Optimierung der Dampfrückgewinnung aus Lagertanks

1. Februar 2022 | Von Yik Fu Lim, Dominic CY Foo und Mike Boon Lee Ooi

Leichte Kohlenwasserstoffe in Lagertanks können verdampfen und in die Atmosphäre gelangen, wodurch schädliche Emissionen entstehen. Eine optimierte Dampfrückgewinnungsanlage kann solche Emissionen effektiv und wirtschaftlich reduzieren

In der Chemie-, Erdölraffinerie- und Erdgasindustrie werden Lagerbehälter zur Aufnahme verschiedener Flüssigkeiten wie Kondensate, Rohöl und Produktionswasser verwendet. Kondensat und Rohöl werden normalerweise in Tanks mit festem Dach und atmosphärischem Druck zwischen Förderbrunnen und Pipelines oder beim LKW-Transport gelagert. In Offshore-Feldern enthalten die Lagerbehälter normalerweise Rohöl und Kondensat, das aus angeschlossenen Bohrlöchern oder von nahegelegenen Plattformen gefördert wird [1].

In den meisten Fällen neigen leichte Kohlenwasserstoffe wie Methan, flüchtige organische Verbindungen (VOCs), Erdgasflüssigkeiten (NGLs) und gefährliche Luftschadstoffe (HAPs) im Rohöl dazu, zu verdampfen und sich im Raum zwischen dem festen Dach und der Flüssigkeit anzusammeln Füllstand des Tanks [2]. Änderungen der Umgebungstemperatur führen zu Schwankungen des Flüssigkeitsstands im Tank, was zum Entweichen von Dämpfen in die Atmosphäre führt. Diese austretenden Dämpfe verursachen Einkommensverluste aufgrund der Verringerung des Kohlenwasserstoffvolumens und der Änderungen im Schwerkraftmaß des Öls durch das American Petroleum Institute (API). Neben potenziellen Brandgefahren tragen sie auch zur Umweltverschmutzung bei, denn Methan (C1) und Kohlendioxid (CO 2) sind Treibhausgase, die zur globalen Erwärmung beitragen [3].

Flash-Gase können abgefackelt oder direkt in die Atmosphäre abgegeben werden – letzteres führt zu Auswirkungen auf die Umweltemissionen [4]. Daher besteht eine allgemein akzeptierte Option zur gleichzeitigen Reduzierung der Emissionen leichter Kohlenwasserstoffe und zur Erzielung erheblicher wirtschaftlicher Einsparungen in der Installation von Dampfrückgewinnungseinheiten (VRUs) auf Lagerbehältern. VRUs sind relativ einfache Systeme, die etwa 95 % der leichten Kohlenwasserstoffdämpfe zum Verkauf oder zur Nutzung vor Ort – beispielsweise als Kraftstoff – auffangen können. Ref. 2 berichteten über Einsparungen durch die Rückgewinnung leichter Kohlenwasserstoffe bei gleichzeitiger Reduzierung des Volumens an HAPs und Methanemissionen.

Für diesen Artikel wurden Simulationen und Optimierungen an einem VRU zur Gewinnung leichter Kohlenwasserstoffe durchgeführt. Die Prozessparameter, die die Profitabilität beeinflussen, wurden identifiziert und optimiert, um eine höhere Profitabilität für die VRU zu erreichen.

Ein Basissimulationsmodell (Abbildung 1) wurde mit der kommerziellen Prozesssimulationssoftware Aspen Hysys v8.8 entwickelt. Dabei wurde ein thermodynamisches Paket verwendet, das die Peng-Robinson-Zustandsgleichung verwendet, die häufig zur Bewertung von Erdgassystemen in der Industrie verwendet wird. Die Zusammensetzung des Feedstreams ist einer Fallstudie aus der Literatur entnommen, die für eine schwimmende Produktionslager- und Entladeeinheit (FPSO) berichtet wurde [5], wie in Tabelle 1 dargestellt.

Wie in Abbildung 1 dargestellt, wird leichte Kohlenwasserstoffbeschickung (Strom 1), die aus einem Lagerbehälter abgelassen oder abgefackelt wird, bei atmosphärischen Bedingungen (1 atm und 40 °C) einem Flüssigkeitsringkompressor zugeführt. Das Futter wird auf einen Druck komprimiert, der der maximalen Temperatur (150 °C) am Ausgang des Kompressors entspricht (um Schäden am Kompressor zu verhindern). Anschließend passieren die komprimierten Gase einen Luftkühler (mit einem Druckabfall von 0,3 barg), in dem Umgebungsluft mit 35 °C zur Kühlung genutzt wird. Als nächstes wird ein Saugwäscher (ein Dreiphasenabscheider) verwendet, um die Gasphase (Strom 4) und die wässrige Schicht (Strom 6) vom Produkt (Strom 5), der organischen Phase, zu trennen.

Die abgetrennte organische Phase im Produktstrom wird zum Verkauf oder zur Weiterverarbeitung in einen Ausgleichsbehälter geleitet. Die wässrige Phase in Strom 6, die größtenteils aus Wasser besteht, wird mit dem entspannten Gas (Strom 13) mit einer kleinen Menge Kohlenwasserstoff vermischt, bevor sie als Kühlmedium in den Wärmetauscher (HE) gelangt. Beim Austritt aus dem HE wird dieser Strom dann aufgeweitet oder entlüftet.

ABBILDUNG 1. Das Simulationsmodell für diese Optimierungsübung wurde mit der Aspen HYSYS-Software entwickelt

Die Gasphase aus dem Saugwäscher (Strom 4), die hauptsächlich aus leichten Kohlenwasserstoffen und einigen unerwünschten Gasen besteht, wird zum Kompressorabschnitt eines Turboexpanders geleitet. Letzteres wird verwendet, um Energie aus der Expansion der Hochdruckgase umzuwandeln, um den Kompressor oder Generator anzutreiben [6]. Die komprimierten Kohlenwasserstoffgase gelangen als nächstes in den HE (mit einem Druckabfall von 0,3 barg), der gekühlt wird, um seine Kohlenwasserstoffgase teilweise zu kondensieren. Anschließend gelangen die Kohlenwasserstoffgase in einen Kaltabscheider, wo die unerwünschten Gase abgetrennt und als Kühlmedium zum HE geleitet werden. Die unerwünschten Gase mit einem Druck von 19 barg gelangen anschließend in den Expanderbereich des Turboexpanders, um ihren Druck wiederherzustellen. Das Kondensat aus dem Kaltabscheider wird zum Saugwäscher zurückgeführt, um den nicht abgeschiedenen Kohlenwasserstoff zurückzugewinnen.

Beachten Sie, dass die Temperatur des gesamten Systems aufrechterhalten werden sollte, um Vereisung und Hydratbildung in den Rohrleitungen zu verhindern. Das expandierte Gas (Strom 13) ist der einzige potenzielle Strom, in dem sich Hydrat bilden kann. Daher muss der Druck des expandierten Gases kontrolliert werden, um zu verhindern, dass der expandierte Gasstrom die Hydratbildungstemperaturen erreicht. Darüber hinaus sollte der Auslass des Kompressors keine Temperaturen über 150 °C erreichen, um eine Beschädigung des Kompressors zu vermeiden. Es ist auch erwähnenswert, dass der maximale Druck des Systems aus Sicherheits- und Wartungsgründen unter 20 barg gehalten werden muss. Im Rahmen der Simulation wurden zwei festgelegte Betriebsmodelle verwendet, um den Druck der Ströme aufrechtzuerhalten und so einen Rückfluss zu vermeiden.

Der Zweck parametrischer Studien besteht darin, die Auswirkung von Betriebsparametern zu untersuchen, wie z. B. dem Kompressionsverhältnis (CR) des Flüssigkeitsringkompressors, der Temperatur am Luftkühlerauslass (Strom 3), dem Druck des expandierten Gases (Strom 13) und der Temperatur von Strom 16 , über die Rückgewinnung von Kohlenwasserstoffen im Produktstrom. Beachten Sie, dass Letzteres auch der Reduzierung der Treibhausgase (C1 und CO2) entspricht.

Parameter 1: Kompressionsverhältnis des Flüssigkeitsringkompressors. In Abbildung 1 sind Temperatur und Druck des Zulaufstroms auf 40 °C bzw. 0,01 barg (1 atm) eingestellt. In dieser Studie ist der Flüssigkeitsringverdichter CR der analysierte Parameter. Die Temperatur des Luftkühlerauslasses (Strom 3) wird konstant bei 50 °C gehalten, während die Temperatur von Strom 16 bei 75 °C gehalten wird und der expandierte Druck von Strom 13 auf 0,4 bar eingestellt ist. Die Simulationsergebnisse sind in Tabelle 2 zusammengefasst. Wie gezeigt, erhöht sich die Gesamtausbeute an Kohlenwasserstoffen im Produktstrom, wenn das Kompressionsverhältnis erhöht wird. Um die Rückgewinnung von Kohlenwasserstoffen zu maximieren und dennoch an die oben genannten Einschränkungen gebunden zu bleiben, sollte der optimale CR 7,5 betragen, um die Auslasstemperatur des Flüssigkeitsringverdichters unter 150 °C zu halten.

Parameter 2: Temperatur am Luftkühlerauslass (Strom 3). Für diesen Fall wird der CR des Flüssigkeitsringkompressors auf 7,5 eingestellt, die Temperatur von Strom 16 wird auf 75 °C eingestellt und der expandierte Druck von Strom 13 wird auf 0,4 barg eingestellt. Die Temperatur der Umgebungsluft, die als Kühlmittel für den Luftkühler dient, ist auf 35 °C eingestellt, um eine minimale Temperaturdifferenz (ΔT) von 10 °C zu ermöglichen. Daher liegt die niedrigste Austrittstemperatur von Strom 3 bei 45 °C. Die Simulationsergebnisse sind in Tabelle 3 zusammengefasst. Wie gezeigt, ist die Rückgewinnung von Kohlenwasserstoffen umgekehrt proportional zum Temperaturanstieg. Daher sollte die niedrigste Temperatur von Strom 3 (45 °C) als optimale Bedingung gewählt werden, da hier die meisten Kohlenwasserstoffe zurückgewonnen werden, was auch zu der höchsten Reduzierung der Treibhausgase führt.

Parameter 3: Expandierter Druck bei Strom 13. In diesem Fall ist das Kompressionsverhältnis des Flüssigkeitsringkompressors auf 7,5 festgelegt, und die Temperaturen der Ströme 3 und 16 sind auf 45 °C bzw. 75 °C festgelegt. Darüber hinaus wird auch der Druck von Stream 7 beobachtet, um sicherzustellen, dass der Druck nicht über 20 barg steigt. Unter diesen Bedingungen wird der expandierte Druck am Strom 13 manipuliert, um ihn nahe dem Atmosphärendruck zu halten. Beachten Sie, dass die Temperatur von Strom 15 beobachtet wird, da dieser Strom die höchste Wahrscheinlichkeit zur Hydratbildung aufweist.

Die Ergebnisse der Änderung dieses Parameters sind in Tabelle 4 zusammengefasst. Basierend auf diesen Erkenntnissen werden weder die C5+-Rückgewinnung noch die Reduzierung der Treibhausgase durch den expandierten Druck von Strom 13 wesentlich beeinflusst. Die höchste Gesamtrückgewinnung wird bei 0,2 barg beobachtet. Allerdings ist die entsprechende Temperatur von Strom 15 mit –9,5 °C sehr niedrig, während der Druck von Strom 7 höher als 20 barg ist. Daher wird ein Druck von 0,3 barg am Strom 13 gewählt.

Parameter 4: Temperatur von Strom 16. In diesem Fall wird der CR des Flüssigkeitsringkompressors auf 7,5 eingestellt, die Temperatur von Strom 3 wird auf 45 °C eingestellt und der expandierte Druck von Strom 13 wird auf 0,3 barg eingestellt. Die Temperatur von Strom 16 wird manipuliert, um die optimale Temperatur zu finden, die die Gesamtkohlenwasserstoffgewinnung steigern und gleichzeitig die minimale Annäherungstemperatur von 3 °C erreichen könnte (durch Vergleich mit der Temperatur von Strom 7). Aufgrund der bereits erwähnten Möglichkeit der Hydratbildung wird auch die Temperatur von Strom 15 beobachtet.

Tabelle 5 zeigt, dass die höchste Gesamtrückgewinnung und Treibhausgasreduzierung bei 80 °C beobachtet wird. Daher wird dies als optimale Temperatur für Strom 16 festgelegt. Nach diesen Parameterstudien wird eine Kostenanalyse durchgeführt, um den Gewinngewinn aus der VRU zu maximieren. Die Kosten für das aus der Einspeisung zurückgewonnene Kondensat werden mit 50 $/Barrel angenommen, während die Stückkosten für Strom (für die Kompression) auf 0,02 $/kWh festgelegt werden. Die Ergebnisse der Kostenanalyse sind in Tabelle 6 aufgeführt.

Den Parameterstudien zufolge wirken sich der Druck des expandierten Gases in Strom 13 und die Temperatur von Strom 16 auf die Temperatur von Strom 15 aus. In dieser Studie wird eine Simulation durchgeführt, um die Bedingungen zu bestimmen, unter denen sich bei Strom 15 Hydrate bilden 13 wird mit Strom 6 (der hauptsächlich aus Wasser besteht) gemischt.

Mit dem „Envelope“-Tool von Aspen Hysys wurde eine Stromanalyse durchgeführt, um die Bedingungen für die Hydratbildung zu ermitteln. Abbildung 2 zeigt ein Hydratbildungsdiagramm mit Druck und Temperatur. Hydratbildung in Strom 15 kann bei hohem Druck und niedriger Temperatur auftreten. Im Simulationsmodell liegt der Druck des expandierten Gases in Strom 13 nahe bei 0,01 barg, was eine sehr niedrige Temperatur zur Hydratbildung erfordert.

ABBILDUNG 2. Dieses Diagramm zeigt die Bedingungen, unter denen sich Hydrat in Strom 15 bildet

Darüber hinaus wurde das Stromanalysetool „Hydratbildung“ auch für bestimmte Temperaturen und Drücke durchgeführt, um die Bedingungen der Hydratbildung zu bestimmen. Die optimalen Bedingungen aus den vier Parameterstudien wurden für die Hydratbildung analysiert. Unter den optimalen Bedingungen von Strom 15 bei –13,05 °C und 0,3 barg (siehe Tabelle 5) findet keine Hydratbildung statt. Bei 0,3 barg erfolgt die Hydratbildung bei einer Temperatur von –18,71 °C; Bei –13,05 °C bildet sich bei 0,75 barg Hydrat.

Aus der obigen Analyse lässt sich schließen, dass potenzielle Hydratprobleme in diesem Fall nicht von Bedeutung sind.

Als nächstes wird die Optimierung für die VRU durchgeführt, basierend auf dem zuvor erstellten Basismodell. Das Modell wurde mit MS Excel Solver gelöst und mit der kommerziellen Software Lingo verifiziert. In diesem Optimierungsmodell wurde das Ziel festgelegt, den Kohlenwasserstoff im Produktstrom (Δ m prod) zu maximieren, während der CR des Flüssigkeitsringkompressors und die Temperatur von Strom 16 die manipulierten Variablen sind. Beachten Sie, dass die Temperatur von Strom 3 bei 45 °C gehalten wird, während der Druck des expandierten Gases (Strom 13) bei 8 °C gehalten wird, da dies die optimalen Bedingungen sind, die zu einer maximalen Gesamtkohlenwasserstoffrückgewinnung führen. Die Basisdaten für das Optimierungsmodell sind in Tabelle 7 aufgeführt. Das Ziel der Optimierung ist in der folgenden Gleichung (1) angegeben:

maxΔmprod = ΔmCR + ΔmS16 + vielleicht (1)

wobei ΔmCR die zusätzliche Kohlenwasserstoffgewinnung aus dem Basisfall (in kg/h) ist, die durch Manipulation des CR-Werts erreicht wird; ΔmS16 ist die zusätzliche Kohlenwasserstoffgewinnung aus dem Basisfall (in kg/h) durch Manipulation der Temperatur von Strom 16; und mbase ist die Produktdurchflussrate des Produktstroms im Basisfall (304,84 kg/h).

Im Optimierungsmodell werden drei Szenarien analysiert. Das Ziel von Szenario 1 besteht darin, die Produktdurchflussrate basierend auf den im Abschnitt „Basisfall“ beschriebenen Einschränkungen zu maximieren. Szenario 2 untersucht die Möglichkeit, den Grenzbereich der Beschränkung (Auslasstemperatur des Flüssigkeitsringkompressors) zu erhöhen, um die Steigerung seines Bruttogewinns zu maximieren. In Szenario 3 wird eine neue Einschränkung hinzugefügt, um das Risiko der Hydratbildung zu verringern.

ABBILDUNG 3. Dieses Diagramm zeigt die Beziehung zwischen der Produktstromausbeute und dem Kompressionsverhältnis (CR)

ABBILDUNG 4. Die Beziehung zwischen der Produktstromausbeute und der Temperatur von Strom 16 ist nahezu linear

Szenario 1. Um den Massendurchfluss des Produktstroms (Δmprod) zu maximieren, werden zunächst die Beziehungen zwischen ΔmS5 und seinen manipulierenden Variablen (CR und TS16) bestimmt. Ihre Beziehungen werden zunächst unabhängig bestimmt. Durch Ausführen des Simulationsmodells in Aspen Hysys wird die Durchflussrate des Produktstroms als Ergebnis der Manipulation der Variablen in den Abbildungen 3 bzw. 4 dargestellt. Wie in den Abbildungen 3 und 4 dargestellt, zeigen die Beziehungen dieser Variablen einen linearen Trend. Die linearen Beziehungen werden dann von den Basiswerten abgezogen und ergeben die überarbeitete Form, die in den Gleichungen (2) und (3) dargestellt ist.

ΔmCR = S5CR – vielleicht = 24,2 CR – 181,49 (2)

ΔmS16 = S5T16 – vielleicht = 2,39 TS16 – 179,18 (3)

Darüber hinaus hängt die Temperatur von Strom 2 (TS2) vom Kompressionsverhältnis ab, wie in Gleichung (4) gezeigt. Andererseits ist der Temperaturunterschied zwischen den Strömen 16 und 7 (ΔT) in Gleichung (5) angegeben.

TS2 = 7,21 CR+ 95,23 (4)

ΔT= –0,098( TS16) 2 + 13,44 TS16 – 444,28 (5)

Die Einschränkungen sind unten in den Grenzgleichungen (6) und (7) angegeben:

TS2 ≤ 150°C (6)

ΔT ≥3°C (7)

Das Ziel in Gleichung (1) wird vorbehaltlich der Einschränkungen in den Gleichungen (2) bis (7) gelöst, was zu einer Produktdurchflussrate von 320,8 kg/h führt. Die Optimierungsergebnisse wurden mit Aspen Hysys neu simuliert und verifiziert. Die aus dem Optimierungsmodell erhaltenen optimalen Ergebnisse für CR (7,6) und TS16 (80,74 °C) werden auch durch erneutes Ausführen des Simulationsmodells in Aspen Hysys verifiziert. Der Unterschied zwischen Optimierungs- und Simulationsmodell wird mit ca. 0,04 % ermittelt, was vernachlässigbar ist.

ABBILDUNG 5. Die Temperaturen der Ströme 15 und 16 sind hier korreliert

Szenario 2. In diesem Szenario bleibt das Ziel dasselbe wie in Szenario 1. Allerdings ist die Temperatur für Strom 2 (TS2) auf 5 °C über der tatsächlichen Beschränkung, die bei 155 °C liegt, eingestellt. Dies liegt daran, dass die Erhöhung der CR-Werte den Produktmassendurchsatz von Strom 5 erhöht (siehe Abbildung 5), was zu höheren Einnahmen führt. Daher wird eine neue Einschränkung wie in Gleichung (8) hinzugefügt:

TS2 ≤ 155 °C (8)

Beachten Sie, dass alle anderen Einschränkungen dieselben bleiben wie in Szenario 1. Die Lösung nach dem Ziel in Gleichung (1) führte vorbehaltlich der Einschränkungen in den Gleichungen (2) bis (5) und den Gleichungen (7) und (8) zu a Produktdurchfluss von 337,2 kg/h. Die Optimierungsergebnisse wurden mit Aspen Hysys verifiziert. Eine erneute Ausführung des Simulationsmodells in Aspen Hysys zeigt einen Unterschied von 0,15 % zum Optimierungsmodell, der vernachlässigt werden kann.

Szenario 3. In diesem Szenario ist das Ziel dasselbe wie in Szenario 1, es wird jedoch eine neue Einschränkung für die Temperatur von Strom 15 (TS15) hinzugefügt, um die Hydratbildung zu verhindern. Die Hydratbildung könnte sowohl die Kohlenwasserstoffgewinnung als auch den Gewinn verringern. Obwohl die Hydratbildungsstudie ergab, dass die Bildungstemperatur mit –18,71 °C (0,3 barg) viel niedriger ist, wird TS15 in Gleichung (9) auf einen Wert über –10 °C festgelegt, um das Risiko einer Hydratbildung zu verringern:

TS15 ≥ –10 °C (9)

Beachten Sie auch, dass TS15 von der Temperatur des Stroms 16 (TS16) abhängt, wie in Abbildung 5 dargestellt. Die Simulationsergebnisse deuten darauf hin, dass ihre Korrelation wie in Gleichung (10) angegeben werden kann:

TS15 = –0,26(TS16) 2 + 39,09 TS16 –1.487,2 (10)

Die Lösung des Ziels in Gleichung (1) ergibt vorbehaltlich der Einschränkungen in den Gleichungen (2) bis (7) und den Gleichungen (9) und (10) einen Produktdurchfluss von 313,2 kg/h. Ähnlich wie in früheren Szenarien sind die Unterschiede zwischen den Lingo- und Hysys-Modellen vernachlässigbar.

Die Ergebnisse des Basismodells und der Optimierungsszenarien sind in Tabelle 8 dargestellt. Wie gezeigt, gibt es für beide Szenarien 1 und 2 Steigerungen der Bruttogewinnsteigerung im Vergleich zum Basismodell. Szenario 3 zeigt jedoch einen Rückgang des Bruttogewinns. Der Grund für den geringeren Bruttogewinn liegt in der zusätzlichen Beschränkung für TS15, die dazu führt, dass TS16 einen niedrigeren Wert hat und zu einem geringeren Bruttogewinn führt.

Das wirtschaftliche Bewertungstool von Aspen Hysys wurde verwendet, um die Wirtschaftlichkeit des VRU-Systems zu bewerten, was zu Kapitalkosten von 1.263.500 US-Dollar führte (die Betriebskosten sind vernachlässigbar). Die Amortisationszeit jedes Szenarios ist in Tabelle 8 dargestellt, berechnet unter der Annahme einer jährlichen Betriebszeit von 8.000 Stunden. Die letzte Zeile von Tabelle 8 zeigt, dass die drei Szenarien hinsichtlich ihrer Amortisationszeit vergleichbar sind, wobei Szenario 2 die anderen leicht übertrifft und die höchste Treibhausgasreduzierung von 37,16 kg Emissionen pro Stunde (CO2e/h) aufweist. Beachten Sie, dass Letzteres auf der Grundlage der Unterschiede der Methan- und CO2-Durchflussraten im Feed (Strom 1) und Strom 16, der zur Fackel geleitet wird, berechnet wird. Beachten Sie auch, dass Methan im Allgemeinen als Treibhausgas gilt, das im Hinblick auf das globale Erwärmungspotenzial 25-mal stärker ist als CO2.

Als nächstes wurde eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt, um die Parameter zu identifizieren, die einen wesentlichen Einfluss auf den Bruttogewinn des Projekts haben. Bei der Analyse wurden mehrere Parameter untersucht, darunter Kompressionsverhältnis, Kondensatpreis, Auslasstemperatur von Strom 3, Temperatur von Strom 16 und der Strompreis, um den Bruttogewinn zu bewerten. Jeder Parameter ist so eingestellt, dass seine Werte im Vergleich zum Basismodell um ±20 % variieren.

Anhand von Abbildung 6 lässt sich erkennen, dass bis auf den Strompreis alle anderen Parameter sehr sensibel sind. Der empfindlichste Parameter ist die Kühlerauslasstemperatur (Strom 3), die zu der größten Bruttogewinndifferenz von etwa 100 $/h führt. Darüber hinaus führt der Preis für Kondensat auch zu einer erheblichen Bruttogewinndifferenz von etwa 90 $/h.

ABBILDUNG 6. Die Sensitivitätsanalyse zeigt, dass die meisten Parameter tatsächlich recht empfindlich sind

Diese Analysen bestätigen, dass der Einsatz von VRUs auf Lagerschiffen die Umweltverschmutzung verringert und gleichzeitig zusätzlichen Gewinn generiert. Die Optimierungsergebnisse zeigten, dass eine erhöhte Rückgewinnung von Kohlenwasserstoffen zu einem höheren Gewinn führt, mit einer Amortisationszeit von etwa 0,7 Jahren, verbunden mit einer Treibhausgasreduzierung von mehr als 30 kg CO2e/h. Die Sensitivitätsanalyse zeigt, dass eine sorgfältige Kontrolle der Temperatur von Strom 3 erforderlich ist, da es sich hierbei um den einflussreichsten Parameter unter allen analysierten Parametern handelt. ■

1. Climate & Clean Air Coalition (CCAC), Technical Guidance Document Number 6: Unstabilized Hydrocarbon Liquid Storage Tanks, 2017.

2. US-Umweltschutzbehörde, Lessons Learned from Natural Gas STAR Partners, Installing Vapour Recovery Units on Storage Tanks, 2006.

3. Abdel-Aal, HK, Aggour, M. und Fahim, MA, „Petroleum and Gas Field Processing“, CRC Press, Juli 2003.

4. Schneider, GW, Boyer, BE und Goodyear, MA. Rückgewinnung von Flash-Gas aus Lagertanks auf einer Offshore-Produktionsplattform mithilfe der Scroll-Kompressionstechnologie, Society of Petroleum Engineers – SPE International Conference on Health, Safety and Environment in Oil and Gas Exploration and Production, April 2010.

5. De Vos, D., Duddy, M. und Bronneburg, J.. Das Problem der Inertgasentlüftung auf FPSOs und eine einfache Lösung, Offshore Technology Conference 2006: New Depths. Neue Horizonte, Mai 2006.

6. Bloch, HP, Soares, C., „Turboexpanders and Process Applications“, Gulf Professional Publishing, Juni 2001.

7. AspenTech, „Aspen HYSYS V8 Highlights, Ressourcen, IT-Support für V8“, www.aspentech.com, 2015.

8. Blackwell, B., Dampfrückgewinnungssysteme für Tanklager oder vorgeschaltete Prozessabscheider, Gardner Denver Garo, 2019.

9. Sinnott, RK und Towler, G., „Chemical Engineering Design“, Elsevier, 2013.

Yik Fu Lim ist Industrieinstrumentierungs- und Steuerungsingenieur bei Taner Industrial Technology Sdn Bhd (Einheit B2 & B3, Jalan SP4/1, Seksyen 4, Taman Serdang Perdana, 43300 Seri Kembangan, Selangor, Malaysia; Telefon: 6013- 3331928; E- E-Mail: [email protected]). Seine Arbeit umfasst die Entwicklung von Steuerungs- und Instrumentierungssystemen zur Unterstützung der Industrie 4.0-Implementierung.

Dominic CY Foo ist Professor für Prozessdesign und -integration an der University of Nottingham, Malaysia Campus (Abteilung für Chemie- und Umweltingenieurwesen und Kompetenzzentrum für grüne Technologien, Broga Road, 43500 Semenyih, Selangor, Malaysia; Telefon: +60 (3)-8924-8130; Fax: +60(3)-8924-8017; E-Mail: [email protected]). Er ist ein professioneller Ingenieur, der beim Board of Engineer Malaysia registriert ist. Seine Forschung umfasst die Entwicklung von Prozessintegrationstechniken zur Ressourcenschonung und Produktionsplanung. Er hat 8 Bücher und über 190 veröffentlichte Artikel in zahlreichen Fachzeitschriften veröffentlicht, ist Chefredakteur für Process Integration and Optimization for Sustainability und ist Redaktionsmitglied mehrerer Fachzeitschriften.

Mike Boon Lee Ooi ist leitender Prozessingenieur bei NGLTech Sdn Bhd (Suite 8-3, 8th Floor, Wisma UOA II, No 21, Jalan Pinang, 50450 Kuala Lumpur, Malaysia. Telefon: +6016-9364888; E-Mail: [ email protected]). Er verfügt über 15 Jahre Berufserfahrung in der Konstruktion von Öl- und Gasanlagen. Seine Arbeit umfasst die Entwicklung neuer Technologien für Kondensatrückgewinnungssysteme (CRS), Niederdruck-Produktionsanlagen (LPPU), Abscheiderkonstruktionen und Schwallunterdrückungssysteme.