteam with clear responsibilities and activities.Galp  Energia  team  takes  care  of  day  to  daymonitoring of the applications, troubleshooting etc.The  AspenTech  team  performs  as  part  the  AspenSustained  Value  (ASV)  program  regular  remotechecks and site visits every 3 months.On request remote check are also performed on an asneeded basis.

5. CONCLUSIONS

Advanced Process control applications have resultedin significant ongoing benefits to Galp Energia.

Rigorous post audits of  the application have provento  be  essential  to  prove  the  importance  of  APCapplications  installed and  to  increase  focus  on  theseapplications especially after commissioning.

A systematic approach for sustaining the benefits ofthe  application  has  been  essential  for  keeping  theapplication at their top performance.