Downstream in der Öl- und Gasindustrie

Rohöl-Destillationsanlage

Die Raffination von Rohöl beginnt in der Rohöl-Destillationsanlage, deren Hauptaufgabe darin besteht, die verschiedenen Bestandteile zu trennen.

Funktionsweise von Rohölanlagen

Schweres Rohöl enthält typischerweise Salze. Chloridsalze führen nicht nur zu Verstopfungen im Downstream-Raffinerieprozess, sondern korrodieren auch Betriebsmittel in Form von Salzsäure (HCl), die durch Hydrolyse bei hohen Temperaturen entsteht. Rohöl mit einem hohen Salzgehalt muss zunächst einen Entsalzer durchlaufen, um die Verunreinigung zu entfernen. In diesem Vorbehandlungsschritt wird das Rohöl auf einen Wert knapp über dem Siedepunkt von Wasser erhitzt und dann mit Frischwasser gemischt, um das Salz zu verdünnen. Anschließend wird das Gemisch in einen Absetzbehälter geleitet, in dem Öl und Salzwasser getrennt werden. Ein elektrostatisches Feld beschleunigt den Trennprozess.

Nach dem Entsalzen wird das Rohöl auf etwa 280 °C (540 °F) erhitzt. Diese teilweise verdampften Einsatzstoffe werden in den unteren Bereich der Rohöldestillationsanlage eingeleitet, die auch als atmosphärische Destillationsanlage bezeichnet wird, da die Verarbeitung nahe dem Atmosphärendruck erfolgt: 1,2 bis 1,5 atm (17,6 bis 22 psi) am oberen Kolonnenende. Am unteren Kolonnenende ist ein Verdampfer und am oberen ein Kondensator angebracht, wodurch ein Temperaturgradient entsteht. Die Fraktionen mit einem höheren Siedepunkt – die schwereren, weniger flüchtigen Verbindungen – bleiben in Bodennähe, während die Fraktionen mit einem niedrigeren Siedepunkt – die leichteren, flüchtigeren Verbindungen – nach oben steigen. Perforierte Böden, die entlang der Kolonne gestapelt sind, ermöglichen es den leichteren Verbindungen, weiter aufzusteigen, während die schwereren Verbindungen nach unten rieseln. Die abgetrennten Kohlenwasserstoffverbindungen oder Fraktionen werden je nach Siedepunkt an verschiedenen Höhen der Destillationskolonne abgezogen.

Das Restöl kann weiter abgetrennt werden, aber die thermische Destillation kann nicht bei atmosphärischem Luftdruck erfolgen, da die erforderlichen hohen Temperaturen die Kohlenwasserstoffe beschädigen würden.

Zur weiteren Destillation gelangt das Restöl in eine Vakuumdestillationsanlage. Bei einem Druck von nur 0,36 psi ist der Siedepunkt von schwereren Ölen niedrig genug, um thermische Zersetzung oder Spaltung zu vermeiden. Der Vakuumofen erhitzt das Restöl auf ca. 400 °C (750 °F), wo es in der Niederdruckumgebung verdampft und in verschiedene Komponenten zur weiteren Verarbeitung und Raffination fraktioniert wird:

• Leichtes Gasöl und schweres Gasöl (auch Vakuumgasöle genannt) – Verarbeitung zu Schmierölgrundstoffen oder zu Einsatzstoffen für Hydrocracker und katalytische Fließbett-Cracker-Anlagen (FCC-Anlagen)
• Vakuumrückstände – als Einsatzstoffe für Koker, FCC-Anlagen, Hydrocracker und Hydrotreater

Messlösungen für Rohöldestillationsanlagen

Es gibt drei Hauptanwendungen für flexible Temperatur-Stufenelemente in einer Rohölanlage:

• Überwachung der Koksbildung in der Flammenzone. Sowohl atmosphärische als auch Vakuumdestillationskolonnen verfügen über Flammenzonen, in denen ein Teil der heißen Einsatzstoffe beim Eintritt in die Kolonne verdampft. Durch die radiale Messung der Temperaturverteilung für Hot Spots an der Flammenzone können die Bediener eine frühe Koksbildung erkennen und die Waschölrate entsprechend anpassen, um Koksablagerungen zu minimieren oder zu verhindern.
• Temperaturüberwachung an der Turmspitze und des Kopf-Temperaturgradients. Beim Abkühlen der Kopfgase können verschiedene Salze – Ammoniumchlorid oder Salze, die in Kopf-Inhibitoren entstanden sind – bei verschiedenen Temperaturen oberhalb des Kopfwaschsystems kristallisieren. Frühe Salzbildung kann zu Salzablagerungen und Korrosion von Metallen führen. Durch eine Stufenelement-Lösung kann der Bediener die Temperaturen am Turmkopf besser kontrollieren, so dass eine frühe Salzbildung minimiert oder verhindert werden kann.
• Temperaturerfassung an den Böden. Ein Stufen-Thermoelement ist eine einfache Möglichkeit, um mehrere Temperaturmessungen über einen einzigen Stutzen vorzunehmen.

Rohroberflächen-Thermoelemente für Öfen

WIKA bietet innovative Thermoelement-Lösungen für befeuerte Heizungen an. Dank umfangreicher Thermoelement-Prüfungen in unserer hochmodernen Forschungs- und Entwicklungseinrichtung in der Nähe des Houston Ship Channel können wir Ihnen helfen, die richtige Konfiguration und Positionierung von Temperatursensoren für Ihre Öfen zu bestimmen.

Unabhängig davon, wo das Thermoelement angebracht ist, muss es korrekt verlegt und installiert werden. So müssen Nutzer beispielsweise die Wärmeausdehnung des Ofenrohrs berücksichtigen und den Sensor vor der direkten Hitze der Brenner schützen. Bei falscher Verlegung und Installation kann sich die Lebensdauer des Thermoelements verkürzen und es kann sogar zu Fehlfunktionen kommen.

Mit den Weiterentwicklungen von WIKA in der Technik der Rohroberflächen-Thermoelemente wurde nicht nur die Genauigkeit optimiert. Einfacher Einbau ist ebenfalls ein Leistungsmerkmal unserer Temperaturmesslösungen, da unser Außendienst ständig mit WIKA-Konstrukteuren zusammenarbeitet, um den Prozess zu optimieren. Egal ob der Sensor nun einen geformten Hitzeschild hat oder nicht, der Einbau erfolgt immer schnell und zuverlässig.

Koker

Koker nutzen hohe Temperaturen (< 900 °F/480 °C) und hohen Druck zum Aufspalten oder Cracken von größeren Kohlenwasserstoffmolekülen der Vakuumrückstände, um leichtere und hochwertigere Fraktionen zu erzeugen. Beim thermischen Cracken in einem Koker entsteht auch fester Kohlenstoff, der als Petrolkoks (Grünkoks) bezeichnet wird und als Energiequelle oder Vormaterial in der Fertigung verwendet wird.

Funktionsweise eines Kokers

Ein Delayed Coker, die am häufigsten eingesetzte Kokerart, hat zwei Hauptkomponenten: eine befeuerte Heizung und zwei oder mehr Kokstrommeln. In der befeuerten Heizung führen Ofenrohre die Einsatzstoffe durch Strahlungs- und Konvektionsabschnitte, wo es seine thermische Spalttemperatur erreicht. Diese Flüssigkeit gelangt dann in die Kokstrommel, wo der Crackvorgang stattfindet. Daher der Zusatz „delayed” (verzögert), da die Reaktion nicht in der Heizung oder im Reaktor stattfindet. Die Kohlenwasserstoffdämpfe treten oben aus der Trommel aus, während sich der Koks am Sumpf absetzt. Wenn eine Trommel voll ist, wird sie zum Entkoken aus der Linie genommen, während eine andere, nun entkokte Trommel, wieder in die Linie eingebunden wird. Wasserhochdruckschneider entfernen die Feststoffe aus der Kokstrommel.

Eine weitere Art ist der Fluid Coker. Die Einsatzstoffe werden als fluidisierte Feststoffe in den Brenner gesprüht und sowohl für Brennstoffe als auch zur weiteren Spaltung der langen Kohlenwasserstoffketten erneut verbrannt. Ein Flexicoker funktioniert wie ein Fluid Coker, aber mit der Option einer partiellen oder kompletten Vergasung des Kokses. Der Vorteil der Fluid Coker und Flexicoker ist die höhere Ausbeute an hochwertigen, flüssigen Kohlenwasserstoffen.

Vorteile einer genauen Temperaturmessung in Kokern

Unabhängig von der Art des Kokers arbeiten diese Anlagen unter schwierigen Bedingungen: extrem hohe Temperaturen, starke Vibrationen, korrosive und flüchtige Einsatzstoffe. Sicherheit und optimale Erträge erfordern zuverlässige Instrumentierung zur kontinuierlichen Überwachung und Steuerung der Prozesse. Bei der Heizung des Kokers sollte sowohl auf der Prozessseite als auch auf der Feuerseite eine abgestimmte Temperatur herrschen.

Mit genauen Informationen über die Temperatur und den Prozessfluss können die Ofenrohre einer Raffinerie im Vergleich zu einer durchschnittlichen Heizung die dreifache Lauflänge haben. Genaue Rohroberflächen-Temperaturmessung steht im Vordergrund. Zeigt ein Rohroberflächen-Thermoelement zu hohe Werte, werden Bediener unnötigerweise die Laufzeit reduzieren, was zu einer verringerten Produktion führt. Zeigt es einen zu niedrigen Wert an, würden die Bediener unwissentlich die Laufzeit verlängern und damit das Risiko eines Rohrbruchs und einer ungeplanten Abschaltung erhöhen.

WIKA hat ein Portfolio an innovativen Rohroberflächen-Thermoelementen, die darauf ausgelegt sind, die Produktion und die Anlagensicherheit zu maximieren. Wir bieten auch Einbauservice und ein hochmodernes Ofenüberwachungsprogramm mit Infrarotscannern, Zustandskontrollen der Betriebsmittel, Datenanalysen und Fehlerbehebung.

Katalytische Fließbett-Cracker-Anlage (FCC-Anlage)

Wie ein Koker wandelt eine katalytisches Fließbett-Cracker-Anlage (FCC-Anlage) schweres Restöl in leichtere, höherwertige Produkte wie Benzin und die leichten Olefine Propylen und Butylen um. Im Gegensatz zum Koker, in dem lange Kohlenwasserstoffketten nur durch hohe Temperaturen gespaltet werden, wird beim katalytischen Fließbett-Cracken ein Katalysator eingesetzt, um dieses Verfahren effizienter zu gestalten.

Funktionsweise einer FCC-Anlage

In einem Reaktor wird das Restöl mit Silizium-Aluminiumoxid, dem Aluminiumsilikat Zeolith oder einem anderen Katalysator vermischt. Dieser physische Kontakt führt bei geeigneten Temperaturen und Drücken zu einer chemischen Reaktion, durch die die Einsatzstoffe in kleinere Moleküle zerlegt werden, die dann in der Fraktionierkolonne abgetrennt und abgezogen werden. Der Katalysator wird bei dieser Reaktion chemisch nicht verändert, aber der Kohlenstoff beschichtet das Pulver, die Kügelchen oder Pellets. Der verbrauchte Katalysator gelangt in den Regenerator, wo der Kohlenstoff abgebrannt wird, und kehrt dann in den Reaktor zurück.

Temperaturüberwachung in FCC-Anlagen

FCC-Anlagen, die Geldbringer moderner Raffinerien, können bis auf eine alle fünf Jahre geplante Abschaltung zur regelmäßigen Wartung durchgehend laufen. Idealerweise ist die Turnaround Zeit kurz, damit die Anlage schnell wieder raffinieren kann. Wenn das Anfahren jedoch nicht ordnungsgemäß erfolgt, kann es zu Kondensation kommen, der Katalysator wird nass und verklebt, und die Anlage muss zur Reinigung erneut abgeschaltet werden. Um dieses kostspielige Szenario zu vermeiden, ist es wichtig, die Dipleg-Temperatur beim Aufwärmen der Anlage ständig zu überwachen, um Kondensation zu verhindern. Ein weiterer wichtiger Bereich für die Temperaturüberwachung ist der Regenerator, um sicherzustellen, dass die Bedingungen heiß genug sind, um den Kohlenstoff zu verbrennen und den Katalysator zu regenerieren.

Alkylierungsanlage

Eine Alkylierungsanlage stellt Isoparaffine her, die als Alkylate bezeichnet werden. Diese hochoktanige Benzinmischkomponente wird durch die Kombination von Isobutan (aus der Isomerisierungsanlage der Raffinerie) mit Propylen oder Butylen (aus einer FCC-Anlage) unter Einsatz eines Katalysators hergestellt. Diese auch als Alky bezeichnete Anlage ist ein wichtiger Bestandteil zur Erfüllung der heutigen strengen Kraftstoffnormen für reduzierte Emissionen.

Arten von Alkylierungsanlagen

Es gibt heutzutage vier Arten von Alkylierungsanlagen, die nach dem verwendeten Katalysator benannt werden. Die üblichen Anlagen sind die auf Flusssäure basierenden und die auf Schwefelsäure basierenden Alkylierungsanlagen. Die wichtigste Herausforderung bei diesen Anlagen besteht darin, dass die flüssigen Säurekatalysatoren korrosiv, giftig und potenziell umweltschädlich sind. Die Verhinderung von Emissionen und Leckagen ist daher besonders wichtig. Das Membranüberwachungssystem von WIKA verfügt über eine zweite, innenliegende Membrane zur Gewährleistung der sicheren Trennung von Umwelt und Prozess, falls die primäre Membrane ausfällt. Falls dies geschieht, steigt der im Zwischenraum überwachte Druck an und das System warnt die Bediener im Fall eines Bruchs. Um die mit der Verwendung flüssiger Säuren verbundenen Risiken zu vermeiden, setzen einige Raffinerien auf die Alkylierung mit festen Säuren und die Alkylierung mit ionischen Flüssigkeiten. Beide Technologien sind vielversprechend, da die Katalysatoren weniger gefährlich zu handhaben, zu regenerieren und zu entsorgen sind als HF oder H₂SO₄.

Unabhängig vom Katalysator und von der Technologie erfordert die Alkylierung genaue Temperatur- und Druckbereiche für optimale chemische Reaktionen.

Reformer mit kontinuierlicher Katalysatorregeneration (CCR-Reformer)

Katalytisches Reforming ist ein Verfahren, bei dem Naphthas mit Hilfe eines Katalysators mit großer Hitze und erhöhtem Druck in hochoktanige Benzinmischungen oder Reformate umgewandelt werden. Da eine der chemischen Reaktionen die Dehydrierung ist, entstehen beim katalytischen Reforming große Mengen an Wasserstoff, der in Hydrocrackern und an anderen Stellen in der Raffinerie verwendet wird.

Funktionsweise eines CCR-Reformers

In einem typischen Reformer mit kontinuierlicher Katalysatorregeneration (CCR-Reformer) beginnt das Verfahren mit dem Aufheizen des Naphtha-Einsatzstoffes auf die entsprechende Temperatur. Von dort aus gelangt der Einsatzstoff in eine Reihe von Reaktoren, in denen sich langsam bewegende Katalysatorbetten, in der Regel auf Platinbasis, die chemische Reaktion beschleunigen, um eine Reihe von höherwertigen Kohlenwasserstoffen zu erzeugen. Die entstehenden Reformate werden gemeinsam mit Reformiergas und Wasserstoff abgetrennt.

Bei den Prozessen im Reaktor lagert sich Koks auf dem Katalysator ab. Nach dem Verlassen des letzten Reaktors wird der verbrauchte Katalysator in den Regenerator geleitet, wo er entkokt wird, und kehrt dann wieder in den Reaktor zurück.

Die kontinuierliche Katalysatorregeneration ist beliebter und effizienter als das halb-regenerative Reforming, bei dem ein Festbettkatalysator verwendet wird, der nur während der Stillstandszeiten alle paar Monate regeneriert werden kann. Die kontinuierliche Katalysatorregeneration (CCR) kann bis auf einen Wartungsintervall ungefähr alle drei Jahre ununterbrochen arbeiten.

Wo muss bei einem CCR-Reformer die Temperatur überwacht werden?

Die Temperatur spielt bei der Optimierung von chemischen Prozessen in einem CCR-Reformer eine große Rolle und die Temperatursensoren arbeiten unter schwierigen Bedingungen.

• Ofen: Eine genaue und robuste Temperaturmessung auf der Rohroberfläche ist wichtig für einen sicheren Betrieb und die Optimierung des Anlagendurchsatzes. Eine typische CCR-Anlage verfügt über mehrzellige Öfen – einen für jede Zone/jedes Bett des Katalysators – mit Rohren, die U-förmig angeordnet sind. Sowohl das Rohr als auch der Rohrkopf dehnen sich bei großer Hitze aus, so dass das Instrument eine dreidimensionale Differenzausdehnung bewältigen muss.
• Reaktor: Temperatursensoren in sich bewegenden Katalysatorbetten dienen zur Überwachung der Katalysatorleistung und erkennen eine ungleiche Strömungsverteilung. Messgeräte sind jedoch anfällig für Erosion durch wiederholten Kontakt mit Katalysatorgranulat. Ein dickwandiges technisches Kabel bietet Schutz vor beweglichen Katalysatoren und hohen Temperaturen.
• Regenerator: Hier wird der verbrauchte Katalysator einer Oxidation unterzogen, um die Koksablagerungen zu entfernen, und anschließend gechlort, um seinen Säuregehalt wiederherzustellen. Ein flexibles Stufen-Thermoelement überwacht die Gastemperatur in jeder Zone, um die maximale Lebensdauer des Katalysators sicherzustellen. Für diese Hochtemperaturumgebung und korrosive Umgebung werden Messinstrumente aus der Superlegierung Inconel empfohlen.

Da sich CCR-Anlagen je nach Lizenzgeber erheblich unterscheiden können, ist das Verständnis der Unterschiede der Schlüssel zur richtigen Instrumentierung.

Hydrocracker

Hydrocracker ermöglichen die Veredelung einer Vielzahl von geringwertigen Einsatzstoffen zu Mitteldestillaten wie Diesel, Kerosin und leichtem Gasöl.

Funktionsweise eines Hydrocrackers

Wie der Name schon sagt, spalten Hydrocracker-Reaktoren schwerere Gasöle in einer wasserstoffreichen Atmosphäre auf, und zwar mit Hilfe eines Festbettkatalysators (in der Regel Zeolith), erhöhte Temperaturen (400–815 °C / 750–1.500 °F) und hohen Drücken (70–140 bar / 1.000–2.000 psi). Das gecrackte Gemisch gelangt dann in einen Fraktionator, aus dem Destillate mit niedrigerem Siedepunkt abgezogen werden, während das verbleibende Öl mit höherem Siedepunkt in den Reaktor zurückgeführt wird, um erneut umgewandelt zu werden.

Wasserstoff hat in diesem Prozess zwei Funktionen:

• Verbindung mit gecracktem, ungesättigtem Kohlenwasserstoff zur Bildung gesättigter, hochwertiger Produkte
• Steuerung der Temperatur im Reaktor (Wasserstoffsättigung ist exotherm, d. h. die Zugabe von mehr Wasserstoff führt zu mehr Wärme)

Schwere Gasöle enthalten normalerweise erhebliche Anteile an Schwefel und Stickstoff. In einem zweistufigen Hydrocracker erfolgt in der ersten Stufe die Wasserstoffbehandlung: Mit Hilfe eines Katalysators werden die Verunreinigungen aus den Einsatzstoffen entfernt und Wasserstoff mit Schwefel und Stickstoff zu gasförmigem Schwefelwasserstoff (H2S) und Ammoniak (NH3) verbunden. Waschwasser löst diese Gase auf, und das dabei entstehende Ammoniumhydrogensulfid (NH4HS) wird zum Ablösen abgeleitet. In einstufigen Hydrocrackern durchlaufen die Einsatzstoffe zuerst einen Hydrotreater, um unerwünschte Verbindungen zu entfernen.

Die Bedeutung der Temperaturüberwachung in Hydrocrackern

Katalytisches Cracken ist ein endothermer Prozess, während die Wasserstoffsättigung Wärme freigibt. Die Sicherheit und Effizienz des Hydrocrackens hängt daher davon ab, ob die Reaktortemperatur in einem bestimmten Bereich gehalten wird. Durch das Überwachen des Temperaturprofils können die Betreiber die Reaktorleistung besser verstehen und steuern, besonders im Hinblick auf die Vermeidung thermischen Durchgehens.

Da Hydrocracker je nach Lizenzgeber unterschiedlich konstruiert sind, ist es wichtig, mit Spezialisten zusammenzuarbeiten, die sich in der Branche auskennen und eine breites Spektrum von Temperaturprofil-Systemen für Hydrocracker entwickeln können und zudem Experten-Stufenthermometer-Einbauten und einen 24/7-Kundenservice bieten. WIKA verfügt über eine langjährige Erfahrung in der Entwicklung von Messlösungen, die Raffinerien helfen, ungeplante Ausfallzeiten zu vermeiden, die Laufzeiten zu verbessern und die Rentabilität zu steigern.

Hydrotreater

Hydrotreater, oder auch Anlagen für hydrierende Entschwefelung, sind Verfahrensanlagen zur Entfernung von Schwefel sowie von Stickstoff, Sauerstoff, Schwermetallen und anderen unerwünschten Produkten aus Gemischen oder Einsatzstoffen. Dies ist einer der wichtigsten Schritte im modernen Raffinieriebetrieb, da:

• Raffinerien immer strengere Umweltnormen für geringere Emissionen in Erdgas und Transportkraftstoffen erfüllen müssen.
• die Wasserstoffbehandlung die Lebensdauer des Katalysators verlängert, denn Schwefel- und Stickstoffverbindungen können Metallkatalysatoren vergiften.
• Verunreinigungen in den Einsatzstoffen die Verarbeitungsanlagen verschmutzen können, so dass die Wasserstoffbehandlung die Laufzeiten verlängert und unnötige Abschaltungen von nachgeschaltetem Gerät vermeidet.

Funktionsweise von Hydrotreatern

Ähnlich wie bei einem Hydrocracker wird bei einem Hydrotreater der Einsatzstoff mit Wasserstoff gemischt, das Gemisch in einem Ofen auf 260–400 °C (500–750 °F) erhitzt und dann in einen Reaktor gesprüht. Unter Einsatz von Metallkatalysatoren und unter hohen Temperaturen (300–400 °C / 575–750 °F) und hohem Druck (30–130 bar / 440–1.910 psi) reagiert der Wasserstoff mit dem Einsatzstoff, um den Schwefel durch die Bildung von gasförmigem Schwefelwasserstoff (H2S) und Stickstoff durch Bildung von Ammoniak (NH3) zu entfernen. Zugleich sättigt der Wasserstoff die Olefine und Aromate.

Es gibt verschiedene Kategorien von Hydrotreatern, die sich durch die Art des zu behandelnden Einsatzstoffes unterscheiden – von Rückständen, schwerem Naphtha und Kerosin bis hin zu Diesel, Vakuumgasöl und CC-Benzin.

Temperaturüberwachung verhindert Problemen bei der Wasserstoffbehandlung

Temperatursensoren in Hydrotreatern spielen eine Schlüsselrolle bei der Sicherheit und der Produktivität. An einer Vielzahl von Stellen überprüfen flexible Stufen-Thermoelemente, wie das Flex-R®, auf Hotspots, überwachen die Katalysatorleistung und suchen nach Bereichen mit schlechter Verteilung, insbesondere an Auslassstellen. An Einlassstellen überwachen die Temperatursensoren die Leistung des Reaktorinneren.

Isomerisierungsanlage

Durch die Isomerisierung wird die Qualität des Benzins verbessert, indem geradkettige Kohlenwasserstoffe mit niedriger Oktanzahl in verzweigtkettige Kohlenwasserstoffe mit höherer Oktanzahl umgewandelt werden. Im Vergleich zum katalytischen Reforming ist die Isomerisierung wirtschaftlicher und erzeugt weniger CO2-Emissionen und gefährliche Nebenprodukte.

Was ist Isomerisierung?

Isomere sind Moleküle mit derselben Summenformel aber einer anderen Molekülanordnung. Normales Butan (n-C4) ist beispielsweise ein geradkettiges Molekül mit 4 Kohlenstoffatomen und 10 Wasserstoffatomen. Sein Isomer, Isobutan (i-C4), ist ebenfalls C4H10, hat aber eine CH3-Gruppe, die vom zentralen Kohlenstoffatom abzweigt.

Aufgrund dieser Strukturunterschiede verhalten sich verzweigtkettige Kohlenwasserstoffe sowohl physikalisch als auch chemisch anders als ihre geradkettigen Verwandten. Normales Pentan und Hexan beispielsweise sind niedrigoktanig, etwa 66–70 ROZ (Researched- Oktanzahl), während Isopentan und Isohexan etwa 82–87 ROZ aufweisen.

Es gibt zwei Arten von Isomerisierungsanlagen:

• C4-Isomerisierungsanlagen wandeln Butan (n-C4) in Isobutan (i-C4) zum Einsatz in Alkylierungsanlagen um.
• C5/C6-Isomerisierungsanlagen wandeln Pentan (n-C5) in Isopentan (i-C5) und Hexan (n-C6) in Isohexan (i-C6) zum Einsatz als Mischstoff um.

Das C5/C6-Isomerisierungsverfahren

Zunächst wird das leichte Naphtha mit Wasserstoff behandelt, um Schwefel, Stickstoff und andere unerwünschte Produkte zu entfernen. Der behandelte Einsatzstoff wird dann mit unterschiedlichen Mengen an Wasserstoff (je nach verwendetem Katalysator) gemischt und in den Reaktor gesprüht, eine Umgebung mit Festbettkatalysator und mäßiger Hitze (93–204 °C / 200–400 °F).

Bei Isomerisierungsverfahren wird eine von drei Arten von Katalysatoren verwendet.

Der nächste Schritt hängt von der verwendeten Katalysatorart ab. Normalerweise gelangt der Reaktorausfluss in den Behälter, in denen die Produkte getrennt werden:

• H₂ wird zurückgewonnen und im Reaktor wiederverwertet.
• Die Isomerate werden zum nachgeschalteten Mischen abgeleitet.
• Wird HCl erzeugt, wird es abgezogen und behandelt.
• Die gecrackten Gase C₁ (Methan), C₂ (Ethan), C₃ (Propan) und C₄ (Butan) werden zurückgewonnen und abgezogen.
• Nicht umgewandeltes C₅ und C₆ wird als Einsatzstoff wieder zurück in den Reaktor geleitet.

Temperaturüberwachung von Katalysatoren

Damit Isomerisierungsanlagen weiterhin hochoktanige Isomerate erzeugen können, muss der Katalysator Spitzenleistungen erbringen. Die Bediener können mit Stufen-Thermoelementen an verschiedenen Stellen der Festbetten auf Kanalbildung, Fehlverteilung und die Katalysatoraktivität allgemein achten. Ein vollständiges Temperaturprofil kann die Lebensdauer des Katalysators verlängern, die Verfahrenseffizienz erhöhen und die Anlagensicherheit verbessern.

Aminanlage

Mit Hilfe von stickstoffhaltigen Verbindungen, den so genannten Aminen, entfernen Aminanlagen unerwünschten Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid aus Prozessgas und Erdgas. Aminbehandlung ist eine der besten Methoden, um saure Gase zu entfernen und Erdölprodukte einsatztauglich zu machen.

Die Grundlagen der Aminbehandlung

Die Aminanlage umfasst mehrere Schritte zur Reinigung von saurem Gas und zum Recycling des Aminlösungsmittels.

1. Vor der Aminbehandlung wird der verschmutzte Prozess in eine Sauergas-Knockout-Trommel geleitet, um Wasser und Öltröpfchen zu entfernen.

2. Das vorbehandelte Gas gelangt in den unteren Teil der Aminkolonne, der auch Absorber oder Kontaktstrecke genannt wird.

3. Steigt das Sauergas auf, kommt es mit der unbeladenen Aminlösung (ohne saure Gase) in Kontakt, die von oben herabtropfen. Je mehr Kontakt, desto mehr H2S und CO2 werden absorbiert.

4. Am oberen Ende der Kontaktkolonne wird das entschwefelte Gas am Reingasauslass weggeleitet.

5. Der saubere Prozess gelangt in die Knockout-Trommel für entschwefeltes Gas, wo das restliche Amin aufgefangen und wiederverwendet wird, und das Erdgas wird weiter downstream geleitet.

6. Die Aminlösung, die nun mit sauren Gasen gesättigt ist (beladenes Amin), setzt sich auf dem Boden der Kontaktstrecke ab und wird zur Abscheidekolonne geleitet.

7. Im Abscheider trennt Dampf aus dem Reboiler die sauren Gase vom beladenen Amin.

8. Die sauren Gase werden im Kondensator gekühlt und zur Verarbeitung zur Rückgewinnungsanlage geleitet.

9. Das abgeschiedene Amin wird zur weiteren Reinigung durch eine Reihe von Filtern geführt.

10. Das nun wieder unbeladene Amin wird zur Wiederverwertung in den oberen Teil der Kontaktstrecke zurückgeleitet.

Messlösungen für optimierte Aminbehandlung

Temperaturüberwachung und Steuerung spielen eine Schlüsselrolle bei der Effizienz von Aminanlagen. Insbesondere das Prozessgas und die Aminlösung operieren am besten innerhalb eines engen Temperaturbereichs.

• Wenn das Amin beim Kontakt mit den Kohlenwasserstoffen zu kühl ist, kann das verschmutzte Prozessgas kondensieren und schäumen, was zu einer schlechteren Gasqualität führt. Idealerweise liegt die Temperatur des unbeladenen Amins nur wenig über der Gastemperatur am Einlass.
• Ist das unbeladene Amin jedoch zu heiß, fließt es zu schnell und nimmt nicht genügend saures Gas auf.
• Wenn das schmutzige Prozessgas beim Eintritt in die Aminkolonne zu heiß ist, steigt es zu schnell auf und kommt nahe am Auslass für das reine Prozessgas am oberen Kolonnenende mit dem unbeladenen Amin in Kontakt. In dieser Situation kann es zu Schaumbildung kommen, was zu schlechterer Gasqualität und möglichem Aminverlust führen kann.
• Ist das beladene Amin zu heiß, lösen sich saure Gase aus der Lösung heraus und greifen Metalloberflächen an, was zu Korrosion führt.
• Ist die Temperatur der Filteranlage zu kühl, werden Verunreinigungen nicht so effektiv aus der Aminlösung entfernt, bevor diese zurück in die Kontaktstrecke gepumpt wird, was zu einer weniger effizienten Absorption der sauren Gase führt.

Aminzirkulationsrate, Gasdurchsatz, Gaseinlasstemperatur und Aminkonzentration wirken sich auf die Effizienz der Aminbehandlung aus. Mit hochwertigen Instrumenten, wie z. B. Stufen-Thermoelementen, insbesondere mit dem Miniatur-Stufen-Thermoelement TC96-M, haben Raffinerien in Echtzeit die genauen Informationen, die sie benötigen, um intelligente Betriebsentscheidungen zu treffen.

Wasserstoffanlage

Wasserstoff ist heute eine wichtige Komponente in Raffinerien, die für die Umwandlung von minderwertigen Kohlenwasserstoffen in höherwertige Produkte erforderlich ist. Der Wasserstoff, der in Hydrocrackern, Hydrotreatern und Isomerisierungsanlagen verwendet wird, kann aus einem CCR-Reformer kommen, der H₂ als Nebenprodukt erzeugt. Zusätzlicher Bedarf kann durch einen Dampf-Methan-Reformer (SMR) gedeckt werden, der Methan, meist aus Erdgas, und Wasser in Wasserstoff umwandelt.

1. Falls erforderlich kann das Erdgas zuerst in einem Hydrotreater entschwefelt werden.

2. Ein SMR verwendet erhöhten Druck (3–25 bar / 44–360 psi), hohe Temperaturen (700–1.000 °C / 1.290–1.830 °F), einen Festbettkatalysator und superheißen Dampf, um Methan in Wasserstoff und Kohlenmonoxid umzuwandeln.

CH₄ + H₂O → 3 H₂ + CO

3. Kohlenmonoxid ist eine Verunreinigung, die schwer zu entfernen ist. Das entstehende Synthesegas aus dem Dampfreformer wird nun einer Wassergas-Shift-Reaktion unterzogen, um Kohlenmonoxid in Kohlendioxid und zusätzlichen Wasserstoff umzuwandeln.

CO + H₂O → CO₂ + H₂

Dieser Prozess benötigt ebenfalls einen Katalysator, aber etwas niedrigere Temperaturen von 200–480 °C (400–900 °F).

4. Es gibt zwei Hauptmethoden, um Kohlendioxid aus dem Wasserstoff zu entfernen.

• Bei der Druckwechsel-Adsorption werden unerwünschte Gase unter hohem Druck und mit Hilfe von Adsorptionsmitteln abgeschieden. Anschließend wird auf niedrigen Druck gewechselt, wodurch die Stoffe ihre jeweiligen Gase abgeben und ihre Adsorptionseigenschaften wiederherstellen.
• Bei der CO₂-Methanisierung wird ein Aminlösungsmittel verwendet, um Kohlenstoff abzuscheiden, der dann mit Hilfe eines Katalysators und unter den entsprechenden Temperatur- und Druckbedingungen in CH₄ umgewandelt wird. Das erzeugte Methan wird dann zurück in den Dampfreformer geleitet.

Beide Methoden erzeugen einen fast reinen Wasserstoffstrom für eine Raffinerie.

Messlösungen für Wasserstoffanlagen

Da es sich bei der Dampfreformierung um ein endothermes Verfahren handelt, ist eine regelmäßige Zufuhr von Wärme aus einem Ofen erforderlich. Die Rohroberflächen des Ofens können eine Temperatur bis zu 815 °C (1.500 °F) aufweisen. Temperaturmesslösungen beinhalten Rohroberflächen-Thermoelemente, flexible Stufen-Thermoelemente und Thermoelemente in Schutzrohren. Temperatursensoren ermöglichen den Betreibern datengestützte Entscheidungen über den Austausch von Katalysatoren.

Die Überwachung und Steuerung von Druck, Füllstand und Durchfluss sind ebenfalls entscheidend für effiziente Verfahren bei der Methan-Dampfreformierung.

Schwefel-Rückgewinnungsanlage

Schwefel ist ein unerwünschtes Produkt in Öl und Gas, da bei seiner Verbrennung Umweltschadstoffe entstehen. Nach der Entschwefelung in einem Hydrotreater oder einer anderen Verfahrensanlage wandelt eine Schwefel-Rückgewinnungsanlage den entstehenden Schwefelwasserstoff nach dem Claus-Prozess in Schwefel um, ein verkaufsfähiges Produkt, das in der Industrie und zur Herstellung von Düngemitteln verwendet wird.

Schritte zur Schwefel-Rückgewinnung in einer Raffinerie

Der Claus-Prozess hat zwei Stufen für die Schwefelrückgewinnung:

1. Thermische Stufe

Schwefelwasserstoff verbrennt mit dem Sauerstoff in der Luft und erzeugt elementaren Schwefel.

2 H₂S + O₂ → 2 S + 2 H₂O

Die Temperatur des thermischen Reaktors wird über ~850 °C (1.560 °F) gehalten. Der heiße Ausfluss gelangt dann in einen Kondensator, wo der Dampf vom Schwefel weggeleitet wird. Da der Schwefelwasserstoff nur teilweise oxidiert, werden etwa 70 % des Schwefels abgetrennt, und der durchfließende Strom enthält weiterhin Schwefelwasserstoff. Bei der zusätzlichen Verbrennung mit Luft entsteht Schwefeldioxid.

2 H₂S + 3 O₂ → 2 SO₂ + 2 H₂O

2. Katalytische Stufe

Der Ausfluss des Kondensators wird erneut erhitzt, da die Schwefelkondensation den Katalysator verschmutzt. Das heiße Gemisch durchläuft dann eine Reihe von Festbettkatalysator-Reaktoren (Claus-Reaktoren), um den Schwefel weiter abzutrennen.

2 H₂S + SO₂ → 3 S + 2 H₂O

Die katalytische Stufe findet bei niedrigeren Temperaturen von ~315–330 °C (600–625 °F) statt, aber oberhalb des Taupunkts von Schwefel.

Der Claus-Prozess gewinnt 95–97 % des H₂S im Einsatzstrom zurück, aber dieser Prozentsatz ist nicht hoch genug, um die heutigen strengen Vorschriften zur Luftreinhaltung zu erfüllen. Der letzte Schritt ist daher die Behandlung des Endgases in einer Endgasbehandlungsanlage. Im Wesentlichen wird das schwefelhaltige Endgas erhitzt und hydriert, um Schwefelwasserstoff zu erzeugen, der eine Aminanlage durchläuft. Der abgeschiedene Schwefelwasserstoff wird dann in den Oxidator zurückgeführt, um den Claus-Prozess erneut zu starten.

Die Bedeutung der Temperaturmessung bei der Schwefel-Rückgewinnung

Eine genaue Temperaturüberwachung und -steuerung spielt in jeder Stufe einer Schwefelrückgewinnungsanlage eine enorme Rolle. Ist beispielsweise die Temperatur eines Claus-Reaktors zu niedrig, reagiert der Katalysator nicht optimal. Zudem kondensiert das schwefelhaltige Gas und verschmutzt den Katalysator. Unser Multipoint Thermoelement TC95-S liefert genaue Temperaturmessungen entlang der Reaktorbetten bei schneller Ansprechzeit. Für den Einsatz im thermischen Reaktor der SRU-Anlage stehen WIKA’s Hochtemperatur-Thermoelemente zur Verfügung, die durch den Einsatz von mono-kristallinem Saphir (TC83 Calitum) oder Stickstoff-Spülsystemen (TC82) einen vorzeitigen Sensor-Ausfall bei Temperaturen von bis zu 1700°C (3092°F) verhindern. Die Überwachung der feuerfesten Auskleidung (Refractory) des thermischen Reaktors erfolgt mittels des Models TCC, welches eine mobile Thermopaar Messstelle verwendet. Durch das Anbringen des Model TCC auf die Oberfläche des Reaktors wird ermöglicht, auf Basis der Anzeige einer Temperaturmessspitze Rückschluss auf einen Schaden der feuerfesten Auskleidung zu ziehen. Die Kenntnis, wann eine Reparatur der feuerfesten Auskleidung erforderlich ist, befähigt den Kunden, die Lebensdauer des Reaktors zu verlängern.

Gasfackel

Sowohl aus wirtschaftlichen als auch aus ökologischen Gründen finden Raffinerien Wege, um fast alle Restprodukte ihrer Prozesse zurückzugewinnen und zu recyceln. Es gibt jedoch bestimmte Gase, die nicht wiederverwendet werden können, und diese werden sicher abgefackelt. Bei Überdruck oder anderen gefährlichen Situationen sorgen Not-Aus-Systeme dafür, dass gefährliche Dämpfe automatisch aus sensiblen Bereichen der Anlage evakuiert und über Fackelleitungen zu einer Gasfackel zur Verbrennung geleitet werden.

Eine Gasfackel steuert die Verbrennung dieser unerwünschten Gase, wobei weniger schädliche Produkte entstehen, die in die Atmosphäre abgegeben werden. So hat Methan ein Treibhauspotenzial (GWP) von 27–30, während Kohlendioxid ein GWP von 1 hat. Bei der Verbrennung von nicht rückgewonnenem Methan entstehen Kohlendioxid und Wasser.

Verschiedene Leitungen für Luft, Dampf und unerwünschte Gase führen in eine Gasfackel und werden an der Fackelspitze gezündet. Instrumente zur Messung der Durchflussgeschwindigkeit, z. B. der Ultraschall-Durchflussmesser Typ FLC-UFL, helfen, den Prozess für mehr Sicherheit und eine effiziente Verbrennung zu steuern. Thermoelemente, die zur Gasfackel geführt werden, sind entscheidend für die Überwachung der Pilotflammen.

Elektrisches Umspannwerk

Große „Downstream“-Anlagenbetreiber sind in der Regel Miteigentümer eines Umspannwerks zusammen mit dem Versorgungsunternehmen der Region. In einer Raffinerie müssen die Betreiber die Spannungsebenen umwandeln und den Strom dorthin leiten, wo er benötigt wird.

In Mittel- und Hochspannungsanlagen werden heute verschiedene Gase zur Isolierung und Lichtbogenlöschung verwendet. WIKA ist ein weltweiter Anbieter von Gashandling-Lösungen in der Energieübertragung und -verteilung. Unser Produktportfolio ermöglicht es, Downstream-Unternehmen und Stromversorgern gleichermaßen, alle Arten von Isoliergasen in Abschaltkreisen, Transformatoren, Schaltanlagen und mehr zu überwachen, zu analysieren und zu handeln.

Das in gasisolierten Anlagen am häufigsten vorkommende Gas ist Schwefelhexafluorid (SF₆). Es hat eine ausgezeichnete Spannungsfestigkeit für eine zuverlässige Lichtbogenlöschung. Gleichzeitig ist es das Treibhausgas mit dem höchsten bekannten Treibhauspotenzial (GWP). Die Verhinderung von Leckage ist das A und O zur Vermeidung der Gefahren von SF₆-Gas.

Als hundertprozentige Tochtergesellschaft von WIKA bietet WEgrid Solutions eine umfassende Palette von Produkten und Services für das sichere Handling von SF₆ und anderen Gasen. Die Online-Gasdichteüberwachung mit Trendanalyse ermöglicht eine zustandsorientierte Wartung und Instandhaltung, wodurch die Betreiber von Umspannwerken die Sicherheit erhöhen, die Kosten senken und die Umwelt schützen können.

Kalibrierung & Service

WIKA bietet ein breites Serviceangebot für die Downstream-Öl- und -Gasindustrie.

Kalibrierzentrum: Beratung, Konzeption und Umsetzung – alles aus einer Hand

Lassen Sie WIKA Ihre Referenz- und Prüfmittel kalibrieren, entweder in unseren ISO-17025-akkreditierten Laboren oder direkt an Ihrem Standort. Neben einer breiten Palette von Kalibriergeräten bieten wir Kalibrierservice für die Messgrößen Druck, Temperatur, Kraft, Durchfluss und elektrische Messgrößen sowie SF6-Gasdichtegeräte.

Kalibrierte Instrumente liefern genaue Daten, eine Voraussetzung für smarte Entscheidungsfindung, die zu einem sichereren Betrieb und einer höheren Produktion führen. Aber Kalibrierprodukte sind nur ein Teil der Gleichung.

Arbeiten Sie zusammen mit WIKA an einer Komplettlösung, die so einzigartig ist wie Ihre Downstream-Prozesse. Unsere Öl- und Gasspezialisten können aus unserer umfangreichen Produktpalette ein hochleistungsfähiges Kalibriersystem entwickeln, mit:

• Anpassungsmöglichkeit für Prüflinge
• Druck- und Vakuumversorgung
• Komponenten für Druckregelung und Feineinstellung
• Spannungsversorgung und Multimeter zur Kalibrierung von elektrischen Prüflingen

Eine unserer weiteren Stärken ist die Projektplanung. Wir können anwendungsspezifische Systeme für jede Art von Vor-Ort-Kalibrierung entwerfen, bauen und in Betrieb nehmen, von manuellen Arbeitsplätzen bis hin zu vollautomatischen Prüfanlagen in Produktionslinien.

Umfangreiches Ofenüberwachungsprogramm (FCMP)

Befeuerte Heizungen sind das Herzstück vieler Raffinerieanlagen, und eine schlechte Leistung hat negative Auswirkungen auf Sicherheit und Produktivität. Damit Ihre Anlagen so nah wie möglich an den Sollbedingungen arbeiten, bieten wir drei Stufen der Ofenüberwachung an, um den Anforderungen Ihrer Raffinerie gerecht zu werden.

• Einfach: Infrarot-Scannen + gründliches Audit zur Ermittlung von Ausrüstungsproblemen
• Erweitert: die einfache Stufe + regelmäßige Überwachung und Bewertung
• Umfassend: die erweiterte Stufe + verwertbare Informationen und detailliertes Verständnis der Probleme

Reparatur des Druckmittlersystems

Keinen Austausch, wenn eine Reparatur möglich ist. Mit dem Service für Druckmittlersysteme von WIKA können Sie im Vergleich zu den Kosten für eine neue Einheit viel Geld sparen. Denn die Lebensdauer des Prozesstransmitters ist länger als die der messstoffberührten Teile. Wenn ein Druckmittlersystem nicht mehr funktioniert, muss daher nur in seltenen Fällen die gesamte Einheit ausgetauscht werden.

Wir warten nicht nur unsere eigenen Druckmittlersysteme, sondern auch die von anderen Herstellern.

R&D Center

Das in der Nähe des Houston Ship Channel gelegene WIKA R&D Center ist eine erstklassige Anlage und wurde geschaffen, um Raffinerien dabei zu helfen, das Beste aus ihren Anlagen herauszuholen. Das Herzstück dieses Campus ist eine Prozessanlage in voller Größe, die nach den ASME- und API-Richtlinien entworfen und gebaut wurde. Der 9,6 Mio.-BTU-Ofen ist in der Lage, eine Vielzahl von Prozessen nachzubilden, die in größeren Heizungen und Reaktoren ablaufen, und ermöglicht es uns, die Leistung unserer Temperaturmessgeräte unter realen Arbeitsbedingungen zu testen und zu überprüfen.

Diese Einrichtung nach dem neuesten Stand der Technik wird nicht nur von WIKA genutzt. Auch unsere Kunden profitieren von dem großen Serviceangebot:

• Nachbildung der Temperaturmessprobleme einer Raffinerieanlage in einer für diesen Zweck konzipierten aktiv befeuerten Heizung.
• Unterstützung von Sensorprüfanforderungen ohne Beschädigung der Betriebsmittel oder kostspieliger Raffinerieabschaltung.
• Sie erhalten eine Praxisschulung, um das Beste aus Messgeräten und Prozessanlagen herauszuholen, einschließlich Informationen über die optimale Positionierung und Konfiguration von Rohroberflächen-Thermoelementen.

Zusammen mit Beratung durch Experten und unserem Portfolio an hochwertigen Geräten für die Öl- und Gasindustrie, hat das WIKA-Forschungs- und-Entwicklungszentrum Raffinerien auf der ganzen Welt geholfen, die Prozesseffizienz zu verbessern, die Wartungszeiten zu verkürzen und die Erträge und Margen unserer Kunden zu erhöhen.

Installation

Unsere erfahrenen Techniker und Ingenieure unterstützen Sie vor Ort bei der Installation und Inbetriebnahme von WIKA-Geräten und -Systemen. Unser Field-Service Angebot umfasst Überwachung, Beratung, Schweißarbeiten, Analyse und Fehlerbehebung, Inspektion, Wartung und Reparatur. Von neuen Projekten bis hin zur Überwachung geplanter oder ungeplanter Shutdowns steht Ihnen unser globales Team zur Seite.

Berufliche Weiterentwicklung

Unsere Branchenexperten stehen für Workshops, Seminare und Beratungen für alle unsere Produktlinien zur Verfügung – bei Ihnen oder bei uns. Wenden Sie sich an uns, wenn Sie weitere Informationen zur Schulung und Weiterbildung Ihres Teams wünschen.