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Die nachfolgende Information zum Hydrocracking stammt aus einer Verfahrensbeschreibung, die wir mit der freundlichen Genehmigung von BP Europe SE hier wiedergeben.
Wertvolles Cracken: Aus schwer mach leicht
Die Destillation zerlegt das Rohöl in seine einzelnen Bestandteile, kann aber nur eine bestimmte Produktpalette erzeugen. Durch das Cracken kann die Produktion an Benzinen und/oder Dieselkraftstoff oder leichtem Heizöl vergrößert werden. Diese leichten Produkte sind im Markt gefragt.
Foto: BP Europe SE
Die Ausbeutestrukturen, d.h. das Verhältnis der einzelnen aus einem bestimmten Rohöl erzeugten Produkte zueinander, sind durch die Destillation nur in engen Grenzen veränderbar. Man benötigt zusätzliche Anlagen, in denen die weniger erwünschten schweren Bestandteile des Rohöls in leichtere umgewandelt werden können. Hier kommen die Crackprozesse ins Spiel. Sie sind für Raffinerien wichtige Methoden, um aus dem Destillat und dem Vakuumrückstand der Rohöldestillation noch mehr hochwertige Produkte wie Benzin, Diesel und Heizöl zu produzieren.
Man unterscheidet grundsätzlich drei Verfahrensarten beim Cracken: Thermisches Cracken, katalytisches Cracken und Hydrocracken.
Durch Hitze spalten: Thermisches Cracken
Beim thermischen Cracken wird der gewünschte Effekt durch Überhitzung der eingesetzten Destillationsrückstände unter Druck erreicht. Dieser Vorgang spielt sich in den Röhren eines Spaltofens ab. Temperatur – etwa 500 Grad Celsius – und Verweilzeit im Crackofen werden so gewählt, dass ein möglichst hoher Umwandlungs- oder Crackeffekt erreicht wird.
In der BP Raffinerie Lingen erfolgt das thermische Cracken in einem Coker. Die BP Raffinerie Gelsenkirchen verfügt neben einem Coker auch über eine Schwerölvergasungsanlage sowie einen Visbreaker, eine milde Form des thermischen Spaltens. Im Visbreaker werden die Rückstände aus der Vakuumdestillation leichtflüssiger. Dieses Verfahren wird somit angewandt, um die Zähflüssigkeit schwerer Öle zu senken.
Chemische Reaktionen fördern: Katalytisches Cracken
Im Gegensatz zum thermischen Verfahren werden die aufgespaltenen Fraktionen des Rohöls beim katalytischen Cracken mit einem Katalysator erhitzt. Dies sind Stoffe, die eine chemische Reaktion fördern, ohne sich zu verändern. Es gibt zwei katalytische Crack-Verfahren: Fluid-Catalytic-Cracken (FCC) und Hydrocracken (HC).
Beim FCC wird das schwere Vakuumdestillat einer Raffinerie zu leichteren Produkten gespalten. Die Raffinerie Gelsenkirchen-Scholven verarbeitet einige Erzeugnisse des FCCs in dem Petrochemie-Komplex weiter. So wird beispielsweise FCC-C3 (Propan-Propen-Gemisch) in der Cumolanlage weiterverarbeitet.
In den FCC-Anlagen setzt sich beim Cracken außerdem Kohlenstoff in fester Form als Koks am Katalysator ab. Der Koks nimmt dem Katalysator seine Wirkung. Deshalb wird der Koks in einem nachgeschalteten Regenerator abgebrannt, so dass der Katalysator erneut verwendet werden kann.
Mit Hilfe des katalytischen Crackers wird nicht nur der Anteil von schwerem Heizöl vermindert, sondern auch gleichzeitig ein Teil des Schwefels entfernt, der im Einsatz enthalten war. Die Oktanzahl der Crackbenzine liegt bei 80 bis 85.
Grafik: BP Europe SE
Hydrocracker spaltet in Gegenwart von Wasserstoff
Beim Hydrocracken handelt es sich um ein katalytisches Spaltverfahren in Gegenwart von Wasserstoff bei einem Druck von 100 bis 150 Bar, das eine sehr weitgehende Umwandlung des Einsatzproduktes ermöglicht. Das Hydrocracken ist ein technisches elegantes und flexibles Konversionsverfahren.
Allerdings erfordert HC aufgrund der eingesetzten Mengen an Wasserstoff besondere Sicherheitsmaßnahmen. Denn Wasserstoff kann bei hohem Druck durch die Anlagenwände dringen. Daher sind hohe Investitionen in Stahlwände notwendig.
Doch dies lohnt sich: Das Hydrocracken hat den Vorteil, dass sich je nach Katalysator und Betriebsbedingungen die erwünschte Ausbeute in bestimmte Richtungen verschieben lässt. So kann man im Hydrocracker entweder fast überwiegend Benzin oder überwiegend Dieselkraftstoff und leichtes Heizöl bei gleichzeitig geringem Benzinanteil gewinnen.
Der Hydrocracker der BP Raffinerie in Lingen verarbeitet rund 1,5 Millionen Tonnen Gasöl pro Jahr. Die HC-Anlage der BP Raffinerie in Gelsenkirchen kommt bei einer Verarbeitungskapazität von rund 8.000 Tonnen täglich auf rund 3 Millionen Tonnen Gasöl pro Jahr. Damit leisten die beiden Anlagen einen wertvollen Beitrag dazu, dass auch aus dem Destillat und dem Vakuumrückstand der Destillation Produkte für unseren Alltag entstehen.
Quelle: BP Europe SE