Katalytisches Cracken

Ein Spaltungsvorgang bei 500°C

Ein wesentlich höheres Umwandlungsergebnis als beim thermischen Cracken erreicht man mit dem katalytischen Cracken. Der Spaltvorgang erfolgt bei etwa 500 °C in Gegenwart eines Katalysators. Katalysatoren sind Stoffe, die die chemische Reaktion fördern, beschleunigen oder in eine bestimmte Richtung lenken, ohne sich selbst dabei zu verändern.

Beim katalytischen Cracken verwendet man meist sandförmige, feinkörnige Katalysatoren wie z.B. synthetische Aluminiumsilikate, die sich in einem Dampf-Gas-Strom wie eine Flüssigkeit verhalten. Sie besitzen eine große Oberfläche (etwa 100m²/g). Als Einsatzstoffe kommen bei diesen Verfahren überwiegend Rückstände aus der Rohöldestillation bzw. Vakuumdestillation in Frage. Neue Katalysatorentwicklungen zielen darauf hin, auch das Cracken von Destillationsrückständen zu ermöglichen. Während des Crackvorgangs setzt sich auf dem Katalysator Kohlenstoff als Koks ab und nimmt dem Katalysator seine Wirkung (Deaktivierung durch Oberflächenblockierung).

Deshalb wird der Koks in einem nachgeschalteten Regenerator abgebrannt, so dass der Katalysator erneut verwendet werden kann. Die beim Abbrennen des Kokses entstehende Wärmeenergie ist der Energielieferant für den Crackprozess. Ergebnis des katalytischen Crackens ist ein Gemisch von Kohlenwasserstoffen, das vom gasförmigen Methan bis zum Schweröl reicht. Der eigentlichen Crack-Sektion ist daher ein Aufbereitungsteil mit Destillation, Flüssiggasgewinnung, Gasreinigung usw. nachgeschaltet.

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. 

Katalytischer Fließbett-Cracker

Als Einsatzprodukt für diesen Cracker (Fluid Cat Cracker) werden hochsiedende Komponenten verwendet, welche kurz vor Eintritt in den Reaktor auf den erhitzten Katalysator treffen. Die Komponenten reagieren sofort. Damit beginnt bereits der Spaltvorgang, der nach wenigen Sekunden bei Temperaturen zwischen 500 °C und 600 °C im Reaktor (Riser) abgeschlossen ist. Die gecrackten Öldämpfe verlassen den Reaktor und werden in einem Trennturm in die einzelnen Produkte zerlegt. Bei dem Spaltvorgang wird der Katalysator mit Kohlenstoff beladen und verliert seine Aktivität. Aus dem Reaktor leitet man ihn in den Regenerator, wo mit Hilfe von Druckluft der Kohlenstoff abgebrannt wird. Der Katalysator ist dann wieder aktiv und steht erneut für das Verfahren zur Verfügung. Das Abbrennen der Kohlenstoffanteile liefert die Energie für den Prozess, weiterhin wird eine große Menge der Energie an weitere Anlagen (Destillationskolonnen) abgegeben. 

Hydrocracken

Sollen größere Mengenanteile sehr hochsiedender Komponenten in niedrig siedende Fraktionen für Kraftstoffe umgewandelt werden, dann muß gleichzeitig mit dem Cracken auch Wasserstoff (englisch „Hydrogen") an die gebildeten Molekülbruchstücke angelagert werden. Das erfordert einen erhöhten Wasserstoffeintrag unter Hochdruck. So kann die Konversionsrate erheblich verbessert werden. Hydrocracken ist das dazu entwickelte technisch eleganteste und flexibelste, zugleich aber teuerste Konversionsverfahren.

Es handelt sich hierbei um ein katalytisches Spaltverfahren in Gegenwart von Wasserstoff bei einem Druck von 100 bis 150 bar und ermöglicht eine nahezu vollständige Umwandlung des Einsatzproduktes. Nachteilig sind der hohe Wasserstoffbedarf und der hohe Druck, der dicke Reaktorwände erfordert. Reaktoren, die diesen Anforderungen gewachsen sind, verursachen beträchtliche Kosten. Die Versorgung des Hydrocrackers mit Wasserstoff macht den Bau einer eigenen Wasserstoff-Produktionsanlage nötig. Das erklärt, weshalb bisher relativ wenig Raffinerien über eine solche Anlage verfügen. 

Das Hydrocracken hat den Vorteil, dass sich je nach Katalysator und Betriebsbedingungen die erwünschte Ausbeute in bestimmte Richtungen steuern lässt. So kann man im Hydrocracker entweder fast ausschließlich Benzin oder überwiegend Dieselkraftstoff und leichtes Heizöl bei gleichzeitig geringem Benzinanteil gewinnen.



Hydrocracker

Beim Hydrocracken werden große Moleküle der hochsiedenden Komponenten in kleinere zerbrochen. Der Wasserstoff lagert sich an die Bruchstücke an und sättigt die Spaltprodukte ab. Hierzu wird das Gasöl mit Wasserstoff vermischt, erhitzt und durch einen mit einem Festbettkatalysator gefüllten Reaktor geschickt. Danach gelangen die Kohlenwasserstoffe in einen Abscheider, wo der überschüssige Wasserstoff abgetrennt und in den Kreislauf zurückgeführt wird. Nach Abtrennung der Gase wiederholt sich der Vorgang in der 2. Stufe. Im abschließenden Fraktionierturm werden die übrigen Erzeugnisse aufgeteilt. Die schweren Rückstände, die nach der Fraktionierung verbleiben, werden zum Ausgangspunkt der 2. Stufe zurückgeleitet und durchlaufen erneut die Anlage.

Hydrocracköle

Ausgangsprodukt sind der Vakuumrückstand oder die langkettigen Normalparaffine aus der Entparaffinierung von Raffinaten. Die Moleküle werden in besonderen Crackanlagen in einer Wasserstoffatmosphäre und im Beisein spezieller Katalysatoren in kürzere Schmierstoffmoleküle zerbrochen (gecrackt). Hierbei fallen verfahrensbedingt überwiegend Isoparaffine an. In einer anschließenden Vakuumdestillation werden sie nach Viskosität getrennt und in einer nachgeschalteten Entparaffinierung entfernt.

Daneben kommen bei der Schmierstoffproduktion auch noch synthetische Kohlenwasserstoffe zum Einsatz. 

Zukünftige Entwicklung

Der anhaltende Trend der Nachfrage nach mehr leichten (Kraftstoffe) und weniger schweren (Heizöl S) Produkten sowie zunehmende Umweltanforderungen beeinflussen die Weiterentwicklung der Konversionsanlagen. Die bisher als Einzelbausteine der Raffinerieverarbeitung anzusehenden Konversionsverfahren werden durch Konversionskomplexe ergänzt oder ersetzt, die zusätzliche Komponenten enthalten, wie z. B. die katalytische Entmetallisierung, die Rückstandshydrierung oder die Rückstandsvergasung.

Der Investitionsaufwand ist wesentlich höher als für alle bisherigen Einzelanlagen in Raffinerien, so dass die Umstellung nur zögernd vorangeht. Der Vorteil liegt in einer sehr flexiblen und praktisch rückstandsfreien Verarbeitung unabhängig von der Qualität des eingesetzten Rohöls.