Ölraffinerie. Sehen Sie in anderen Wörterbüchern, was „Ölraffinerie“ ist. Raffinerie-Brennstoffprofil

4.1 Installation von ELOU-AVT

Die Anlage dient der Reinigung von Öl von Feuchtigkeit und Salzen sowie der Primärdestillation des Öls in Fraktionen, die als Rohstoffe für weitere Verarbeitungsprozesse dienen. In der Tabelle 4.1. und 4.2. Angegeben sind jeweils die Materialbilanzen der ELOU- und AVT-Einheiten.

Die Anlage besteht aus drei Blöcken: 1. Entsalzung und Entwässerung. 2. Atmosphärische Destillation. 3. Vakuumdestillation von Heizöl.

Der Rohstoff des Prozesses ist Erdöl.

Produkte: Gas, Fraktionen 28–70 °C, 70–120 °C, 120–180 °C, 180–230 °C, 230–280 °C, 280–350 °C, 350–500 °C und Fraktion, bei Temperaturen über 500 o C verdampft.

Tabelle 4.1

Materialbilanz der ELOU-Einheit

Tabelle 4.2

Materialbilanz der AVT-Anlage

4.2 Katalytische Reformierung

In der geplanten Raffinerie soll der katalytische Reformierungsprozess die Klopffestigkeit von Benzin erhöhen.

Als Reformierungsrohstoffe verwenden wir eine breite Straight-Run-Benzinfraktion von 70 – 180 °C aus der ELOU-AVT-Anlage sowie Visbreaking-, Verkokungs- und hydrobehandelte Benzine.

Die Funktionsweise von katalytischen Reformierungsanlagen hängt von der Art des Katalysators, dem Zweck der Anlage und der Art des Rohmaterials ab. In der Tabelle In Abb. 4.3 zeigt die Leistungsindikatoren der ausgewählten katalytischen Reformierungseinheit von UOP „CCR-Plattform“ mit kontinuierlicher Katalysatorregeneration.

Tabelle 4.3

Technologischer Modus der katalytischen Reformierungseinheit fr. 70 – 180 °C

Diese Anlagen sind wirtschaftlicher, da sie den Betriebsdruck senken und gleichzeitig die Umwandlungstiefe der Rohstoffe erhöhen. Die Moving-Bed-Reformierung ist das modernste Modell des industriellen Prozesses und sorgt für eine konstant hohe Benzinausbeute und Oktanzahl sowie eine maximale Wasserstoffausbeute bei geringem Prozessaufwand.

In der Reformierungseinheit werden wir einen Axens HR-526-Katalysator verwenden. Der Katalysator besteht aus mit Chlor versetztem Aluminiumoxid, wobei Platin (0,23 Gew.-%) und Rhenium (0,3 Gew.-%) gleichmäßig über das Volumen verteilt sind. Der Durchmesser der Katalysatorkugeln beträgt 1,6 mm, die spezifische Oberfläche beträgt 250 m 2 /g.

Um einen langfristigen Betriebszyklus dieses Katalysators zu gewährleisten, muss das Rohmaterial von schwefel-, stickstoff- und sauerstoffhaltigen Verbindungen befreit werden, was durch den Einbau einer Hydrotreating-Einheit in die Reformierungseinheit gewährleistet wird.

Die Produkte der katalytischen Reformierungseinheit sind:

Kohlenwasserstoffgas – enthält hauptsächlich Methan und Ethan und dient als Brennstoff für Ölraffinerieöfen;

Stabilisierungskopf (Kohlenwasserstoffe C 3 – C 4 und C 3 – C 5) – wird als Rohstoff für HFC-gesättigte Gase verwendet;

Katalysator, dessen Ausbeute 84 Gew.-% beträgt. Wird als Bestandteil von Motorenbenzin verwendet. Es enthält 55 - 58 % Gew. aromatische Kohlenwasserstoffe und hat eine Oktanzahl (IM) = 100 Punkte;

4.3 Hydrotreating

Das Verfahren ist darauf ausgelegt, das erforderliche Maß an Leistungsmerkmalen von Leichtdestillaten, Ausgangsmaterialien für das katalytische Cracken, bereitzustellen, die heute hauptsächlich durch Umweltanforderungen bestimmt werden. Die Qualität von Hydrotreating-Produkten steigt durch den Einsatz von Reaktionen der destruktiven Hydrierung von schwefel-, stickstoff- und sauerstoffhaltigen Verbindungen und der Hydrierung ungesättigter Kohlenwasserstoffe.

Wir schicken einen Teil des Dieselkraftstoffs, der im Bereich von 180 – 350 °C siedet, zur Hydrotreating-Einheit. Zu den Ausgangsstoffen der Dieselkraftstoff-Hydrotreating-Anlage gehört auch leichtes Koksgasöl. Basierend auf den Daten in der Tabelle. 1,6 wird der Schwefelgehalt in dieser Fraktion mit 0,23 Gew.-% angenommen. wie in der Fraktion 200 – 350 °C.

Die Hauptparameter des technologischen Regimes der Dieselkraftstoff-Hydrotreating-Einheit sind in der Tabelle dargestellt. 4.4.

Tabelle 4.4

Technologisches Regime der Hydrotreating-Anlage für Dieselkraftstoff

In der weltweiten Praxis werden in Hydrierungsverfahren am häufigsten Aluminium-Kobalt-Molybdän (ACM) und Aluminium-Nickel-Molybdän (ANM) verwendet. AKM- und ANM-Hydrotreating-Katalysatoren enthalten 2 – 4 % Gew. Co oder Ni und 9 – 15 % Gew. MoO 3 auf aktivem γ-Aluminiumoxid. In der Phase der Inbetriebnahme oder zu Beginn des Rohstoffkreislaufs werden sie einer Sulfidierung (Schwefelung) in einem Strom aus H 2 S und H 2 unterzogen und ihre katalytische Aktivität erhöht sich deutlich. In unserem Projekt werden wir in einer Hydrotreating-Anlage für Dieselkraftstoff einen Haushaltskatalysator der Marke GS-168sh mit den folgenden Eigenschaften verwenden:

Schüttdichte ÷ 750 kg/m 3 ;

Träger ÷ Alumosilikat;

Korndurchmesser ÷ 3 – 5 mm;

Zwischenregenerationszeitraum ÷ 22 Monate;

Gesamtlebensdauer ÷36 – 48 Monate.

Die Produkte der Installation sind:

mit Wasserstoff behandelter Dieselkraftstoff;

destilliertes Benzin – wird als Rohstoff für eine katalytische Reformierungseinheit verwendet und hat eine niedrige Oktanzahl (50–55);

Schwefelwasserstoff – wird als Rohstoff zur Produktionsanlage für elementaren Schwefel geschickt;

Brenngas.

Die medizinischen Richtlinien gehen davon aus, dass 100 % des Rohmaterials aus einer Hydrotreating-Anlage für Dieselkraftstoff die folgende Produktausbeute ergibt:

mit Wasserstoff behandelter Dieselkraftstoff – 97,1 Gew.-%;

destilliertes Benzin – 1,1 % Gew.

Schwefelwasserstoffausbeute in % Gew. für Rohstoffe wird durch die Formel bestimmt

x i – Ausbeute an hydrobehandelten Produkten in Bruchteilen von Einheiten;

32 – Atommasse von Schwefel.

Die Fraktion mit 230–350 °C enthält 0,98 Gew.-% Schwefel. Zu den Ausgangsstoffen der Dieselkraftstoff-Hydrotreating-Anlage gehört auch leichtes Koksgasöl. Der Schwefelgehalt im umweltfreundlichen Dieselkraftstoff beträgt 0,01 Gew.-%.

Produktausgabe:

H 2 S = 0,98-(0,01*0,971+0,01*0,011)*34/32 = 0,97 %

4.4 Gasfraktionierungseinheit (GFU)

Die Anlage dient zur Herstellung einzelner leichter Kohlenwasserstoffe oder hochreiner Kohlenwasserstofffraktionen aus Raffineriegasen.

Gasfraktionierungsanlagen werden nach der Art des verarbeiteten Rohstoffs in HFKW-gesättigte Gase und HFKW-ungesättigte Gase unterteilt.

Die Rohstoffe für HFC-Grenzgase sind Gas und der AVT-Stabilisierungskopf im Gemisch mit den Stabilisierungsköpfen für die katalytische Reformierung der Benzinfraktion und das Hydrocracken von Vakuumgasöl.

In der Tabelle In Abb. 4.5 zeigt die technologische Funktionsweise der HFKW-Grenzgase.

Tabelle 4.5

Technologische Funktionsweise von Destillationskolonnen für HFKW-Grenzgase

HFKW-Produkte gesättigter Gase – enge Kohlenwasserstofffraktionen:

Ethan – wird als Rohstoff für die Wasserstoffproduktion sowie als Brennstoff für technologische Öfen verwendet;

Propan – wird als Pyrolyserohstoff, Haushaltsflüssiggas und Kältemittel verwendet;

Isobutan – dient als Rohstoff für Alkylierungsanlagen und die Herstellung von synthetischem Kautschuk;

Butan – wird als Haushaltsflüssiggas verwendet, ein Rohstoff für die Herstellung von synthetischem Kautschuk, im Winter wird es handelsüblichem Motorbenzin zugesetzt, um den erforderlichen Sättigungsdampfdruck sicherzustellen;

Isopentan – wird als Bestandteil von Benzin mit hoher Oktanzahl verwendet;

Pentan – ist ein Rohstoff für katalytische Isomerisierungsprozesse.

Bei der Trennung ungesättigter Kohlenwasserstoffgase werden AGFU-Einheiten (Absorptions-Gas-Fraktionierungseinheit) eingesetzt. Ihre Besonderheit ist die Verwendung der Technologie der Absorption von Kohlenwasserstoffen C 3 und höher durch eine schwerere Kohlenwasserstoffkomponente (C 5+-Fraktionen) zur Isolierung von trockenem Gas (C 1 – C 2) in der K-1-Kolonne. Der Einsatz dieser Technologie ermöglicht es, die Temperaturen in den Kolonnen zu senken und dadurch die Wahrscheinlichkeit einer Polymerisation ungesättigter Kohlenwasserstoffe zu verringern. Die Rohstoffe der ungesättigten AGFU-Gase sind Gase aus Sekundärprozessen, nämlich katalytischem Cracken, Visbreaking und Verkokung.

Die Hauptparameter des technologischen Modus der AGFU-Anlage für ungesättigte Gase sind in der Tabelle dargestellt. 4.6.

Tabelle 4.6

Technologisches Regime der Destillationskolonnen von AGFU ungesättigten Gasen

Die Produkte der Verarbeitung ungesättigter Kohlenwasserstoff-Rohstoffe sind die folgenden Fraktionen:

Propan-Propylen – wird als Rohstoff für Polymerisations- und Alkylierungsanlagen sowie zur Herstellung petrochemischer Produkte verwendet;

Butan-Butylen – wird als Rohstoff für eine Alkylierungsanlage zur Herstellung von Alkylat (hochoktaniger Bestandteil von kommerziellem Benzin) verwendet.

4.5 Katalytische Isomerisierung leichter Benzinfraktionen

Die katalytische Isomerisierungseinheit dient dazu, die Oktanzahl der Leichtbenzinfraktion 28 - 70 °C der Sekundärdestillationseinheit für Benzin zu erhöhen, indem Paraffine normaler Struktur in ihre Isomere mit höheren Oktanzahlen umgewandelt werden.

Für den Prozess der katalytischen Isomerisierung paraffinischer Kohlenwasserstoffe gibt es mehrere Möglichkeiten. Ihre Unterschiede sind auf die Eigenschaften der verwendeten Katalysatoren, die Prozessbedingungen sowie das gewählte technologische Schema („per pass“ oder mit Rückführung nicht umgesetzter normaler Kohlenwasserstoffe) zurückzuführen.

Die Isomerisierung paraffinischer Kohlenwasserstoffe wird von Nebenreaktionen wie Cracken und Disproportionierung begleitet. Um diese Reaktionen zu unterdrücken und die Katalysatoraktivität auf einem konstanten Niveau zu halten, wird der Prozess bei Wasserstoffdrücken von 2,0 – 4,0 MPa und Zirkulation von wasserstoffhaltigem Gas durchgeführt.

Die geplante Raffinerie nutzt einen Niedertemperatur-Isomerisierungsprozess. Die Parameter des technologischen Isomerisierungsmodus der 28 – 70 °C-Fraktion sind in der Tabelle angegeben. 4.7.

Tabelle 4.7

Technologische Art der katalytischen Installation

Isomerisierung der Leichtbenzinfraktion

Während der Isomerisierung N- Alkanen kommen moderne bifunktionelle Katalysatoren zum Einsatz, bei denen als Metallkomponente Platin und Palladium und als Träger fluoriertes oder chloriertes Aluminiumoxid sowie in die Aluminiumoxidmatrix eingebrachte Alumosilikate oder Zeolithe zum Einsatz kommen.

Es wird vorgeschlagen, einen Niedertemperatur-Isomerisierungskatalysator auf Basis von sulfatiertem Zirkoniumdioxid CI-2 mit 0,3–0,4 Gew.-% Platin auf Aluminiumoxid zu verwenden.

Das Hauptprodukt der Anlage ist Isomerisat (RPM 82 - 83 Punkte), das als hochoktaniger Bestandteil von Motorbenzin verwendet wird und für dessen Starteigenschaften verantwortlich ist.

Zusammen mit dem Isomerat entsteht bei dem Prozess trockenes Grenzgas, das in der Anlage als Brennstoff und Rohstoff für die Wasserstoffproduktion verwendet wird.

4.6 Bitumenproduktion

Diese Anlage in der geplanten Raffinerie dient der Produktion von Straßen- und Baubitumen.

Der Rohstoff für die Bitumenproduktionsanlage ist der Rückstand aus der Vakuumdestillation von Heizöl (Teer).

Zur Herstellung von Bitumen kommen folgende Verfahren zum Einsatz:

Tiefvakuumdestillation (Restrohstoffe);

Oxidation von Erdölprodukten mit Luft bei hohen Temperaturen (Herstellung von oxidiertem Bitumen);

Compoundieren von restlichem und oxidiertem Bitumen.

Das technologische Regime der Anlage zur Herstellung von Bitumen durch Oxidation von Teer (Fraktion > 500 °C) ist in der Tabelle dargestellt. 4.8.

Tabelle 4.8

Technologischer Modus einer Bitumenproduktionsanlage mit Oxidationskolonne

Straßenbitumen zur Verwendung im Straßenbau zur Herstellung von Asphaltbetonmischungen;

Baubitumen zur Verwendung bei verschiedenen Bauarbeiten, insbesondere zur Abdichtung von Gebäudefundamenten.

4.7 Katalytisches Cracken mit Vorhydrotreating

Der katalytische Crackprozess ist einer der gebräuchlichsten großtechnischen Prozesse der fortgeschrittenen Ölraffinierung und bestimmt maßgeblich die technischen und wirtschaftlichen Kennzahlen moderner und zukunftsträchtiger Heizölraffinerien.

Das Verfahren ist darauf ausgelegt, durch die Zersetzung von Schwerölfraktionen in Gegenwart eines Katalysators zusätzliche Mengen an leichten Erdölprodukten – hochoktaniges Benzin und Dieselkraftstoff – zu produzieren.

Als Rohstoff für die Anlage in der geplanten Raffinerie wird Vakuumgasöl aus direkter Öldestillation (Fraktion 350 - 500 °C) nach vorläufiger Aufbereitung verwendet, das zur katalytischen Hydrobehandlung von schädlichen Verunreinigungen – Schwefel, Stickstoff und Metalle – verwendet wird.

Der katalytische Crackprozess soll in einer heimischen Crackanlage mit einem Riser-Reaktor vom Typ G-43-107 auf einem mikrokugelförmigen zeolithhaltigen Katalysator durchgeführt werden.

Die Hauptfaktoren, die den katalytischen Crackprozess beeinflussen, sind: Katalysatoreigenschaften, Qualität der Rohstoffe, Temperatur, Kontaktdauer zwischen Rohstoffen und Katalysator, Katalysatorzirkulationsrate.

Die Temperatur in diesem Prozess reguliert die Tiefe des katalytischen Crackprozesses. Mit steigender Temperatur steigt die Gasausbeute und die Menge aller anderen Produkte nimmt ab. Gleichzeitig steigt die Qualität des Benzins durch die Aromatisierung leicht an.

Der Druck im Reaktor-Regenerator-System wird nahezu konstant gehalten. Eine Druckerhöhung verschlechtert die Selektivität des Crackens etwas und führt zu einer Zunahme der Gas- und Koksbildung.

In der Tabelle In Abb. 4.9 zeigt die Indikatoren des technologischen Regimes einer katalytischen Crackanlage mit Steigreaktor.

Tabelle 4.9

Technologischer Modus der katalytischen Crackanlage

Katalysatoren für moderne katalytische Crackverfahren, die bei hohen Temperaturen durchgeführt werden, sind komplexe Mehrkomponentensysteme, die aus einer Matrix (Träger), einer aktiven Komponente – Zeolith, sowie aktiven und inaktiven Hilfszusätzen bestehen. Das Matrixmaterial moderner Katalysatoren ist überwiegend synthetisches amorphes Alumosilikat mit hoher spezifischer Oberfläche und optimaler Porenstruktur. Typischerweise liegt der Aluminiumoxidgehalt in industriellen amorphen Alumosilikaten im Bereich von 6–30 Gew.-%. Die aktive Komponente von Crackkatalysatoren ist Zeolith, ein Alumosilikat mit einer dreidimensionalen Kristallstruktur der folgenden allgemeinen Formel

Me 2/n O Al 2 O 3 X SiO2 bei H 2 O,

Dies ermöglicht sekundäre katalytische Umwandlungen von Kohlenwasserstoffen von Rohstoffen unter Bildung von Endzielprodukten. Hilfszusätze verbessern oder verleihen zeolithhaltigen Alumosilikatkatalysatoren (CSC) zum Cracken bestimmte physikalisch-chemische und mechanische Eigenschaften. In geringen Konzentrationen abgeschiedenes Platin wird am häufigsten als Promotor verwendet, der die Regeneration eines verkokten Katalysators intensiviert (<0,1 %мас.) непосредственно на ЦСК или на окись алюминия с использованием как самостоятельной добавки к ЦСК.

In der katalytischen Crackanlage werden wir einen Haushaltskatalysator der Marke KMTs-99 mit folgenden Eigenschaften verwenden:

Benzinausbeute ÷ 52 – 52,5 Gew.-%;

Oktanzahl (IM) ÷ 92;

Katalysatorverbrauch ÷ 0,4 kg/t Rohmaterial;

durchschnittliche Partikelgröße ÷ 72 Mikrometer;

Schüttdichte ÷ 720 kg/m3.

Die Produkte der katalytischen Crackanlage sind:

In diesem Projekt ist der Einsatzstoff für die katalytische Crackanlage Teil der Straight-Run-Ölfraktion von 350 – 500 °C mit einem Schwefelgehalt von 1,50 Gew.-%.

Um die Ausbeute an Schwefelwasserstoff während des Hydrotreating-Prozesses von Vakuumgasöl zu berechnen, gehen wir vom Schwefelgehalt in den Produkten und der Ausbeute der Produkte wie folgt aus:

Hydrobehandeltes Vakuumgasöl – 94,8 Gew.-%;

destilliertes Benzin – 1,46 % Gew.

Zu den Hydrotreating-Produkten gehören außerdem: Brenngas, Schwefelwasserstoff und Verluste.

Wo S 0 – Schwefelgehalt im Ausgangsmaterial, Gew.-%;

S ich– Schwefelgehalt in den Endprodukten des Prozesses, Gew.-%;

X ich– Ausbeute an hydrobehandelten Produkten in Bruchteilen einer Einheit;

34 – Molekulargewicht von Schwefelwasserstoff;

32 – Atommasse von Schwefel.

H 2 S = (1,50– (0,2*0,948+0,2*0,014)*34/32 = 1,26 %

4.8 Verkokung

Die Anlage dient zur Herstellung von Petrolkoks und zur Herstellung zusätzlicher Mengen leichter Erdölprodukte aus schweren Erdölrückständen.

Der Rohstoff der Verkokungsanlage ist Teer (Rückstand aus der Vakuumdestillation von Heizöl) mit einer Verkokungskapazität von 9,50 Gew.-%. und Schwefelgehalt von 0,76 Gew.-%.

In der geplanten Raffinerie wird der Verkokungsprozess mithilfe einer verzögerten (halbkontinuierlichen) Verkokungsanlage (DC) durchgeführt.

In der Tabelle In Abb. 4.10 zeigt die technologische Funktionsweise der Ultraschallprüfanlage.

Tabelle 4.10

Technologische Art der Ultraschallprüfanlage

Die Produkte der Installation sind:

Petrolkoks – wird zur Herstellung von Anoden zum Schmelzen von Aluminium- und Graphitelektroden, zur Herstellung von Elektrolytstahl, zur Herstellung von Ferrolegierungen und Calciumcarbid verwendet;

Gas- und Stabilisierungskopf – enthält hauptsächlich ungesättigte Kohlenwasserstoffe und wird als Rohstoff für ungesättigte HFC-Kohlenwasserstoffe verwendet;

Benzin – enthält bis zu 60 % ungesättigte Kohlenwasserstoffe, ist chemisch nicht stabil genug, NMM = 60 – 66 Punkte, wird nach tiefer Hydrotreating als Rohstoff für eine katalytische Reformierungsanlage verwendet;

leichtes Gasöl – dient als Bestandteil von Dieselkraftstoff;

Schweres Gasöl ist ein Bestandteil des Kesselbrennstoffs.

4.9 Visbreaking

Die Anlage ist darauf ausgelegt, die Viskosität von Schwerölrückständen zu reduzieren, um eine stabile Kesselbrennstoffkomponente zu erhalten.

Der Rohstoff für das Visbreaking ist Teer (Fraktion > 500 °C) aus dem Vakuumblock der ELOU-AVT-Anlage.

In der zu planenden Raffinerie verwenden wir eine Viskositätsbrecheinheit mit einer externen Reaktionskammer. Beim Visbreaking dieser Richtung wird der erforderliche Umwandlungsgrad der Rohstoffe bei einem milderen Temperaturregime (430 – 450 °C), einem Druck von nicht mehr als 3,5 MPa und einer langen Verweilzeit (10 – 15 min) erreicht.

Die Produkte der Installation sind:

Gas – wird als Brenngas verwendet;

Benzin – Eigenschaften: RHMM = 66 – 72 Punkte, Schwefelgehalt – 0,5 – 1,2 % Gew., enthält viele ungesättigte Kohlenwasserstoffe. Wird als Reformierungsrohstoff verwendet;

Crackrückstand – wird als Bestandteil von Kesselbrennstoff verwendet und hat einen höheren Heizwert, einen niedrigeren Fließpunkt und eine niedrigere Viskosität als reines Heizöl.

4.10 Alkylierung

Der Zweck des Verfahrens besteht darin, durch die Reaktion von Isobutan mit Olefinen in Gegenwart eines Katalysators Benzinfraktionen mit hoher Stabilität und Detonationsbeständigkeit zu erhalten.

Die Rohstoffe für die Anlage sind Isobutan und Butat-Butylen-Fraktion aus der HFC-Anlage für ungesättigte Gase.

Der Alkylierungsprozess beinhaltet die Addition von Butylen an Paraffin, um den entsprechenden Kohlenwasserstoff mit höherem Molekulargewicht zu bilden.

In der zu planenden Raffinerie verwenden wir eine Schwefelsäure-Alkylierungsanlage. Thermodynamisch ist die Alkylierung eine Niedertemperaturreaktion. Die Temperaturgrenzen für die industrielle Schwefelsäure-Alkylierung liegen bei 0 °C bis 10 °C, da Schwefelsäure bei Temperaturen über 10–15 °C beginnt, Kohlenwasserstoffe intensiv zu oxidieren.

Wir wählen den Druck im Reaktor so, dass sich das gesamte Kohlenwasserstoff-Einsatzmaterial oder der Großteil davon in der flüssigen Phase befindet. Der Druck in Industriereaktoren beträgt durchschnittlich 0,3 – 1,2 MPa.

Als Alkylierungskatalysator verwenden wir Schwefelsäure. Die Wahl dieses Stoffes beruht auf seiner guten Selektivität, der einfachen Handhabung des flüssigen Katalysators, seiner relativen Billigkeit und den langen Betriebszyklen der Anlagen aufgrund der Möglichkeit der Regeneration oder kontinuierlichen Auffrischung der Katalysatoraktivität. Für die Alkylierung von Isobutan mit Butylenen verwenden wir 96–98 % H2SO4. Die Produkte der Installation sind:

4.11 Schwefelproduktion

Schwefelwasserstoff, der aus Prozessgasen thermohydrokatalytischer Prozesse zur Raffinierung eines bestimmten Öls freigesetzt wird, wird in Raffinerien zur Herstellung von elementarem Schwefel verwendet. Die gebräuchlichste und effektivste industrielle Methode zur Herstellung von Schwefel ist der Claus-katalytische oxidative Umwandlungsprozess von Schwefelwasserstoff.

Der Claus-Prozess erfolgt in zwei Schritten:

Stufe der thermischen Oxidation von Schwefelwasserstoff zu Schwefeldioxid in einem Ofenreaktor

Stufe der katalytischen Umwandlung von Schwefelwasserstoff und Schwefeldioxid in den Reaktoren R-1 und R-2

Die technologische Art der Installation ist in der Tabelle dargestellt. 4.12.

Tabelle 4.12

Technologischer Modus der Schwefelproduktionsanlage

Als Katalysator verwenden wir aktives Aluminiumoxid, dessen durchschnittliche Lebensdauer 4 Jahre beträgt.

Schwefel wird in der Volkswirtschaft häufig verwendet – bei der Herstellung von Schwefelsäure, Farbstoffen, Streichhölzern, als Vulkanisationsmittel in der Gummiindustrie usw.

4.12 Wasserstoffproduktion

Die flächendeckende Einführung von Hydrierungs- und hydrokatalytischen Prozessen in der geplanten Ölraffinerie erfordert zusätzlich zu dem aus dem katalytischen Reformer stammenden Wasserstoff eine große Menge Wasserstoff.

Die Wasserstoffbilanz für die geplante Raffinerie mit fortgeschrittener Verarbeitung von Teplovskaya-Öl ist in der Tabelle dargestellt. 4.13.

Tabelle 4.13

Wasserstoffbilanz für Raffinerien mit Tiefgang

Verarbeitung von Teplovskaya-Öl aus dem kohlehaltigen Horizont.

Zur Herstellung von Wasserstoff nutzen wir als kostengünstigste Methode die Methode der dampfkatalytischen Umwandlung von Gasrohstoffen.

Die Wechselwirkung von Methan (oder seinen Homologen) mit Wasserdampf verläuft gemäß den Gleichungen

Tabelle 4.14

Verteilung der Straight-Run-Fraktionen von Teplovskaya-Öl nach technologischen Prozessen, Gew.-%

Raffinerieschema

Geschrieben am 6. Juli 2016

Laut der Website der staatlichen Verkehrsinspektion ist die Zahl der Autos in Russland im vergangenen Jahr um mehr als 1,5 % gestiegen und belief sich auf 56,6 Millionen. Jeden Tag tanken wir Benzin und Diesel, aber nur wenige wissen, was Das Öl durchläuft einen schwierigen Weg, bevor es die Tankstelle erreicht. Wir besuchten die größte Ölraffinerie des Landes – die Ölraffinerie Gazpromneft-Omsk. Dort wurde uns ausführlich erklärt, was mit dem Öl passiert und wie hochwertiges Euro-5-Benzin hergestellt wird, das den europäischen Umweltstandards entspricht.

Heute werden wir darüber sprechen, wie Öl verarbeitet wird.

Soziologischen Umfragen zufolge sind die Einwohner von Omsk davon überzeugt, dass die Ölraffinerie eindeutig mit der Stadt verbunden ist. Genau wie der Eishockeyclub Avangard.

Die Ölraffinerie Omsk ist eine der leistungsstärksten Produktionsanlagen des Landes. Das Volumen der Ölraffinierung erreicht 21 Millionen Tonnen pro Jahr.

Das Werk beschäftigt 2.826 Mitarbeiter. Sie werden sagen, das sei zu wenig für die größte Ölraffinerie Russlands. Dafür gibt es aber einen Grund: Die Produktion in der Omsker Raffinerie ist technologisch so weit wie möglich fortgeschritten und für die Aufrechterhaltung und Steuerung der Prozesse sind Fachkräfte erforderlich.

Im Jahr 2008 begann die groß angelegte Modernisierung der Omsker Raffinerie. Die erste Etappe wurde 2015 abgeschlossen. Die Zwischenbilanz kann sich sehen lassen: Das Werk hat vollständig auf die Produktion von Kraftstoffen der Umweltklasse Euro 5 umgestellt und die Umweltbelastung ist um 36 % gesunken. Dies trotz der Tatsache, dass das Volumen der Erdölraffinierung um mehr als ein Drittel gestiegen ist.

Kurz vor Beginn der Exkursion stellten wir uns ein bestimmtes Bild vor. In meinen Gedanken schossen Bilder von riesigen Werkstätten auf, in denen Öl von einem riesigen Tank in einen anderen umgefüllt wird. Und das alles in dicken Dampfwolken, aus denen in seltenen Fällen die düsteren Gesichter der Arbeiter hervorlugen. Wir erwarteten auch, den spezifischen Geruch von Benzin zu spüren, und jemand probierte im Geiste bereits eine Gasmaske an.

In Wirklichkeit sehen die Ölraffinierungsprozesse in der riesigen Omsker Raffinerie völlig anders aus. Die Luft ist sauber, ohne stechende Gerüche. Wir haben praktisch keine Menschen auf dem Territorium gesehen. Alle mysteriösen Transformationen sind in Tanks, Rohren und Ölpipelines verborgen. Jede Anlage verfügt über eine Servicestelle mit Spezialisten, die die Prozesse überwachen.

Der Zugang zum Raffineriegelände ist streng reglementiert – niemand darf ohne Sonderausweis den Kontrollpunkt passieren. Wir verbrachten nur wenige Stunden in der Fabrik. Trotz der relativ kurzen Besuchszeit erhielten wir eine Sicherheitsschulung. Auf dem Gelände des Werks gelten die strengsten Arbeitssicherheitsvorschriften, einschließlich der obligatorischen Anwesenheit von Spezialkleidung.

Jede Produktionskette wird vom „Gehirn“ der Omsker Raffinerie überwacht – einem einheitlichen Kontrollraum.

Wir alle wissen, dass sowohl das Öl selbst als auch die von der Omsker Raffinerie hergestellten Produkte brennbar und explosiv sind. Daher werden alle Prozesse im Werk unter strikter Einhaltung der Industrie- und Umweltsicherheitsstandards und -vorschriften durchgeführt. Als Beispiel dient eine gemeinsame Leitwarte, deren Hauptzweck darin besteht, das Personal im Notfall zu schützen.

Seine Tür ähnelt eher dem Eingang zu einem Banksafe, und alle Wände sind monolithisch und 1,5 Meter dick. Das Druckniveau im Kontrollraum ist höher als draußen. Dies geschieht, damit im Falle einer Druckentlastung des Geräts keine schädlichen Gase in das Innere gelangen.

Hier arbeiten die qualifiziertesten Werksmitarbeiter, die alle technologischen Prozesse der Raffinerie steuern. Die Monitore zeigen Informationen über den Status von Geräten in verschiedenen Bereichen der Anlage an und mithilfe zahlreicher Videokameras werden Anlagen in Echtzeit überwacht.

Die Elite unter den Technologen sind diejenigen, die Fabriken eröffnen. Wenn die Installation bereits debuggt ist, müssen Sie nur noch ihren Betrieb aufrechterhalten. Natürlich erfordert dies auch eine hohe Qualifikation, aber von der Vielzahl der Prozesse, die auf dem Gelände einer Raffinerie ablaufen, ist die Aufrechterhaltung einer funktionierenden Anlage die einfachste. Am schwierigsten ist es, Fehler zu beheben und ein neues zu starten: In dieser Zeit ist das Risiko von Notfallsituationen hoch.

Das Werk wird von Oleg Belyavsky geleitet. Er kennt alle Prozesse, die im Unternehmen „von“ bis „bis“ ablaufen. Oleg Germanovich begann 1994 in der Ölraffinerie Omsk als Leiter einer der im Bau befindlichen Anlagen zu arbeiten. Im Laufe seiner langjährigen beruflichen Laufbahn hat Belyavsky Dutzende davon ins Leben gerufen – nicht nur in Russland, sondern auch im Ausland. Im Jahr 2011 wurde er Direktor.

Neben dem Kontrollraum befindet sich eine gigantische Großanlage zur Primärverarbeitung der Rohstoffe AVT-10. Seine Kapazität beträgt 23,5 Tausend Tonnen pro Tag. Hier wird Öl verarbeitet, das je nach Siedepunkt und Dichte in Fraktionen aufgeteilt wird: Benzin, Kerosin, Schmieröle, Paraffin und Heizöl.

Viele Prozesse im Werk zielen darauf ab, aus Öl nicht nur ein Produkt herzustellen, sondern es vor allem möglichst effizient abzutrennen. Hierzu dient beispielsweise die AT-9-Anlage, auf deren Basis seit 2015 die elektrische Ölentsalzungsanlage und die Wärmetauscher in Betrieb sind. Dadurch wird aus den eingehenden Rohstoffen die größtmögliche Menge an Erdölprodukten gewonnen.

Nach der Primärverarbeitung wird ein Zwischenprodukt erhalten. Jeder Teil des „abgetrennten“ Öls durchläuft mehrere weitere Arten der Reinigung und Verarbeitung und wird erst danach zur kommerziellen Produktion und zum Versand an Verbraucher weitergeleitet.

Fast die Hauptstufe des Recyclings ist das katalytische Cracken. Hierbei handelt es sich um die Behandlung von Vakuumgasöl mittels Katalysatoren bei sehr hohen Temperaturen. Das Ergebnis sind hochwertige, „saubere“ Kraftstoffkomponenten: Benzin mit hoher Oktanzahl, leichtes Gasöl und ungesättigte Fettgase.

Die Omsker Raffinerie ist die einzige Ölraffinerie im Land, in der Crackkatalysatoren hergestellt werden. Ohne diese Komponente ist die Herstellung von Benzin der Umweltklasse Euro 5 nicht möglich. Derzeit kaufen die meisten inländischen Fabriken dieses Produkt im Ausland ein, und nur die Omsker Raffinerie verwendet ihren eigenen Katalysator und liefert ihn auch an einige andere Unternehmen.
Um das Produktionsvolumen von Katalysatoren zu erhöhen und diese an die gesamte russische Ölraffinerieindustrie zu liefern, wird hier eine neue Katalysatoranlage gebaut, deren Fertigstellung bis 2020 geplant ist. Das russische Energieministerium hat dem Projekt den nationalen Status verliehen.

Proben von Omsk-Katalysatoren wurden in einem unabhängigen Labor in Griechenland getestet. Forschungsergebnisse haben bestätigt, dass sie zu den besten der Welt gehören. Sobald die Katalysatoranlage in Betrieb genommen wird, wird Russland völlig unabhängig von Importlieferungen.

Die Katalysatorentwicklung ist ein komplexer molekularer Prozess. Dies geschieht durch das ebenfalls in Omsk ansässige Institut für Kohlender Russischen Akademie der Wissenschaften. Die Herstellung des „Pulvers“ (und das ist genau die Konsistenz des Katalysators) erfolgt in einem wissenschaftlichen Labor unter Verwendung einzigartiger technologischer Ressourcen.

Jedes der Geräte hat einen Namen, der in seiner Komplexität erschreckend ist. Das Adjektiv „einzigartig“ dient hier nicht der Schönheit: Die meisten im Labor verwendeten Instrumente sind Einzelexemplare.

Geben wir ein Beispiel. Hier handelt es sich um einen Hochleistungsflüssigkeitschromatographen, der zur Untersuchung komplexer organischer Gemische, darunter auch Benzin, eingesetzt wird. Mit seiner Hilfe wird der Labortechniker möglichst genau bestimmen, aus welchen Bestandteilen der Kraftstoff besteht.

Ein weiteres Beispiel, falls Sie solche Namen noch wahrnehmen können, ist ein Elektronen-Paramagnetische-Resonanz-Spektrometer. Es untersucht detailliert die Konzentrationen bestimmter Komponenten, die sich bereits im Katalysator befinden.

Die gute Nachricht ist, dass viele Forscher und Laboranten junge Leute sind.

Die wichtigste Person im gesamten komplexen System der Katalysatorentwicklung ist Wladimir Pawlowitsch Doronin. Offiziell ist Wladimir Pawlowitsch ein führender Forscher, tatsächlich der wichtigste „Motor“ aller Katalysatorproduktionsprozesse. Amerikanische Unternehmen lockten Wladimir Pawlowitsch eifrig an und boten sagenhaftes Geld für seine Arbeit („20 Vollformatkameras“, so Doronin), doch der Wissenschaftler entschied sich dafür, in Russland zu bleiben.

Komponenten, aus denen der Katalysator synthetisiert wird.

So sieht das „weiße Gold“ der Omsker Raffinerie aus – vor Ihnen liegt der gleiche Katalysator.

Im Jahr 2010 nahm das Werk die Isomalk-2-Isomerisierungsanlage in Betrieb. Es entsteht Isomerisat – eine hochoktanige Komponente von handelsüblichem Benzin mit einem Mindestgehalt an Schwefel und aromatischen Kohlenwasserstoffen. Dadurch ist es uns möglich, Benzin mit hoher Oktanzahl der fünften Umweltklasse herzustellen.

Isomerisierungsanlagenpark. Diese „weißen Kugeln“ speichern Gas und Leichtbenzine.

Zunächst ist die Oktanzahl des Rohstoffs niedrig (was bedeutet, dass der Kraftstoff weniger selbstentzündlich ist). Die Isomerisierung ist eine der Nebenstufen der Ölraffination. Ziel ist die Erhöhung der Oktanzahl. Zunächst wird die Pentan-Hexan-Fraktion (Gasbenzin) einem Hydrotreating unterzogen. Um nicht mit Wasser verwechselt zu werden, bedeutet „Hydro“ in diesem Fall übrigens „Wasserstoff“. Beim Hydrotreating werden schwefel- und stickstoffhaltige Verbindungen aus dem Rohmaterial entfernt. Tatsächlich gelangt der Schwefel, der bei einer Hydrobehandlung entfernt wird, anschließend nicht in die Atmosphäre und regnet nicht als „saurer Regen“ auf unsere Köpfe. Es hat auch Millionen von Motoren erfolgreich vor Korrosion bewahrt.

Hydrotreating verbessert die Qualität der Fraktion und macht ihre Zusammensetzung für die Isomerisierung mit Platinkatalysatoren geeignet. Durch den Isomerisierungsprozess verändert sich das Kohlenstoffgerüst – die Atome in der Verbindung sind anders angeordnet, es kommt jedoch zu keiner Änderung der Zusammensetzung oder des Molekulargewichts. Der Ausstoß ist eine hochoktanige Komponente.

Die Isomerisierung erfolgt in zwei Reaktoren mit in Russland hergestellten Platinkatalysatoren. Das gesamte Verfahren wurde in unserem Land entwickelt, was heute selten vorkommt: Viele in russischen Fabriken verwendete Isomerisierungsanlagen werden aus dem Ausland importiert. Dank der Erfahrung der Omsker Raffinerie findet nach und nach eine Importsubstitution statt. Die Anlage verarbeitet 800.000 Tonnen pro Jahr und gilt als die größte in Europa. Jetzt ist Indien aktiv am Kauf dieser Technologie interessiert.

Als nächstes folgt auf der Strecke eine millionste Reformereinheit. „Millionstel“, weil die Jahreskapazität der Anlage 1 Million Tonnen Rohstoffe pro Jahr entspricht. Die Anlage wurde 2005 rekonstruiert. Hier entsteht die hochoktanige Komponente Reformat mit einer Oktanzahl von 103-104. Dies ist einer der Hauptbestandteile von hochwertigem Benzin mit hoher Oktanzahl.

All dies sind Teile des riesigen KT-1.1-Komplexes zur Tiefenverarbeitung von Heizöl, den man getrost als Anlage innerhalb einer Anlage bezeichnen kann. Es kombiniert eine Reihe technologischer Prozesse. Innerhalb eines Jahres ermöglichte der Komplex eine deutliche Steigerung der Ölraffinierungstiefe. Hier verarbeiten sie Heizöl und produzieren Vakuumgasöl. Außerdem wird durch katalytisches Cracken Benzin mit einer Oktanzahl von 92 hergestellt. Ende 2015 betrug die Ölraffinierungstiefe in der Omsker Raffinerie 91,7 %, was bedeutet, dass die Anlage hinsichtlich der Effizienz die führende in Russland ist bei der Verwendung von Rohstoffen.

Das Werk achtet nicht nur auf technologische Prozesse, sondern auch auf deren Auswirkungen auf die Umwelt der Stadt und ihrer Bewohner. In der Omsker Raffinerie gibt es verschiedene Arten der Umweltkontrolle. Zum Beispiel Brunnen, mit deren Hilfe der Zustand von Erdböden überwacht wird. Rund um das Werk gibt es sieben Posten eines unabhängigen Labors, das täglich Analysen zu 13 Indikatoren durchführt.

Wie die Ergebnisse einer unabhängigen Überwachung zeigen, ist die Luft bei Gazpromneft-ONPZ sauber.

Die Ölraffinerie Omsk ist ein Unternehmen, das bereits für die gesamte Branche von großer Bedeutung ist. Und in fünf Jahren, wenn alle Modernisierungsarbeiten abgeschlossen sind, wird sie nicht nur im Inland, sondern auf der ganzen Welt voranschreiten. Es wird interessant sein, diese moderne Produktionsanlage zu besichtigen und sich selbst vom Ergebnis zu überzeugen. Wenn sich eine solche Gelegenheit ergibt, lassen Sie sie sich auf keinen Fall entgehen.

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Raffinerien zeichnen sich durch folgende Indikatoren aus:

• Ölraffinierungsoptionen: Kraftstoff, Heizöl und petrochemischer Kraftstoff.
• Verarbeitungsvolumen (Millionen Tonnen).
• Verarbeitungstiefe (Ausbeute an Erdölprodukten bezogen auf Erdöl, in Gew.-% abzüglich Heizöl und Gas).

Geschichte

Die Ölraffinierung nach einer Fabrikmethode wurde erstmals in Russland durchgeführt: 1745 erhielt der Erzforscher Fjodor Savelyevich Pryadunov die Erlaubnis, Öl aus dem Grund des Uchta-Flusses zu fördern, und errichtete eine primitive Ölraffinerie, chronologisch die erste der Welt. Nachdem Prjadunow 40 Pfund Öl von der Flussoberfläche gesammelt hatte, lieferte er es nach Moskau und führte im Labor des Berg College eine Destillation durch, wobei ein kerosinähnliches Produkt erhalten wurde.

Raffinerieprofile

Heutzutage verschwimmen die Grenzen zwischen den Profilen, Unternehmen werden universeller. Beispielsweise ermöglicht das Vorhandensein von katalytischem Cracken in einer Raffinerie die Herstellung von Polypropylen aus Propylen, das beim Cracken in erheblichen Mengen als Nebenprodukt anfällt.

In der russischen Ölraffinerieindustrie gibt es je nach Ölraffinierungsschema drei Arten von Ölraffinerien: Kraftstoff, Heizöl, Kraftstoff-Petrochemie.

Kraftstoffprofil

In Heizölraffinerien werden hauptsächlich verschiedene Arten von Kraftstoffen und Kohlenstoffmaterialien hergestellt: Kraftstoffe, Heizöle, brennbare Gase, Bitumen, Petrolkoks usw.

Der Anlagensatz umfasst: obligatorisch – Öldestillation, Reformierung, Hydrotreating; zusätzlich - Vakuumdestillation, katalytisches Cracken, Isomerisierung, Hydrocracken, Verkokung usw.

Kraftstoff- und Ölprofil

Neben verschiedenen Arten von Kraftstoffen und Kohlenstoffmaterialien produzieren Heizölraffinerien Schmierstoffe: Erdöle, Schmierstoffe, Paraffinwachse usw.

Der Anlagenkomplex umfasst: Anlagen zur Herstellung von Kraftstoffen und Anlagen zur Herstellung von Ölen und Schmierstoffen.

Kraftstoff- und petrochemisches Profil

In Kraftstoff- und petrochemischen Raffinerien werden neben verschiedenen Arten von Kraftstoffen und Kohlenstoffmaterialien auch petrochemische Produkte hergestellt: Polymere, Reagenzien usw.

Der Anlagenkomplex umfasst: Anlagen zur Herstellung von Brennstoffen und Anlagen zur Herstellung petrochemischer Produkte (Pyrolyse, Herstellung von Polyethylen, Polypropylen, Polystyrol, Reformierung zur Herstellung einzelner aromatischer Kohlenwasserstoffe usw.).

Vorbereitung der Rohstoffe

Zunächst wird das Öl in speziellen Anlagen entwässert und entsalzt, um Salze und andere Verunreinigungen abzutrennen, die zur Korrosion der Anlagen führen, die Rissbildung verlangsamen und die Qualität der raffinierten Produkte beeinträchtigen. Im Öl verbleiben nicht mehr als 3-4 mg/l Salze und etwa 0,1 % Wasser. Anschließend gelangt das Öl zur Primärdestillation.

Primärverarbeitung - Destillation

Flüssige Erdölkohlenwasserstoffe haben unterschiedliche Siedepunkte. Die Destillation basiert auf dieser Eigenschaft. Beim Erhitzen in einer Destillationskolonne auf 350 °C werden mit zunehmender Temperatur nacheinander verschiedene Fraktionen vom Öl abgetrennt. In den ersten Raffinerien wurde Öl in folgende Fraktionen destilliert: Direktbenzin (es verdampft im Temperaturbereich von 28–180 °C), Kerosin (180–240 °C) und Dieselkraftstoff (240–350 °C). ). Der Rückstand der Öldestillation war Heizöl. Bis zum Ende des 19. Jahrhunderts wurde es als Industrieabfall entsorgt. Bei der Öldestillation werden üblicherweise fünf Destillationskolonnen eingesetzt, in denen verschiedene Erdölprodukte nacheinander getrennt werden. Die Benzinausbeute bei der Primärdestillation von Öl ist unbedeutend, daher wird die Sekundärverarbeitung durchgeführt, um eine größere Menge Autokraftstoff zu erhalten.

Recycling – Cracken

Hydrotreating

Das Hydrotreating wird an Hydrierungskatalysatoren unter Verwendung von Aluminium-, Kobalt- und Molybdänverbindungen durchgeführt. Einer der wichtigsten Prozesse bei der Ölraffinierung.

Ziel des Verfahrens ist die Reinigung von Benzin-, Kerosin- und Dieselfraktionen sowie Vakuumgasöl von Schwefel, stickstoffhaltigen, teerhaltigen Verbindungen und Sauerstoff. Hydrotreating-Einheiten können mit Destillaten sekundären Ursprungs aus Crack- oder Verkokungsanlagen versorgt werden. In diesem Fall findet auch der Prozess der Hydrierung von Olefinen statt. Die Kapazität bestehender Anlagen in der Russischen Föderation liegt zwischen 600 und 3000.000 Tonnen pro Jahr. Der für Hydrotreating-Reaktionen benötigte Wasserstoff stammt aus katalytischen Reformierungsanlagen oder wird in speziellen Anlagen hergestellt.

Das Rohmaterial wird mit wasserstoffhaltigem Gas mit einer Konzentration von 85–95 % Vol. vermischt, das von Umlaufkompressoren geliefert wird, die den Druck im System aufrechterhalten. Die resultierende Mischung wird in einem Ofen je nach Rohstoff auf 280–340 °C erhitzt und gelangt dann in den Reaktor. Die Reaktion findet an Katalysatoren mit Nickel, Kobalt oder Molybdän unter einem Druck von bis zu 50 atm statt. Unter solchen Bedingungen werden schwefel- und stickstoffhaltige Verbindungen unter Bildung von Schwefelwasserstoff und Ammoniak sowie der Sättigung von Olefinen zerstört. Dabei entsteht aufgrund der thermischen Zersetzung eine geringe Menge (1,5–2 %) Benzin mit niedriger Oktanzahl und beim Hydrotreating von Vakuumgasöl entstehen auch 6–8 % der Dieselfraktion. In der gereinigten Dieselfraktion kann der Schwefelgehalt von 1,0 % auf 0,005 % und darunter gesenkt werden. Die Prozessgase werden gereinigt, um Schwefelwasserstoff zu extrahieren, der zur Herstellung von elementarem Schwefel oder Schwefelsäure verwendet wird.

Claus-Prozess (Oxidative Umwandlung von Schwefelwasserstoff zu elementarem Schwefel)

Die Claus-Anlage wird in Ölraffinerien aktiv zur Verarbeitung von Schwefelwasserstoff aus Hydrieranlagen und Amingasreinigungsanlagen zur Herstellung von Schwefel eingesetzt.

Bildung von Fertigprodukten

Benzin, Kerosin, Dieselkraftstoff und technische Öle werden je nach ihrer chemischen Zusammensetzung in verschiedene Klassen eingeteilt. Der letzte Schritt der Raffinerieproduktion ist das Mischen der resultierenden Komponenten, um fertige Produkte mit der erforderlichen Zusammensetzung zu erhalten. Dieser Vorgang wird auch Compoundieren oder Blending genannt.

Die Bedeutung von Ölraffinerien für die Wirtschaft und das militärisch-strategische Leben des Staates

Ein Staat, der keine Ölraffinerie hat, ist in der Regel von jedem Nachbarn abhängig, der eine solche hat. Am Beispiel Weißrusslands kann man beobachten, dass zwei große Ölraffinerien in Nowopolozk und Mozyr einen bedeutenden Teil des Staates bilden Budget. In Russland machen Ölraffinerien oft einen erheblichen Teil der regionalen Haushalte aus.

Auch im militärisch-strategischen Plan spielt die Ölraffinerie eine große Rolle und ist in der Regel neben den wichtigsten militärischen Einrichtungen eines der Hauptobjekte, auf die zunächst Raketen- und Bombenangriffe verübt werden das Ziel, den Feind ohne Treibstoff zurückzulassen.

NK Rosneft ist in Bezug auf Ölraffinierungskapazität und -volumen die Nummer 1 in Russland.

Die Aktivitäten des Unternehmens im Bereich der Erdölraffinierung waren in den letzten Jahren darauf ausgerichtet, die Marktnachfrage nach hochwertigen Erdölprodukten zu decken.

Seit mehreren Jahren setzt Rosneft konsequent ein Programm zur Modernisierung seiner Raffinerien um, das es ihm ermöglicht, sein Sortiment zu erweitern, die Qualität seiner Produkte zu verbessern und seine Wettbewerbsfähigkeit zu steigern. Dabei handelt es sich um das größte Programm der russischen Ölindustrie zur Modernisierung der Ölraffinierungskapazitäten. Bei der Umsetzung dieses Programms wurde ab Ende 2015 ein Übergang zur 100-prozentigen Produktion von Kraftstoffen der Umweltklasse K5 für den Inlandsmarkt der Russischen Föderation gemäß den Anforderungen des Technischen Regelwerks TR ZU 013/2011 sichergestellt . Seit 2018 haben mehrere Raffinerien des Unternehmens mit der Produktion von Motorbenzin mit verbesserten Umwelt- und Leistungseigenschaften begonnen: AI-95-K5 Euro-6 sowie AI-100-K5.

Die Ölraffinerieeinheit des Unternehmens betreibt 13 große Ölraffinerien in der Russischen Föderation: Ölraffinerie Komsomolsk, Angarsk Petrochemical Company, Ölraffinerie Achinsk, Ölraffinerie Tuapse, Ölraffinerie Kuybyshev, Ölraffinerie Nowokuybyshevsky, Ölraffinerie Syzran, Ölraffinerie Saratov, Ölraffinerie Rjasan Unternehmen und der Ölraffinierungskomplex der PJSC ANK „Bash“ -oil“ („Bashneft-Novoil“, „Bashneft-Ufaneftekhim“, „Bashneft-UNPZ“), Ölraffinerie Jaroslawl.

Die gesamte Auslegungskapazität der wichtigsten Ölraffinerien des Unternehmens in Russland beträgt 118,4 Millionen Tonnen Öl pro Jahr. Zu Rosneft gehören auch mehrere Miniraffinerien, die größte davon ist der Ölraffinerieverband Nischne-Wartowsk.

Der Anteil von PJSC NK Rosneft an der Ölraffination in Russland beträgt mehr als 35 %. Das Volumen der Ölraffinierung in den russischen Raffinerien des Unternehmens belief sich im Jahr 2018 auf mehr als 103 Millionen Tonnen, was einem Anstieg von 2,8 % gegenüber 2017 entspricht. Die Ausbeute an Leichtprodukten und die Raffinationstiefe betragen 58,1 % bzw. 75,1 % Die Produktion von Benzin und Dieselkraftstoff der Umweltklasse K5 stieg im Jahr 2018 um 2 %.

Das Raffinationsvolumen in den Miniraffinerien des Unternehmens in der Russischen Föderation belief sich im Jahr 2018 auf 2 Millionen Tonnen.

PJSC NK Rosneft besitzt auch Anteile an einer Reihe von Raffinerieanlagen im Ausland – in Deutschland, Weißrussland und Indien.

In Deutschland besitzt das Unternehmen Anteile (von 24 bis 54 %) an drei hocheffizienten Ölraffinerien – MiRO, Bayernoil und PCK, und in Weißrussland besitzt es indirekt einen Anteil von 21 % an Mozyr Oil Refinery OJSC. Das Unternehmen besitzt außerdem einen Anteil von 49 % an einer der größten High-Tech-Vadinar-Ölraffinerien in Indien, die über eine primäre Ölraffinierungskapazität von 20 Millionen Tonnen pro Jahr verfügt.

Das Volumen der Ölraffinierung in deutschen Werken belief sich Ende 2018 auf 11,5 Millionen Tonnen. Das Volumen der Rohölraffinierung bei Mozyr Oil Refinery OJSC im Anteil von Rosneft PJSC belief sich im Jahr 2018 auf 2,1 Millionen Tonnen.

Zu LUKOIL gehören vier Raffinerien in Russland (in Perm, Wolgograd, Nischni Nowgorod und Uchta), drei Raffinerien in Europa (Italien, Rumänien, Bulgarien) und LUKOIL besitzt außerdem einen Anteil von 45 % an Raffinerien in den Niederlanden. Die Gesamtkapazität der Raffinerie beträgt 84,6 Millionen Tonnen, was praktisch der Ölproduktion des Unternehmens im Jahr 2018 entspricht.

Die Werke des Unternehmens verfügen über moderne Umwandlungs- und Raffinationsanlagen und produzieren eine breite Palette hochwertiger Erdölprodukte. Russische Werke übertreffen das durchschnittliche russische Niveau in Bezug auf technologisches Niveau, Kapazität und Effizienzindikatoren, und die europäischen Werke des Unternehmens stehen den Wettbewerbern in nichts nach und liegen in der Nähe von Schlüsselmärkten.

Ölraffination in unseren eigenen Raffinerien im Jahr 2018

Modernisierung

Das Unternehmen schloss 2016 mit der Inbetriebnahme von Russlands größtem Komplex für die fortschrittliche Verarbeitung von Vakuumgasöl in der Raffinerie Wolgograd einen groß angelegten Investitionszyklus ab.

Die Umsetzung des Programms ermöglichte es, die Umweltklasse der produzierten Kraftstoffe auf Euro-5 zu erhöhen und den Anteil von Erdölprodukten mit hohem Mehrwert im produzierten Warenkorb deutlich zu erhöhen.

Russische Raffinerien

Durch die Inbetriebnahme neuer Verarbeitungsanlagen in den Jahren 2015–2016, die Optimierung der Beladung von Sekundärprozessen und die Erweiterung des Rohstoffkorbs konnte die Produktstruktur deutlich verbessert und der Anteil von Heizöl und Vakuumgasöl zugunsten einer Erhöhung reduziert werden der Anteil von Leichtölprodukten.

ÖLVERARBEITUNG IN DER RAFFINERIE IN RUSSLAND IM JAHR 2018

Im Jahr 2018 wurde die Verarbeitungstiefe durch den Einsatz alternativer Rohstoffe und die zusätzliche Belastung sekundärer Prozesse weiter erhöht, unter anderem durch eine Vertiefung der werksübergreifenden Integration.

Raffinerie Wolgograd

Liegt in der südlichen Region Russlands

Verarbeitet eine Mischung aus leichten westsibirischen und unteren Wolgaölen

Die Ölversorgung des Werks erfolgt über die Ölpipeline Samara-Tichorezk

Der Versand der fertigen Produkte erfolgt per Bahn-, Fluss- und Straßentransport

Die wichtigsten Umwandlungsprozesse sind Kokereien (2 Einheiten mit einer Kapazität von 24,0 Tausend Barrel pro Tag) und Hydrocracking-Einheiten (mit einer Kapazität von 67,0 Tausend Barrel pro Tag).

* Ohne ungenutzte Kapazität (1,2 Millionen Tonnen seit 2015).

Geschichte der Anlage

Die Anlage wurde 1957 in Betrieb genommen und 1991 Teil von LUKOIL. In den frühen 2000er Jahren. Es wurden eine Benzinmischstation und ein Ölablassregal, Anlagen zur Hydrobehandlung von Dieselkraftstoff, zur Stabilisierung von Direktbenzin und zur Gasfraktionierung gesättigter Kohlenwasserstoffgase in Betrieb genommen.

In den Jahren 2004-2010 Die erste Stufe einer Kokskalzinierungsanlage und einer Isomerisierungsanlage wurde in Betrieb genommen und eine katalytische Reformierungsanlage gebaut. Der Vakuumblock der AVT-6-Anlage wurde rekonstruiert und in Betrieb genommen. Die Produktion von Dieselkraftstoff unter der Marke EKTO hat begonnen.

Im Jahr 2010-2014 Die Dieselkraftstoff-Hydrotreating-Einheit wurde modernisiert, eine Wasserstoffkonzentrationseinheit, eine Delayed-Coking-Einheit, eine Dieselkraftstoff-Hydrotreating-Einheit und die zweite Linie der Kokskalzinierungseinheit wurden in Betrieb genommen.

Im Jahr 2015 wurde die primäre Ölraffinierungsanlage ELOU-AVT-1 in Betrieb genommen, die es ermöglicht, die Effizienz der Raffination zu steigern und die Ölraffinierungskapazität auf 15,7 Millionen Tonnen/Jahr zu erhöhen.

Im Jahr 2016 wurde ein Komplex zur fortgeschrittenen Verarbeitung von Vakuumgasöl in Betrieb genommen. Die Kapazität des größten Vakuum-Gasöl-Foin Russland beträgt 3,5 Millionen Tonnen/Jahr. Es wurde in Rekordzeit gebaut – 3 Jahre. Zum Komplex gehörten auch Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff und Schwefel sowie Anlagen.

Im Jahr 2017 wurde die im Jahr 2016 gebaute Hydrocracking-Anlage erfolgreich in den Entwurfsmodus gebracht. Dadurch konnte der Erdölproduktkorb des Werks erheblich verbessert werden, indem Vakuumgasöl durch Produkte mit hoher Wertschöpfung, vor allem Euro-5-Dieselkraftstoff, ersetzt wurde.

Im Jahr 2018 entwickelte die Raffinerie Wolgograd eine Technologie zur Herstellung von dunklem Schiffstreibstoff mit niedrigem Schwefelgehalt, die den zukünftigen MARPOL-Anforderungen entspricht.

Erdölraffinerie Perm

• Ölraffinerieanlage mit petrochemischem Profil für Kraftstoff und Öl

  9 km von Perm entfernt

  Verarbeitet eine Mischung aus Ölen aus Feldern im Norden der Region Perm und Westsibirien

  Die Ölversorgung des Werks erfolgt über die Ölpipelines Surgut-Polotsk und Kholmogory-Klin

  Die fertigen Produkte werden per Bahn-, Straßen- und Flusstransport sowie über die Erdölproduktpipeline Perm-Andreevka-Ufa verschifft

  Die wichtigsten Umwandlungsprozesse sind T-Star-Hydrocrackanlagen (65,2 Tausend Barrel/Tag), katalytisches Cracken (9,3 Tausend Barrel/Tag) und Verkokung (56,0 Tausend Barrel/Tag).

Geschichte der Anlage

Die Anlage wurde 1958 in Betrieb genommen und 1991 Teil von LUKOIL. In den 1990ern. Das Werk führte ein Programm zur Rekonstruktion einer Kokerei durch, baute eine Vakuumdestillationsanlage für Heizöl, schuf die Ölproduktion und nahm eine Anlage zur Nutzung von Schwefelwasserstoff und zur Herstellung von Schwefelsäure in Betrieb.

In den 2000er Jahren. Ein tiefer Ölraffinierungskomplex und eine Isomerisierungseinheit wurden eingeführt, die AVT-Einheiten wurden rekonstruiert und die atmosphärische Einheit der AVT-4-Einheit wurde modernisiert. Im Jahr 2008 wurde die Kapazität der Raffinerie auf 12,6 Millionen Tonnen/Jahr erhöht.

Im Jahr 2011-2014 Die Kapazität der Delayed Coking-Anlage wurde auf 1 Million Tonnen/Jahr erhöht, die Hydrotreating-Anlage für Dieselkraftstoff wurde modernisiert und die technische Umrüstung der Vakuumanlage der AVT-4-Anlage wurde abgeschlossen.

Im Jahr 2015 wurde der Ölrückstandsverarbeitungskomplex in Betrieb genommen, der die Umstellung auf ein heizölfreies System und die Steigerung der Ausbeute an Leichtölprodukten ermöglichte. Außerdem wurde ein Kraftwerk mit einer installierten Leistung von 200 MW gebaut vollendet. Im Jahr 2016 wurde der Umbau der Dieselkraftstoff-Hydrodearomatisierungsanlage der Hydrocracking-Anlage abgeschlossen.

Im Jahr 2017 wurde ein Heizöl-Entladeregal mit einer Kapazität von bis zu 1 Million Tonnen pro Jahr in Betrieb genommen. Die Überführung erhöhte die Integration zwischen den Werken und ermöglichte die Versorgung eines Komplexes zur Verarbeitung von Ölrückständen und einer Bitumenproduktionseinheit in der Erdölraffinerie Perm mit Schwerölrohstoffen aus der Erdölraffinerie Nischni Nowgorod.

Im Jahr 2018 wurde in der Perm-Raffinerie die Infrastruktur zur Aufnahme von Heizöl in Betrieb genommen, wodurch die Belastung der Delayed-Coking-Anlagen erhöht und die werksübergreifende Optimierung innerhalb des Konzerns gesteigert werden konnte.

Raffinerie Nischni Nowgorod

Kraftstoff- und Ölraffinerieanlage

Das Hotel liegt in Kstovo, Region Nischni Nowgorod

Verarbeitet eine Mischung aus Ölen aus Westsibirien und Tatarstan

Die Ölversorgung des Werks erfolgt über die Ölpipelines Almetyevsk-Nischni Nowgorod und Surgut-Polotsk

Die fertigen Produkte werden per Bahn-, Straßen- und Flusstransport sowie per Pipeline verschifft

Hauptumwandlungsprozesse – katalytische Crackanlage (80,0 Tausend Barrel/Tag), Viskositätsbrechanlage (42,2 Tausend Barrel/Tag)

Geschichte der Anlage

Die Anlage wurde 1958 in Betrieb genommen und 2001 Teil von LUKOIL.

In den 2000er Jahren. AVT-5- und Ölhydrotreating-Einheiten wurden rekonstruiert. Eine katalytische Reformierungseinheit und eine Benzinisomerisierungseinheit wurden in Betrieb genommen und die atmosphärische Einheit AVT-6 modernisiert. Die Hydrotreating-Anlage wurde umgebaut, wodurch die Produktion von Dieselkraftstoff nach der Euro-5-Norm aufgenommen werden konnte. Im Jahr 2008 wurde eine Teer-Visbreaking-Anlage mit einer Kapazität von 2,4 Millionen Tonnen/Jahr in Betrieb genommen, was zu einer Steigerung der Produktion von Vakuumgasöl und einem Rückgang der Produktion von Heizöl beitrug. Im Jahr 2010 wurde ein Komplex zum katalytischen Cracken von Vakuumgasöl in Betrieb genommen, wodurch die Produktion von hochoktanigem Benzin und Dieselkraftstoff gesteigert werden konnte. Die Hydrotreating-Anlage für Dieselkraftstoff wurde umgebaut.

Im Jahr 2011-2014 Eine Hydrofluorid-Alkylierungsanlage wurde in Betrieb genommen und der Umbau von AVT-5 abgeschlossen. Im Jahr 2015 wurden der Katalytische Crackkomplex 2 und die Vakuumanlage VT-2 in Betrieb genommen. Im Jahr 2016 wurde der Rohstoffkorb erweitert.

Im Jahr 2017 begann die Produktion des Superbenzins EKTO 100 mit verbesserten Leistungseigenschaften. Darüber hinaus wurde eine endgültige Investitionsentscheidung für den Bau eines Delayed-Coking-Komplexes mit einer Kapazität von 2,1 Millionen Tonnen Rohstoffen pro Jahr getroffen. Die Rohstoffe für den Komplex werden Rückstände aus der Schwerölraffinierung sein, und die Hauptprodukttypen werden Dieselkraftstoff, reine Benzin- und Gasfraktionen sowie dunkle Erdölprodukte – Vakuumgasöl und Koks – sein. Durch den Bau des Komplexes und die damit verbundenen Optimierungsmaßnahmen wird die Ausbeute an Leichtölprodukten in der Raffinerie Nischni Nowgorod um mehr als 10 % gesteigert. Durch die Erhöhung der Recyclingkapazität und die Optimierung der Anlagenbeladung wird die Heizölproduktion deutlich reduziert.

Im Jahr 2018 begann der Bau eines Delayed-Coking-Komplexes in der Raffinerie Nischni Nowgorod, es wurden EPC-Verträge mit Auftragnehmern abgeschlossen und mit der Vorbereitung des Pfahlfeldes und der Fundamente für die Anlagen des Komplexes begonnen. Durch die Erhöhung der Recyclingkapazität und die Optimierung der Anlagenauslastung kann die Heizölproduktion um 2,7 Millionen Tonnen pro Jahr gesenkt werden.

Ölraffinerie Uchta

Liegt im zentralen Teil der Republik Komi

Verarbeitet eine Mischung aus Ölen aus den Feldern der Republik Komi

Die Ölversorgung des Werks erfolgt über die Ölpipeline USA-Uchta

Hauptumwandlungsprozesse – Visbreaking-Einheit (14,1 Tausend Barrel/Tag)

* Ohne ungenutzte Kapazität (2,0 Millionen Tonnen).

Geschichte der Anlage

Die Anlage wurde 1934 in Betrieb genommen und 1999 Teil von LUKOIL.

In den 2000er Jahren wurde die AT-1-Einheit umgebaut, eine Hydroentparaffinierungsanlage für Dieselkraftstoff sowie ein Ölentlade- und -laderegal für dunkle Ölprodukte eingeführt. Die erste Phase der Rekonstruktion des katalytischen Reformierungskomplexes wurde abgeschlossen, wodurch die Kapazität des Prozesses um 35.000 Tonnen/Jahr erhöht wurde. In der Hydroentparaffinierungsanlage wurde eine Einheit zur Erhöhung der Wasserstoffkonzentration eingeführt, die zweite Stufe des Entlade- und Verladekomplexes für Öl und Erdölprodukte wurde gebaut, die Umrüstung der katalytischen Reformierungseinheit wurde abgeschlossen und eine Vakuum-Teer-Visbreaking-Einheit wurde installiert mit einer Kapazität von 800.000 Tonnen/Jahr wurde in Betrieb genommen, was eine Steigerung der Produktion von Vakuumgasöl ermöglichte. Im Jahr 2009 wurde der Bau der Isomerisierungsanlage abgeschlossen.

Im Jahr 2012 wurde die technische Umrüstung der Reaktoreinheit der Dieselkraftstoff-Hydrotreating-Einheit GDS-850 abgeschlossen. Im Jahr 2013 wurde die AVT-Anlage nach dem Umbau in Betrieb genommen und die Kapazität der Vakuumanlage auf 2 Millionen Tonnen/Jahr erhöht. Das Projekt zum Bau einer Gaskondensatableitungsanlage ist abgeschlossen. Im Jahr 2014-2015 Die technische Umrüstung des Unternehmens wurde fortgesetzt.

Mini-Raffinerie

Europäische Raffinerien

ÖLVERARBEITUNG IN DER EUROPÄISCHEN RAFFINERIE IM JAHR 2018

​Raffinerie in Ploesti, Rumänien

Kraftstoffprofil einer Ölraffinerie

Das Hotel liegt in Ploesti (im zentralen Teil Rumäniens), 55 km von Bukarest entfernt

Verarbeitet Öl der Ural-Qualität (russische Exportmischung) und Öl aus rumänischen Feldern

Die Ölversorgung der Anlage erfolgt über eine Ölpipeline vom Hafen von Constanta am Schwarzen Meer. Auch rumänisches Öl kommt per Bahn an

Der Versand der fertigen Produkte erfolgt per Bahn- und Straßentransport

Die wichtigsten Umwandlungsprozesse sind die Installation einer katalytischen Crackanlage (18,9 Tausend Barrel pro Tag) und einer Verkokungsanlage (12,5 Tausend Barrel pro Tag).

Geschichte der Anlage

Die Anlage wurde 1904 in Betrieb genommen und 1999 Teil von LUKOIL.

In den 2000er Jahren. Die Produktion von AI-98-Benzin und schwefelarmem Dieselkraftstoff wurde beherrscht. In den frühen 2000er Jahren. Anlagen zur primären Ölraffinierung, Hydrotreating, Reformierung, Verkokung, katalytischen Crackung, Gasfraktionierung und Isomerisierung wurden modernisiert; Anlagen zur Hydrotreating von Benzin durch katalytisches Cracken und Wasserstoffproduktion wurden gebaut. Im Jahr 2004 wurde die Anlage in Betrieb genommen. Später wurde eine Anlage zur Herstellung von MTBE/TAME-Additiven in Betrieb genommen, ein 25-MW-Turbogenerator in Betrieb genommen, der Umbau von Dieselkraftstoff-Hydrotreating, katalytischem Cracken, katalytischem Cracken von Benzin-Hydrotreating und MTBE/TAME-Produktionseinheiten sowie der Vakuumeinheit von durchgeführt Die AVT-1-Installation wurde abgeschlossen. Der Bau einer Wasserstoffproduktionsanlage wurde abgeschlossen, die die Herstellung von Euro-5-Kraftstoffen ermöglichte.

Im Jahr 2010-2014 2 neue Kokskammern der Delayed Coking-Anlage wurden installiert, die Produktion von Propylen mit einem Schwefelgehalt von weniger als 5 ppm organisiert, der Umbau der Aminanlage abgeschlossen und in der AVT-3-Anlage ein verbessertes Steuerungssystem eingeführt , wodurch die Ausbeute marktfähiger Produkte erhöht werden kann. Im Jahr 2013 wurden Projekte zur Erhöhung des Rückgewinnungsgrads von C3+ aus trockenem katalytischem Crackgas und zur Modernisierung der Behandlungsanlagen abgeschlossen. Es wurde eine umfassende Überarbeitung des Unternehmens durchgeführt, der Übergang zu einem heizölfreien Produktionssystem vollzogen, die Raffinationstiefe und die Ausbeute an Leichtölprodukten erhöht.

Im Jahr 2015 wurde eine Rauchgasreinigungsanlage für katalytisches Cracken in Betrieb genommen.

​Raffinerie in Burgas, Bulgarien

Kraftstoff- und petrochemische Ölraffinerie


Liegt an der Schwarzmeerküste, 15 km von Burgas entfernt


Verarbeitet Öl verschiedener Qualitäten (einschließlich russischer Exportqualitäten) und Heizöl


Die Ölversorgung der Anlage erfolgt über eine Pipeline vom Ölterminal Rosenets.


Die fertigen Produkte werden per Bahn, See- und Straßentransport sowie über Ölpipelines in die zentralen Regionen des Landes verschifft


Die wichtigsten Umwandlungsprozesse sind eine katalytische Crackanlage (37,1 Tausend Barrel/Tag), eine Visbreaking-Anlage (26,4 Tausend Barrel/Tag) und eine Teer-Hydrocrackanlage (39,0 Tausend Barrel/Tag).

* Ohne ungenutzte Kapazität (2,8 Millionen Tonnen).