Merkblatt über die Besten Verfügbaren Techniken (BVT) für das
Raffinieren von Mineralöl und Gas
Richtlinie über Industrieemissionen 2010/75/EU (Integrierte Vermeidung und Verminderung von
Umweltverschmutzung)
Pascal Barthe, Michel Chaugny, Serge Roudier, Luis Delgado Sancho
2 0 1 5
Mit ausgewählten Kapiteln in deutscher Sprache
Übersetzung veröffentlicht November 2017
Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit und die 16 Bundesländer haben eine Verwaltungsvereinbarung geschlossen, um gemeinsam eine auszugsweise Übersetzung der BVT-Merkblätter ins Deutsche zu organisieren und zu finanzieren, die im Rahmen des Informationsaustausches nach Artikel 13 (3) der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen erarbeitet werden. Die Vereinbarung ist bereits für die Vorgängerrichtlinie (IVU-Richtlinie) am 10.1.2003 in Kraft getreten. Von den BVT- Merkblättern sollen die für die Genehmigungsbehörden wesentlichen Kapitel übersetzt werden.
Als Nationale Koordinierungsstelle für die BVT-Arbeiten wurde das Umweltbundesamt (UBA) mit der Organisation und fachlichen Begleitung dieser Übersetzungsarbeiten beauftragt. Das Kapitel des von der Europäischen Kommission veröffentlichten BVT-Merkblattes „Raffinieren von Mineralöl und Gas“, in denen die Besten Verfügbaren Techniken beschrieben sind (Kapitel 4), wurde im Rahmen dieser Verwaltungsvereinbarung in Auftrag des Umweltbundesamtes übersetzt.
Die nicht übersetzten Kapitel liegen in diesem Dokument in der englischsprachigen Originalfassung vor. Diese englischsprachigen Teile des Dokumentes enthalten weitere Informationen (u.a. Emissionssituation der Branche, Technikbeschreibungen etc.), die nicht übersetzt worden sind. In Ausnahmefällen gibt es in der deutschen Übersetzung Verweise auf nicht übersetzte Textpassagen. Die deutsche Übersetzung sollte daher immer in Verbindung mit dem englischen Text verwendet werden.
Für das Kapitel 5 (Schlussfolgerungen für das Raffinieren von Mineralöl und Gas) hat der Sprachendienst der Europäischen Kommission die offizielle Übersetzung angefertigt. Wie in Artikel 13 (5) der Richtlinie 2010/75/EU dargelegt, wurde am 9. Oktober 2014 der Durchführungsbeschluss (2014/738/EU) über die BVT-Schlussfolgerungen, wie sie hier in Kapitel 5 enthalten sind, angenommen und am 28. Oktober 2014 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht.
Diese deutschen Übersetzungen stellen keine rechtsverbindliche Übersetzung des englischen Originaltextes dar. Bei Zweifelsfragen muss deshalb immer auf die von der Kommission veröffentlichte englischsprachige Version zurückgegriffen werden. Dieses Dokument ist auf der Homepage des Umweltbundesamtes (http://www.umweltbundesamt.de/themen/wirtschaft- konsum/beste-verfuegbare-techniken/sevilla-prozess/bvt-download-bereich) abrufbar.
Durchführung der Übersetzung in die deutsche Sprache:
SprachenService Theobald Praunheimerweg 127 60439 Frankfurt am Main
E-Mail: heidrun.theobald@t-online.de
not all documents have been drafted):
Reference Document on Best Available Techniques Code
Ceramic Manufacturing Industry CER
Common Waste Water and Waste Gas Treatment/Management Systems in the Chemical
Sector CWW
Emissions from Storage EFS
Energy Efficiency ENE
Ferrous Metals Processing Industry FMP
Food, Drink and Milk Industries FDM
Industrial Cooling Systems ICS
Intensive Rearing of Poultry and Pigs IRPP
Iron and Steel Production IS
Large Combustion Plants LCP
Large Volume Inorganic Chemicals – Ammonia, Acids and Fertilisers LVIC-AAF
Large Volume Inorganic Chemicals – Solids and Others Industry LVIC-S
Large Volume Organic Chemical Industry LVOC
Management of Tailings and Waste-rock in Mining Activities MTWR
Manufacture of Glass GLS
Manufacture of Organic Fine Chemicals OFC
Non-Ferrous Metals Industries NFM
Production of Cement, Lime and Magnesium Oxide CLM
Production of Chlor-Alkali CAK
Production of Polymers POL
Production of Pulp, Paper and Board PP
Production of Speciality Inorganic Chemicals SIC
Refining of Mineral Oil and Gas REF
Slaughterhouses and Animals By-products Industries SA
Smitheries and Foundries Industry SF
Surface Treatment of Metals and Plastics STM
Surface Treatment Using Organic Solvents STS
Tanning of Hides and Skins TAN
Textiles Industry TXT
Waste Incineration WI
Waste Treatment WT
Wood and Wood Products Preservation with Chemicals WPC
Wood-based Panels Production WBP
Reference Document
Economics and Cross-media Effects ECM
General Principles of Monitoring MON
Electronic versions of draft and finalised documents are publicly available and can be downloaded from http://eippcb.jrc.ec.europa.eu/reference/
PREFACE
1. Status of this document
Unless otherwise stated, references to ‘the Directive’ in this document refer to Directive 2010/75/EU of the European Parliament and the Council on industrial emissions (integrated pollution prevention and control) (Recast).
The original best available techniques (BAT) reference document (BREF) for the Refining of Mineral Oil and Gas (REF) was adopted by the European Commission in 2003. This document is the result of a review of that BREF. The review commenced in January 2008.
This BAT reference document for the Refining of Mineral Oil and Gas forms part of a series presenting the results of an exchange of information between EU Member States, the industries concerned, non-governmental organisations promoting environmental protection and the Commission, to draw up, review, and where necessary, update BAT reference documents as required by Article 13(1) of the Directive. This document is published by the European Commission pursuant to Article 13(6) of the Directive.
As set out in Article 13(5) of the Directive, the Commission Implementing Decision 2014/738/EU on the BAT conclusions contained in Chapter 5 was adopted on 9 October 2014 and published on 28 October 20141.
2. Participants in the information exchange
As required in Article 13(3) of the Directive, the Commission has established a forum to promote the exchange of information, which is composed of representatives from Member States, the industries concerned and non-governmental organisations promoting environmental protection (Commission Decision of 16 May 2011 establishing a forum for the exchange of information pursuant to Article 13 of the Directive 2010/75/EU on industrial emissions (2011/C 146/03), OJ C 146, 17.05.2011, p.3).
Forum members have nominated technical experts constituting the technical working group (TWG) that was the main source of information for drafting this document. The work of the TWG was led by the European IPPC Bureau (of the Commission’s Joint Research Centre).
3. Structure and contents of this document
Chapters 1 and 2 provide general information on the Refining of Mineral Oil and Gas and on the industrial processes and techniques used within this sector.
Chapter 3 provides data and information concerning the environmental performance of installations within the sector, and in operation at the time of writing, in terms of current emissions, consumption and nature of raw materials, water consumption, use of energy and the generation of waste.
Chapter 4 describes in more detail the techniques to prevent or, where this is not practicable, to reduce the environmental impact of installations in this sector that were considered in determining the BAT. This information includes, where relevant, the environmental performance levels (e.g. emission and consumption levels) which can be achieved by using the techniques, the associated monitoring and the costs and the cross-media issues associated with the techniques.
1 OJ L 307, 28.10.2014, p. 38.
Chapter 5 presents the BAT conclusions as defined in Article 3(12) of the Directive.
Chapter 6 presents information on ‘emerging techniques’ as defined in Article 3(14) of the Directive.
Concluding remarks and recommendations for future work are presented in Chapter 7.
4. Information sources and the derivation of BAT
This document is based on information collected from a number of sources, in particular through the TWG that was established specifically for the exchange of information under Article 13 of the Directive. The information has been collated and assessed by the European IPPC Bureau (of the Commission's Joint Research Centre) who led the work on determining BAT, guided by the principles of technical expertise, transparency and neutrality. The work of the TWG and all other contributors is gratefully acknowledged.
The BAT conclusions have been established through an iterative process involving the following steps:
• identification of the key environmental issues for the sector;
• examination of the techniques most relevant to address these key issues;
• identification of the best environmental performance levels, on the basis of the available data in the European Union and worldwide;
• examination of the conditions under which these environmental performance levels were achieved, such as costs, cross-media effects, and the main driving forces involved in the implementation of the techniques;
• selection of the best available techniques (BAT), their associated emission levels (and other environmental performance levels) and the associated monitoring for this sector according to Article 3(10) of, and Annex III to, the Directive.
Expert judgement by the European IPPC Bureau and the TWG has played a key role in each of these steps and in the way in which the information is presented here.
Where available, economic data have been given together with the descriptions of the techniques presented in Chapter 4. These data give a rough indication of the magnitude of the costs and benefits. However, the actual costs and benefits of applying a technique may depend strongly on the specific situation of the installation concerned, which cannot be evaluated fully in this document. In the absence of data concerning costs, conclusions on the economic viability of techniques are drawn from observations on existing installations.
5. Review of BAT reference documents (BREFs)
BAT is a dynamic concept and so the review of BREFs is a continuing process. For example, new measures and techniques may emerge, science and technologies are continuously developing and new or emerging processes are being successfully introduced into the industries.
In order to reflect such changes and their consequences for BAT, this document will be periodically reviewed and, if necessary, updated accordingly.
6. Contact information
All comments and suggestions should be made to the European IPPC Bureau at the Institute for Prospective Technological Studies at the following address:
European Commission
JRC Institute for Prospective Technological Studies European IPPC Bureau
Edificio Expo c/ Inca Garcilaso, 3 E-41092 Seville, Spain Telephone: +34 95 4488 284 Fax: +34 95 4488 426
E-mail: JRC-IPTS-EIPPCB@ec.europa.eu Internet: http://eippcb.jrc.ec.europa.eu
Best Available Techniques Reference Document for the Refining of Mineral Oil and Gas
PREFACE ... I SCOPE ... XXXI
1 GENERAL INFORMATION ... 1
1.1 THE PURPOSE OF REFINERIES ... 1
1.2 REFINERY SECTOR IN THE EU ... 2
1.2.1 General ... 2
1.2.1.1 Oil refining ... 2
1.2.1.2 Natural gas refining ... 3
1.2.2 Feedstock ... 3
1.2.2.1 Crude oil feedstock ... 3
1.2.2.2 Biofuels feedstock growth ... 5
1.2.2.3 Natural gas feedstock ... 8
1.2.3 European refining capacity ... 9
1.2.3.1 European oil refining capacity ... 9
1.2.3.2 European natural gas refining capacity ... 11
1.2.4 Product market ... 15
1.2.4.1 Petroleum products ... 15
1.2.4.2 Natural gas ... 18
1.3 EUROPEAN REFINERIES ... 21
1.3.1 Oil refineries ... 21
1.3.2 Gas refineries ... 21
1.3.3 Technical characteristics of European refineries ... 24
1.3.4 Employment in the European refinery sector ... 27
1.4 MAIN ENVIRONMENTAL ISSUES IN THE REFINING SECTOR ... 28
1.4.1 Emissions to the atmosphere ... 28
1.4.2 Emissions to water ... 30
1.4.3 Waste generation ... 33
1.4.4 Soil and groundwater contamination ... 34
1.4.5 Other environmental issues ... 34
2 APPLIED PROCESSES AND TECHNIQUES ... 36
2.1 GENERAL OVERVIEW OF REFINERY PROCESSES ... 37
2.2 ALKYLATION ... 41
2.3 BASE OIL PRODUCTION ... 44
2.4 BITUMEN PRODUCTION ... 49
2.5 CATALYTIC CRACKING ... 51
2.6 CATALYTIC REFORMING ... 55
2.7 COKING PROCESSES ... 58
2.8 COOLING SYSTEMS ... 61
2.9 DESALTING ... 63
2.10 ENERGY SYSTEM ... 65
2.11 ETHERIFICATION ... 72
2.12 GAS SEPARATION PROCESSES ... 75
2.13 HYDROGEN-CONSUMING PROCESSES ... 77
2.14 HYDROGEN PRODUCTION ... 87
2.15 INTEGRATED REFINERY MANAGEMENT... 91
2.16 ISOMERISATION ... 93
2.17 NATURAL GAS PLANTS ... 95
2.18 POLYMERISATION... 98
2.19 PRIMARY DISTILLATION UNITS ... 100
2.20 PRODUCT TREATMENTS ... 103
2.21 STORAGE AND HANDLING OF REFINERY MATERIALS ... 106
2.22 VISBREAKING AND OTHER THERMAL CONVERSIONS ... 109
2.22.1 Visbreaking ... 109
2.22.2 Thermal gas oil unit ... 110
2.23 NEW HIGH CONVERSION TECHNIQUES... 111
2.24 TECHNIQUES FOR THE ELIMINATION AND THE VALORISATION OF EXTERNAL WASTE USED AS A SECONDARY RAW MATERIAL ... 112
2.25 TECHNIQUES FOR THE ABATEMENT OF EMISSIONS ... 114
3 CURRENT EMISSION AND CONSUMPTION LEVELS ... 117
3.1 CURRENT EMISSION AND CONSUMPTION LEVELS IN REFINERIES AS A WHOLE ... 118
3.1.1 Present consumption levels in refineries ... 119
3.1.1.1 Energy ... 119
3.1.1.2 Water ... 124
3.1.2 Emissions to air ... 127
3.1.2.1 Carbon dioxide emissions ... 127
3.1.2.2 Nitrogen oxides emissions ... 128
3.1.2.3 Particulate emissions ... 132
3.1.2.4 Sulphur oxides emissions ... 133
3.1.2.5 Volatile organic compounds emissions ... 141
3.1.2.6 Other emissions to air ... 144
3.1.2.7 Expression of full or partial site air emissions using ‘bubbles’ ... 145
3.1.3 Emissions to water ... 151
3.2 ALKYLATION ... 158
3.3 BASE OIL PRODUCTION ... 160
3.3.1 Deasphalting ... 160
3.3.2 Aromatic extraction ... 161
3.3.3 High-pressure hydrogenation unit... 161
3.3.4 Solvent dewaxing ... 161
3.3.5 Hydrofinishing ... 162
3.4 BITUMEN PRODUCTION ... 163
3.5 CATALYTIC CRACKING ... 164
3.5.1 Consumption ... 164
3.5.2 Emissions ... 164
3.5.2.1 Air emissions ... 164
3.5.2.2 Waste water emissions ... 170
3.5.2.3 Solid wastes ... 170
3.6 CATALYTIC REFORMING ... 171
3.7 COKING PROCESSES ... 173
3.8 COOLING SYSTEMS ... 175
3.9 DESALTING ... 177
3.10 ENERGY SYSTEM ... 179
3.10.1 Energy management ... 179
3.10.2 Energy capacity and consumption ... 180
3.10.3 Emissions ... 182
3.10.3.1 Air emissions ... 182
3.10.3.2 Waste water ... 188
3.10.3.3 Solid wastes generated ... 189
3.11 ETHERIFICATION ... 190
3.12 GAS SEPARATION PROCESSES ... 191
3.13 HYDROGEN-CONSUMING PROCESSES ... 192
3.13.1 Hydrotreatment... 192
3.13.2 Hydrocracking ... 195
3.14 HYDROGEN PRODUCTION ... 196
3.15 INTEGRATED REFINERY MANAGEMENT ... 199
3.16 ISOMERISATION ... 201
3.17 NATURAL GAS PLANTS ... 203
3.18 POLYMERISATION ... 206
3.19 PRIMARY DISTILLATION UNITS ... 207
3.20 PRODUCT TREATMENTS ... 209
3.21 STORAGE AND HANDLING OF REFINERY MATERIALS ... 211
3.22 VISBREAKING AND OTHER THERMAL CONVERSIONS ... 214
3.22.1 Visbreaking ... 214
3.22.2 Thermal gas oil units (TGU) ... 215
3.23 EMISSIONS FROM WASTE GAS TREATMENT TECHNIQUES ... 216
3.23.1 Sour gas treatments ... 216
3.23.2 Sulphur recovery units (SRU) ... 216
3.23.3 Flares ... 217
3.24 EMISSIONS FROM WASTE WATER TREATMENT TECHNIQUES ... 219
3.25 WASTE GENERATION ... 222
3.26 MONITORING ... 224
3.26.1 Monitoring of emissions to air ... 224
3.26.1.1 Sulphur monitoring ... 225
3.26.1.2 Emissions from combustion processes ... 225
3.26.1.3 Diffuse VOC monitoring ... 226
3.26.1.4 Odour monitoring ... 235
3.26.1.4.1 Dynamic olfactometry with human assessors ... 236
3.26.1.4.2 Odour surveys by a committee of residents ... 237
3.26.2 Monitoring of releases to water ... 240
3.26.3 Monitoring solid wastes ... 240
3.26.4 Soil and groundwater monitoring ... 241
4 FÜR DIE BESTIMMUNG DER BVT IN BETRACHT KOMMENDE TECHNIKEN ... 243
4.1 ALLGEMEINER ÜBERBLICK ... 245
4.2 ALKYLIERUNG ... 246
4.2.1 HF-Alkylierung ... 246
4.2.2 Schwefelsäure-Alkylierung ... 248
4.2.3 Vorbehandlung des Einsatzguts durch selektive Hydrierung oder Isomerisierung ... 250
4.3 GRUNDÖLHERSTELLUNG ... 251
4.3.1 Mehrstufiges Extraktionsverfahren ... 251
4.3.2 Umrüstung einer Solventextraktionsanlage von Furfural oder Phenol auf NMP ... 253
4.3.3 Rückgewinnung der Lösemittel aus der Entparaffinierung ... 256
4.3.4 Paraffinnachbehandlung ... 257
4.3.5 Lösemittellagerung und Benchmarking ... 258
4.3.6 Behandlung des schwefelhaltigen Abgases aus der Hydrierung ... 258
4.3.7 Strippen des Abwassers aus der Aromatenextraktion ... 259
4.3.8 Energieeinsatz und Wärmeintegration ... 259
4.3.9 Katalytische Hydrierverfahren ... 260
4.3.10 Optimierte Anlagen auf Lösemittelbasis mit niedrigerem Lösemittelaustritt .. 261
4.4 BITUMENHERSTELLUNG ... 263
4.4.1 Lagerung von Bitumenprodukten ... 263
4.4.2 Maßnahmen zur Minderung von Emissionen in die Luft ... 264
4.4.2.1 Behandlung der Kopfdämpfe ... 264
4.4.2.2 Rückgewinnung des Wärmeinhalts unkondensierbarer Produkte und Kondensate ... 264
4.4.2.3 Behandlung von Abgasen aus der Lagerung und dem Umschlag von Bitumenprodukten ... 265
4.4.2.4 Schwefeldioxidminderung und Schwefelrückgewinnungsanlagen ... 266
4.4.3 Vorbehandlung von Abwasser ... 266
4.4.4 Heißölsystem ... 266
4.5 KATALYTISCHES KRACKEN (FCC) ... 267
4.5.1 Hydrotreatment des FCC-Einsatzguts... 267
4.5.2 Abhitzekessel und Expander zur Energierückgewinnung aus dem FCC- Regeneratorrauchgas ... 272
4.5.3 Katalysatorwahl ... 273
4.5.4 Maßnahmen zur Minderung von NOx-Emissionen ... 275
4.5.4.1 Selektive katalytische Reduktion (SCR) ... 276
4.5.4.2 Selektive nichtkatalytische Reduktion (SNCR) ... 280
4.5.4.3 Low-NOX-CO-Oxidationspromotor... 284
4.5.4.4 Spezialadditive zur NOx-Minderung... 286
4.5.4.5 Niedertemperaturoxidation (SNERT-Verfahren /LoTOX-Technologie) ... 290
4.5.4.6 Prozessoptimierung ... 292
4.5.5 Maßnahmen zur Minderung staubförmiger Emissionen ... 293
4.5.5.1 Tertiärzyklone ... 293
4.5.5.2 Elektrofilter (EGR) ... 295
4.5.5.3 Sonstige Staubabscheider ... 302
4.5.6 Maßnahmen zur Minderung von SOx-Emissionen ... 304
4.5.6.1 DeSOX-Katalysatoradditive ... 304
4.5.6.2 Nasswäsche ... 313
4.5.6.3 Trocken- und Halbtrockenverfahren zur Rauchgasentschwefelung ... 318
4.5.6.4 Meerwasserwäsche ... 319
4.5.7 Leistung von Emissionsminderungstechniken in FCC-Anlagen und Emissionsschwankungen ... 320
4.5.8 Maßnahmen zum Abfallmanagement ... 325
4.6 KATALYTISCHES REFORMIEREN... 326
4.6.1 Verringerung und/oder Substitution des eingesetzten Katalysatorpromotors (Chlorvorläufersubstanz) ... 326
4.6.2 Reinigung des Regeneratorrauchgases ... 326
4.6.3 Elektrofilter zur Entstaubung des Regeneratorrauchgases ... 327
4.6.4 Minderung von PCDD/F-Emissionen aus katalytischen Reforming-Anlagen 328 4.7 VERKOKUNG ... 330
4.7.1 Maßnahmen zur Minderung von Emissionen aus dem Delayed Coking- Verfahren ... 330
4.7.2 Maßnahmen zur Minderung von Emissionen aus dem Fluid Coking- Verfahren ... 331
4.7.3 Maßnahmen zur Minderung von Emissionen aus dem Kalzinierprozess ... 333
4.7.4 Flexicoking ... 336
4.7.5 Verwendung von ölhaltigen Schlämmen und/oder Abfällen als Cokereinsatz 337 4.7.6 Wassereinsatz beim kombinierten Schneid- und Kühlvorgang... 338
4.7.7 Koksumschlag und -lagerung ... 340
4.7.8 Maßnahmen zur Minderung von Luftemissionen ... 341
4.7.8.1 Minderung staubförmiger Emissionen bei Verkokungsprozessen ... 341
4.7.8.2 Maßnahmen zur Minderung von SO2-Emissionen ... 342
4.7.8.3 Maßnahmen zur Minderung von NOx-Emissionen ... 343
4.7.8.4 Koksgasreinigung ... 343
4.7.9 Maßnahmen zur Minimierung von Einleitungen in Gewässer ... 344
4.7.9.1 Abwasserbehandlung ... 345
4.7.9.2 Abscheidung von Öl/Koksstaub aus dem Koksschneidwasser ... 345
4.7.10 Maßnahmen zur Minderung der Bodenverschmutzung ... 345
4.7.10.1 Verminderung und Verwertung des Koksstaubs ... 345
4.8 KÜHLEN ... 347
4.8.1 Trennung von Kühl- und Prozessabwässern ... 347
4.8.2 Luftkühlung ... 348
4.8.3 Vermeidung von Ölleckagen ins Kühlwasser ... 348
4.9 ENTSALZUNG ... 350
4.9.1 Gute Entsalzungspraktiken ... 350
4.9.2 Verbesserung der Öl/Wasser-Trennung vor Ableitung in die
Abwasserbehandlungsanlage ... 350
4.9.3 Verbesserung der Feststoffabtrennung aus der Wasser/Ölphase ... 351
4.9.4 Wiederverwendung von Abwässern im Entsalzer ... 352
4.9.5 Strippen des Entsalzerabwassers... 353
4.10 ENERGIESYSTEM ... 355
4.10.1 Energiemanagement ... 356
4.10.1.1 Energieeffizienzmanagement ... 356
4.10.1.1.1 Verbesserung der Energieeffizienz ... 356
4.10.1.2 Wärmeintegration/-rückgewinnung ... 358
4.10.1.2.1 Konstruktive Maßnahmen ... 358
4.10.1.2.2 Prozessführung und Instandhaltungsmaßnahmen ... 359
4.10.1.2.2.1 Dampfmanagement und Reduzierung des Dampfverbrauchs ... 359
4.10.1.2.2.2 Sonstige Techniken ... 361
4.10.2 Raffineriebrennstoffe: Brennstoffarten und Aufbereitung ... 361
4.10.2.1 Vermehrter Einsatz gasförmiger Brennstoffe ... 361
4.10.2.2 Aufbereitung von Raffinerieheizgas ... 366
4.10.2.3 Hydrotreatment von flüssigen Raffineriebrennstoffen... 367
4.10.3 Energieerzeugungsverfahren ... 369
4.10.3.1 Prozessöfen und Kessel ... 369
4.10.3.2 Gasturbinen ... 373
4.10.3.3 Kraft-Wärmekopplungsanlagen (KWK) ... 376
4.10.3.4 Schweröl- oder Koksvergasung (IGCC) ... 377
4.10.3.5 Wirbelschichtdampferzeuger ... 379
4.10.4 Primär- und Sekundärmaßnahmen zur NOx-Minderung ... 379
4.10.4.1 Low-NOx- und Ultra-low-NOx-Brenner ... 380
4.10.4.2 NOx-arme Trockenbrennkammern ... 387
4.10.4.3 Rauchgasrezirkulation ... 388
4.10.4.4 Einspritzen von Verdünnungsmitteln ... 388
4.10.4.5 Gestufte Verbrennung ... 390
4.10.4.6 Selektive nichtkatalytische Reduktion (SNCR) ... 390
4.10.4.7 Selektive katalytische Reduktion (SCR) ... 395
4.10.4.8 Niedertemperatur-Oxidation ... 399
4.10.4.9 Katalytische Reduktion von CO und NOX ... 400
4.10.5 Maßnahmen zur Minderung staubförmiger Emissionen ... 402
4.10.5.1 Umstellung auf feststoffarme Brennstoffe ... 402
4.10.5.2 Dampfzerstäubung von Flüssigbrennstoffen ... 403
4.10.5.3 Elektrofilter (EGR) ... 403
4.10.6 Maßnahmen zur Minderung von SOx-Emissionen ... 404
4.10.6.1 Additivzugabe zum Brennstoff ... 404
4.10.6.2 Rauchgasentschwefelungsverfahren ... 405
4.10.7 Leistung von Emissionsminderungstechniken für Feuerungsanlagen und Emissionsschwankungen ... 406
4.11 VERETHERUNG ... 414
4.11.1 Katalytische Destillation ... 414
4.11.2 Vermeidung von Schockbelastungen der biologischen Abwasserbehandlungsanlage ... 415
4.11.3 Vermeidung von Leckagen wasserlöslicher Verbindungen ... 415
4.12 GASTRENNVERFAHREN ... 416
4.12.1 Minimierung diffuser Emissionen ... 416
4.12.2 Vermeidung von Emissionen bei der LPG-Odorierung ... 417
4.13 WASSERSTOFF VERBRAUCHENDE VERFAHREN ... 418
4.13.1 Hydrierende Entschwefelungsverfahren ... 418
4.13.2 Katalytische Destillation ... 419
4.13.3 On-Stream-Katalysatoraustausch bei der Verarbeitung von Einsatzstoffen mit hohem Metallgehalt ... 420
4.13.4 Hydrierung niedrigmolekularer Diene ... 420
4.14 WASSERSTOFFERZEUGUNG ... 422
4.14.1 Dampfreformierung ... 422
4.14.2 Wärmeaustausch-Reforming (WTR)- Verfahren ... 424
4.14.3 Partielle Oxidation... 425
4.14.4 Wasserstoffreinigung ... 427
4.15 INTEGRIERTES RAFFINERIEMANAGEMENT ... 429
4.15.1 Instrumente des Umweltmanagement ... 429
4.15.1.1 Umweltmanagementsystem ... 429
4.15.1.2 Maßnahmen zur Energieeinsparung ... 431
4.15.2 Produktionsplanung und -steuerung ... 432
4.15.3 Sicherheitsmanagement ... 433
4.15.4 Wassermanagement ... 433
4.15.4.1 Integrierte Wasserwirtschaft (IWW) ... 433
4.15.4.2 Abwasser- und Entwässerungssystem ... 435
4.15.4.3 Niederschlagswasser ... 437
4.15.4.4 Ballastwasser ... 438
4.15.4.5 Löschwasser ... 438
4.15.4.6 Management im Hinblick auf prioritäre Stoffen ... 438
4.15.5 Integriertes Emissionsmanagement – "Glockenkonzept" ... 441
4.15.6 Emissionsmanagement unter Berücksichtigung ungünstiger meteorologischer Bedingungen ... 447
4.16 ISOMERISIERUNG ... 450
4.16.1 Isomerisierungsverfahren mit hochaktivem chloridunterstütztem Katalysator 450 4.16.2 Isomerisierungsverfahren mit Zeolithkatalysator ... 450
4.17 ERDGASANLAGEN ... 452
4.17.1 Erdgassüßung mittels Aminwäsche ... 452
4.17.2 Schwefelrückgewinnungsanlage ... 453
4.17.3 Maßnahmen zur Minderung von VOC-Emissionen ... 453
4.17.4 Maßnahmen zur Minderung von NOx-Emissionen ... 453
4.17.5 Maßnahmen zur Minderung von Einleitungen in Gewässer ... 453
4.17.6 Maßnahmen zur Minderung des Abfallanfalls ... 454
4.18 POLYMERISATION ... 455
4.18.1 Emissionsminderung und Katalysatoreinsatz im Prozess ... 455
4.18.2 Katalysatormanagement und -verwertung... 456
4.19 PRIMÄRDESTILLATIONSANLAGEN ... 457
4.19.1 Progressive Destillationsanlage ... 457 4.19.2 Wärmeintegration der Teilanlagen der atmosphärischen Destillationsanlage 459
4.19.3 Wärmeintegration der Teilanlagen der Vakuumdestillations-anlage ... 460
4.19.4 Einsatz von Vakuumpumpen und Oberflächenkondensatoren ... 461
4.19.5 Absenken des Vakuums in der Vakuumdestillationsanlage ... 462
4.19.6 Behandlung von unkondensierbaren Gasen aus den Kondensatoren des Dampfstrahlaggregats ... 462
4.19.7 Abwasserbehandlung und –wiederverwendung ... 463
4.19.8 Sonstige Maßnahmen für die atmosphärische Destillationsanlage ... 464
4.20 PRODUKTRAFFINATION ... 465
4.20.1 Kaskadenführung von Laugen ... 465
4.20.2 Ablaugen-Management ... 466
4.20.3 Nachverbrennung geruchsbeladener Abluft aus dem Süßungsprozess ... 467
4.20.4 Hydrotreating anstelle von Bleicherdefiltrierung ... 467
4.20.5 Katalytische Entparaffinierung ... 468
4.21 LAGERUNG UND UMSCHLAG VON STOFFEN ... 470
4.21.1 Unterirdische Kavernenspeicher ... 470
4.21.2 Festdachtanks mit Schwimmdecke ... 470
4.21.3 Festdachtanks ... 472
4.21.4 Schwimmdachtanks ... 473
4.21.5 Druckbehälter... 476
4.21.6 Dichtungssysteme für Schwimmdachtanks ... 476
4.21.7 Lagerungsstrategie ... 478
4.21.8 Vermeidung von Leckagen aus Tankböden ... 478
4.21.8.1 Tankdoppelböden ... 479
4.21.8.2 Flüssigkeitsundurchlässige Schutzauskleidung ... 480
4.21.8.3 Leckageüberwachung ... 482
4.21.8.4 Kathodischer Korrosionsschutz ... 483
4.21.9 Auffangräume für Tanklager ... 483
4.21.10 Verminderung von Tankbodenrückständen ... 484
4.21.11 Tankreinigungsverfahren ... 484
4.21.12 Farbanstrich der Lagertanks ... 486
4.21.13 Sonstige gute Lagerungspraktiken ... 487
4.21.14 Inline-Blending ... 489
4.21.15 Diskontinuierliche Mischanlagen ... 490
4.21.16 Gaspendelung bei Befüllungs- und Entleerungsvorgängen ... 490
4.21.17 Maßnahmen bei der Untenbefüllung ... 491
4.21.18 Versiegelte Oberflächen ... 491
4.22 VISBREAKING UND SONSTIGE THERMISCHE UMWANDLUNGS-VERFAHREN ... 493
4.22.1 Visbreaking ... 493
4.22.1.1 Hydrovisbreaking ... 493
4.22.1.2 Soaker-Visbreaker ... 493
4.22.2 Thermisches Gasölverfahren ... 494
4.22.3 Sauergas- und Abwasserbehandlung ... 495
4.22.4 Verminderung der Koksbildung in Visbreakern ... 495
4.23 ABGASMINIMIERUNG UND -BEHANDLUNG ... 496
4.23.1 Maßnahmen zur Minderung von CO-Emissionen ... 496 4.23.2 Möglichkeiten zur Minderung von CO2-Emissionen ... 496 4.23.3 Maßnahmen zur Minderung von NOx-Emissionen ... 497 4.23.3.1 Niedertemperatur-Entstickungsverfahren ... 498 4.23.3.2 Selektive nichtkatalytische Reduktion (SNCR) ... 499 4.23.3.3 Selektive katalytische Reduktion (SCR) ... 501 4.23.4 Staubförmige Emissionen ... 504
4.23.4.1 Zyklonabscheider ... 504 4.23.4.2 Elektrofilter (EGR) ... 505 4.23.4.3 Filternde Abscheider ... 506 4.23.4.4 Nassabscheider ... 507 4.23.4.5 Sonstige Nassverfahren ... 509 4.23.4.6 Kombination verschiedener Staubabscheidertypen ... 509 4.23.5 Schwefelrückgewinnungs- und Entschwefelungsverfahren ... 510
4.23.5.1 Aminwäsche ... 511 4.23.5.2 Schwefelrückgewinnungsanlagen (SRG) ... 514 4.23.5.2.1 Erhöhung des Schwefelrückgewinnungsgrads im Claus-Prozess ... 514 4.23.5.2.2 Claus-Tailgasbehandlung (TGB) ... 518 4.23.5.2.2.1 Direktoxidation zu Schwefel ... 519 4.23.5.2.2.2 Weiterführung der Claus-Reaktion ... 519 4.23.5.2.2.3 Reduktion zu H2S und Schwefelrückgewinnung aus H2S ... 520 4.23.5.2.2.4 Oxidation zu SO2 und Schwefelrückgewinnung aus SO2 ... 521 4.23.5.2.3 Nasswaschverfahren zur Behandlung von SRG-Abgas ... 529 4.23.5.2.4 Schwefelentgasung ... 530 4.23.5.3 Abscheidung von Schwefelwasserstoff und leichtflüchtigen Merkaptanen ... 531 4.23.5.4 Maßnahmen zur Minderung von Schwefeldioxidemissionen ... 531 4.23.5.5 Schwefelrückgewinnungsleistung und Leistungsschwankungen von
Schwefelrückgewinnungsanlagen ... 540 4.23.6 Maßnahmen zur Minderung von VOC-Emissionen ... 543
4.23.6.1 Techniken zur Vermeidung, Erkennung und Minderung diffuser VOC-
Emissionen ... 543 4.23.6.1.1 Techniken zur Vermeidung/Verminderung von VOC-Emissionen im
Rahmen der verfahrens- und anlagentechnischen Auslegung ... 543 4.23.6.1.2 Techniken zur Vermeidung/Verminderung von VOC-Emissionen im
Rahmen der Anlagenmontage und Inbetriebnahme ... 545 4.23.6.1.3 Anwendung eines Programms zur Vermeidung, Erkennung und
Verminderung diffuser Emissionen ... 546 4.23.6.2 Dämpferückgewinnungsanlagen ... 549 4.23.6.3 Dämpfebeseitigung ... 559 4.23.7 Fackeln ... 562 4.23.8 Kombiniertes SNOX-Verfahren zur Minderung von Luftemissionen ... 569 4.23.9 Maßnahmen zur Vermeidung und Verminderung von Geruchsemissionen ... 573 4.24 ABWASSERBEHANDLUNG ... 575 4.24.1 Raffinerieabwassermanagement ... 578 4.24.2 Sauerwasserstripper (SWS) ... 580 4.24.3 Kohlenwasserstoffabscheidung/-rückgewinnung aus Abwasser ... 585 4.24.4 Abschließende Abwasserbehandlung ... 587 4.24.4.1 1. Stufe – Ölabscheidung ... 587 4.24.4.2 2. Stufe – Weitergehende Öl/Wasser/Feststofftrennung ... 591 4.24.4.3 3. Stufe – Biologische Behandlung ... 593 4.24.5 Weitergehende Behandlung ... 599
4.24.6 Globale Leistung von Raffinerieabwasserbehandlungsanlagen ... 600 4.24.7 Minderung von Geruchsemissionen ... 614 4.24.7.1 Minderung von Geruchsemissionen aus der Abwasserbehandlung ... 614 4.24.7.2 Reduzierung von Geruchsemissionen aus Abwasserpufferbecken ... 615 4.25 ABFALLMANAGEMENT ... 617
4.25.1 Einführung eines Abfallmanagementprogramms ... 617 4.25.2 Schlammmanagement und -behandlung ... 618 4.25.3 Management von verbrauchtem festem Katalysator ... 621 4.25.3.1 Verringerung und Wiederverwendung von Katalysatorstaub ... 623 4.25.3.2 Katalysatorabscheidung aus dem Rückstandsöl ... 624 4.25.4 Verwertung und Wiederverwendung von Abfallstoffen ... 624
4.25.4.1 Behandlung von schweren Rückständen ... 624 4.25.4.2 Optimierung der Ölrückgewinnung aus ölhaltigen Schlämmen ... 625 4.25.4.3 Regenerierung oder Substitution von Filtertonen ... 625 4.25.4.4 Rückführung nicht spezifikationsgerechter Produkte in den Prozess ... 625 4.25.4.5 Abfallverwertung /-recycling außerhalb der Raffinerie ... 626 4.25.4.6 Verwertung von Altschmierstoffen ... 627 4.25.4.7 Recycling von Laborproben... 627 4.25.5 Biologische Abfallbehandlung ... 627 4.25.6 Abfalllagerung ... 628
5 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DAS RAFFINIEREN VON
MINERALÖL UND GAS ... 629 ANWENDUNGSBEREICH ... 629 ALLGEMEINEERWÄGUNGEN ... 631 Mittelungszeiträume und Referenzbedingungen für Emissionen in die Luft ... 631 Umrechnung der Emissionskonzentration in Referenz-Sauerstoffgehalt ... 631 Mittelungszeiträume und Referenzbedingungen für Emissionen in Gewässer ... 632 BEGRIFFSBESTIMMUNGEN ... 633 5.1 ALLGEMEINE BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DAS RAFFINIEREN VON
MINERALÖL UND GAS ... 635 5.1.1 Umweltmanagementsysteme ... 635 5.1.2 Energieeffizienz ... 636 5.1.3 Lagerung und Umschlag von Feststoffen ... 636 5.1.4 Überwachung der Emissionen in die Luft und der maßgeblichen
Prozessparameter ... 637 5.1.5 Betrieb von Abgasbehandlungssystemen ... 638 5.1.6 Überwachung von Emissionen in Gewässer ... 639 5.1.7 Emissionen in Gewässer ... 640 5.1.8 Abfallaufkommen und Abfallwirtschaft ... 642 5.1.9 Lärmemissionen ... 642 5.1.10 BVT-Schlussfolgerungen für das integrierte Raffineriemanagement ... 643 5.2 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DEN ALKYLIERUNGSPROZESS ... 644 5.2.1 HF-Alkylierungsprozess ... 644 5.2.2 Schwefelsäure-Alkylierungsprozess ... 644 5.3 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR GRUNDÖLHERSTELLUNGSPROZESSE ... 645
5.4 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DEN BITUMENHERSTELLUNGSPROZESS ... 646 5.5 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DEN FCC-PROZESS ... 647 5.6 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DAS KATALYTISCHE REFORMIEREN ... 652 5.7 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DEN VERKOKUNGSPROZESS ... 653 5.8 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DEN ENTSALZUNGSPROZESS ... 655 5.9 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DIE FEUERUNGSANLAGEN ... 656 5.10 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DEN VERETHERUNGSPROZESS ... 664 5.11 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DEN ISOMERISATIONSPROZESS ... 664 5.12 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DIE ERDGASRAFFINERIE ... 664 5.13 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DEN DESTILLATIONSPROZESS ... 665 5.14 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DEN PRODUKTRAFFINATIONSPROZESS ... 665 5.15 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR LAGER- UND UMSCHLAGPROZESSE ... 666 5.16 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR VISBREAKING UND ANDERE THERMISCHE
PROZESSE ... 668 5.17 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DIE ABGASENTSCHWEFELUNG ... 669 5.18 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR FACKELANLAGEN ... 670 5.19 BVT-SCHLUSSFOLGERUNGEN FÜR DAS INTEGRIERTE EMISSIONSMANAGEMENT ... 671 5.20 BESCHREIBUNG VON TECHNIKEN ZUR VERMEIDUNG UND STEUERUNG DER
EMISSIONEN IN DIE LUFT ... 675 5.20.1 Staub ... 675 5.20.2 Stickstoffoxide (NOx) ... 676 5.20.3 Schwefeloxide (SOx) ... 677 5.20.4 Kombinierte Techniken (SOx, NOx und Staub) ... 678 5.20.5 Kohlenstoffmonoxid (CO) ... 678 5.20.6 Flüchtige organische Verbindungen (VOC) ... 680 5.20.7 Andere Techniken ... 682 5.21 BESCHREIBUNG VON TECHNIKEN ZUR VERMEIDUNG UND STEUERUNG VON
EMISSIONEN IN GEWÄSSER ... 683 5.21.1 Abwasservorbehandlung ... 683 5.21.2 Abwasserbehandlung ... 683 6 EMERGING TECHNIQUES ... 685
6.1 REFINERY ACTIVITIES OVERVIEW ... 685 6.2 ALKYLATION ... 686 6.2.1 Alkylation of paraffins ... 686 6.2.1.1 Sulphuric acid process ... 686 6.2.1.2 Hydrofluoric acid (HF) process ... 686 6.2.1.3 Solid-acid technology ... 686 6.2.1.4 Ionic liquids (IL) ... 690 6.2.2 Alkylation aiming to reduce benzene content in gasoline ... 690 6.3 BASE OIL PRODUCTION ... 691 6.4 CATALYTIC CRACKING ... 692 6.5 CATALYTIC REFORMING ... 693
6.6 COKING ... 694 6.7 ENERGY SYSTEM ... 695 6.8 ETHERIFICATION ... 696 6.9 HYDROGEN PRODUCTION ... 697 6.10 HYDROGEN-CONSUMING PROCESSES ... 698 6.11 HYDROCRACKING ... 700 6.12 ISOMERISATION ... 701 6.13 PRIMARY DISTILLATION ... 702 6.14 PRODUCT TREATMENTS ... 703 6.15 WASTE GAS TREATMENTS ... 704 6.16 WASTE WATER TREATMENT ... 706
7 CONCLUDING REMARKS AND RECOMMENDATIONS FOR FUTURE
WORK ... 707
8 ANNEXES ... 711 8.1 REFINERY CONFIGURATIONS ... 711
8.1.1 Configuration 1: hydroskimming + isomerisation unit ... 712 8.1.2 Configuration 2: catalytic cracker configuration ... 713 8.1.3 Configuration 3: hydrocracker configuration ... 714 8.1.4 Configuration 4: complex refinery with hydroconversion and IGCC ... 715 8.2 REFINERY FEEDSTOCK, INTERMEDIATES AND PRODUCTS ... 717 8.2.1 Crude oil ... 717 8.2.2 Refinery intermediates and products ... 719 8.3 COST-EFFECTIVENESS OF IMPLEMENTATION OF SOME TECHNIQUES ... 722 8.3.1 Basic concepts for cost-effectiveness analysis ... 722 8.3.2 Basic hypothesis and assumptions used in the REF BREF for economics ... 722 8.4 DESCRIPTION OF ZEOLITES ... 723 8.5 SOIL AND GROUNDWATER MONITORING –AN EXAMPLE ... 724 8.6 AIR EMISSIONS –THE 'BUBBLE APPROACH': A METHODOLOGY ... 729
8.6.1 APPENDIX A ON ‘GOOD PRACTICES’ FOR THE IDENTIFICATION AND MAPPING OF ALL INCLUDED SOURCES ... 731 8.6.2 APPENDIX B ON VOLUMETRIC GAS ESTIMATION ... 732 8.6.3 APPENDIX C ON MASS/LOAD EMISSION ESTIMATION ... 743 8.6.4 APPENDIX D BUBBLE MONITORING ... 744 GLOSSAR... 745
I. ISO-LÄNDERSCHLÜSSEL ... 745 II. WÄHRUNGSEINHEITEN ... 746 III. PRÄFIXE VON MAßEINHEITEN ... 746 IV. MAßEINHEITEN ... 747 V. CHEMISCHE ELEMENTE ... 749 VI. HÄUFIG VERWENDETE CHEMISCHE FORMELZEICHEN ... 750
VII. ABKÜRZUNGEN UND BEGRIFFSFESTLEGUNGEN ... 751 REFERENCES ... 757
List of Figures
Figure 1.1: Refinery sulphur balance trend up to 2010 ... 5 Figure 1.2: Percentage of biofuel blend ... 5 Figure 1.3: World bioethanol fuel production ... 7 Figure 1.4: World biodiesel fuel production (European Biodiesel Board, EU Barometer, Biofuels
Global Potentials 2007) ... 7 Figure 1.5: Global oil refining throughputs ... 10 Figure 1.6: Major gasoline and diesel trade to and from the EU ... 16 Figure 1.7: Geographical distribution of the European refineries ... 22 Figure 1.8: Capacity of the various processes in the EU-27 refineries (O&GJ 2011)... 26 Figure 1.9: Nelson complexity index dispersion for some European refineries per country ... 27 Figure 1.10: Distribution of refineries in the EU+ according to the Nelson complexity index ... 27 Figure 2.1: General scheme of a complex oil refinery ... 39 Figure 2.2: Simplified process flow scheme for a HF alkylation unit ... 42 Figure 2.3: Simplified process flow scheme for sulphuric acid alkylation ... 43 Figure 2.4: Block scheme of a lubricating oil manufacturing plant with a combination of process
options units ... 46 Figure 2.5: Simplified process flow scheme of a bitumen blowing unit ... 50 Figure 2.6: Simplified process flow scheme for a fluid catalytic cracker ... 54 Figure 2.7: Simplified process flow scheme for a continuous catalytic reformer ... 56 Figure 2.8: Simplified process flow scheme for a delayed coking unit ... 59 Figure 2.9: Simplified process flow scheme for a flexicoker ... 60 Figure 2.10: Simplified diagrams of the cooling systems used in refineries ... 61 Figure 2.11: Simplified flow diagram of a crude desalter ... 64 Figure 2.12: Simplified flow diagram of a fuel gas system... 66 Figure 2.13: Simplified flow diagram of a heavy fuel oil system ... 67 Figure 2.14: Block flow scheme for an IGCC process ... 69 Figure 2.15: Typical layout of a boiler feed water preparation unit and a steam boiler ... 71 Figure 2.16: Simplified process flow scheme of a MTBE production process ... 73 Figure 2.17: Simplified process flow scheme of TAME production... 74 Figure 2.18: Simplified process flow scheme for a part of a gas plant ... 75 Figure 2.19: Simplified process flow scheme of a distillate hydrodesulphurisation unit ... 81 Figure 2.20: Simplified process flow scheme of a hydrocracker (single-stage with recycling) ... 85 Figure 2.21: Simplified process flow scheme of a hydroconversion process (moving bed) ... 86 Figure 2.22: The four main steps of H2 production by steam methane reforming ... 88 Figure 2.23: Simplified process flow scheme of an isomerisation unit ... 93 Figure 2.24: General block diagram of a natural gas plant ... 96 Figure 2.25: Condensate separation in a natural gas plant ... 97 Figure 2.26: Gas dehydration in a natural gas plant ... 97 Figure 2.27: Simplified scheme of a polymerisation unit ... 98 Figure 2.28: Simplified process flow diagram of a crude distillation unit ... 101 Figure 2.29: Simplified process flow scheme of a high vacuum distillation unit ... 102 Figure 2.30: Simplified process flow diagram of the mercaptan oxidation extraction process ... 104 Figure 2.31: Simplified process flow diagram of the caustic cascading system (mercaptan oxidation
extraction and sweetening) ... 105 Figure 2.32: Examples of some types of storage tanks ... 107 Figure 2.33: Simplified process flow scheme for a visbreaking unit ... 110 Figure 2.34: Simplified process of a thermal gas oil unit ... 110 Figure 3.1: Example of specific emissions and consumption in European refineries ... 120 Figure 3.2: Estimated primary energy consumption distributed by refining process in the US ... 121 Figure 3.3: Specific energy consumption compared to CO2 emissions and site complexity for a
sample of EU refineries ... 123 Figure 3.4: Use of gaseous fuels and emitted part of sulphur input for a sample of EU refineries
sorted by ascending order of specific energy consumption ... 123 Figure 3.5: Specific water usage data for a selection of European refineries ... 124 Figure 3.6: Specific water consumption breakdown for a sample of European refineries ... 127 Figure 3.7: Respective weights of the main NOX-contributing processes for 12 European refineries
not operating a FCC unit as a function of their specific emissions (g/t of feed) ... 129 Figure 3.8: Respective weights of the main NOX-contributing processes for 24 European refineries
operating a FCC unit as a function of their specific emissions (g/t of feed) ... 129
Figure 3.9: Influence of the configuration, complexity and specific energy consumption on NOX
emissions ... 130 Figure 3.10: Influence of the gaseous fuels used for energy supply on the site NOX emissions ... 130 Figure 3.11: Average sulphur output distribution from a sample of European refineries ... 133 Figure 3.12: Respective weight of main SO2-contributing processes for 12 European refineries not
operating a FCC unit as a function of their sulphur emitted/input ratio ... 139 Figure 3.13: Respective weight of main SO2-contributing processes for 24 European refineries
operating a FCC as a function of their sulphur emitted/input ratio ... 139 Figure 3.14: Influence of the configuration, complexity and crude quality on SO2 emissions ... 140 Figure 3.15: Influence of the gaseous fuels used for energy supply on the site SO2 emissions ... 141 Figure 3.16: VOC specific emission range and breakdown for 39 European refineries ... 143 Figure 3.17: Equivalent concentration of the NOX emissions from the whole energy system, FCC and
SRU units of 25 European refineries ... 148 Figure 3.18: Equivalent concentration of the NOX emissions from the whole energy system and the
FCC unit of 30 European refineries ... 148 Figure 3.19: Equivalent concentration of the SO2 emissions from the whole energy system and the
FCC and SRU unit of 30 European refineries ... 149 Figure 3.20: Distribution of COD emissions for a sample of 36 European refineries ... 156 Figure 3.21: Distribution of BOD5 emissions for a sample of 29 European refineries ... 156 Figure 3.22: Distribution of TOC emissions for a sample of 21 European refineries ... 156 Figure 3.23: Distribution of suspended solid emissions for a sample of 34 European refineries ... 157 Figure 3.24: Distribution of annual average concentrations of nitrogen compound discharges for a
sample of 26 European refineries ... 157 Figure 3.25: Distribution of specific emissions of nitrogen compounds for a sample of 27 European
refineries ... 157 Figure 3.26: NOX yearly average concentration from a sample of 21 European FCC units ... 167 Figure 3.27: PM yearly average concentration from a sample of 20 European FCC units ... 168 Figure 3.28: SO2 yearly average concentrations from a sample of European FCC units ... 169 Figure 3.29: Energy Intensity Index and specific energy consumption for 41 EU refineries ... 180 Figure 3.30: Sulphur and nitrogen contents in HFO (vacuum residues) according to their
geographical origin ... 182 Figure 3.31: Large combustion plants in refineries' 2009 reporting of Member States to the
Commission... 184 Figure 3.32 Emissions to air from LCP in refineries: loads and associated concentrations ... 184 Figure 3.33: Distribution of NOX yearly average equivalent concentrations from the energy system
of a sample of European refineries ... 186 Figure 3.34: Distribution of SO2 yearly average equivalent concentrations from the energy system of
a sample of European refineries ... 188 Figure 3.35: Petroleum coke commercial process ... 197 Figure 3.36: Sulphur recovery yield range of SRUs operated in a sample of 47 European sites ... 217 Figure 3.37: Leak concentration measurement ... 228 Figure 3.38: Bagging of a leaking valve ... 228 Figure 3.39: An OGI video camera ... 229 Figure 3.40: Typical visualisation of gas leak ... 229 Figure 3.41: Scheme of the DIAL process... 229 Figure 3.42: Typical DIAL concentration map obtained with DIAL measuring system ... 231 Figure 3.43: Overall shape of alkane emissions from an oil refinery as measured with SOF (the white
arrow indicates the wind direction) ... 232 Figure 3.44: Detection of high leaking storages within a refinery tank farm using SOF... 232 Figure 3.45: References used in a methodology for odour profile identification ... 238 Figure 3.46: Olfactory profile of the ExxonMobil refinery in Port-Jérôme (France) ... 239 Abbildung 4.1: Schwefelgehalt des FCC-Einsatzes und SO2-Emissionen nach Hydrotreatment des
FCC-Einsatzes ... 269 Abbildung 4.2: SO2-Emissionen im Monatsmittel nach Hydrotreatment des FCC-Einsatzes ... 269 Abbildung 4.3: Abhitzekessel und Expander zur Energierückgewinnung aus dem FCC-
Regeneratorrauchgas ... 272 Abbildung 4.4: Typischer Aufbau eines abriebfesten Katalysators für FCC-Anwendungen ... 274 Abbildung 4.5: Einfluss eines abriebfesten Katalysators auf die Staubemissionen (mg/Nm3) nach einer
Betriebszeit von 100 Tagen ... 275 Abbildung 4.6: NOx-Minderungsleistung in Abhängigkeit von der Temperatur am SCR-Reaktoreintritt
am Beispiel einer FCC-Anlage in Europa ... 278 Abbildung 4.7: Luftemissione einer mit SNCR-Technik ausgestatteten FCC-Anlage in einer deutschen
Raffinerie ... 281
Abbildung 4.8: Vereinfachter Chemismus der NOx-Bildung in FCC-Anlagen ... 284 Abbildung 4.9: Erreichte NOx-Minderungsgrade mit dem Einsatz von Additiven in FCC-Anlagen ... 287 Abbildung 4.10: NOx-Emissionen einer FCC-Anlage mit Vollverbrennung als Funktion des
Sauerstoffüberschusses für unterschiedliche Katalysator-Additivkombinationen ... 288 Abbildung 4.11: Erzielte NOx-Minderung mit einem DeNOx-Additiv in einer FCC-Anlage mit
Vollverbrennung ... 289 Abbildung 4.12: Erste Ergebnisse aus dem großtechnischen Betrieb einer SNERT/LoTOx- Systems in
einer FCC-Anlage in Texas, USA – 2007 ... 291 Abbildung 4.13: Schema eines Tertiärzyklons auf Basis Multidrallrohrtechnologie ... 294 Abbildung 4.14: Im Tagesmittel erreichte Reingasstaubgehalte in einer FCC-Anlage mit Elektrofilter
in Deutschland ... 297 Abbildung 4.15: Im Tagesmittel erreichte Reingasstaubgehalte in einer FCC-Anlage mit Elektrofilter
in Deutschland ... 298 Abbildung 4.16: Staubemissionen (isokinetische Probenahme) einer FCC-Anlage mit Elektrofilter
(TWG-Fragebogen Nr. 18) ... 298 Abbildung 4.17: Verteilung der kontinuierlich gemessenen Staubemissionswerte in einer FCC-
Anlage mit Elektrofilter in Deutschland (Tagesmittelwerte) ... 299 Abbildung 4.18: Differenzdruckverlauf und Entstaubungsleistung eines Sintermetallfilters zur
Tertiärentstaubung in einer FCC-Anlage ... 303 Abbildung 4.19: Einfluss von DeSOx-Additiven in einer FCC-Anlage mit Teilverbrennung bei einem
gegebenen Ausgangskonzentrationsprofil ... 306 Abbildung 4.20: Minderungsleistung eines DeSOx-Additivs bei einem Schwefelgehalt des FCC-
Einsatzes von 1,6 % ... 307 Abbildung 4.21: Minderungsleistung eines DeSOx-Additivs bei einem Schwefelgehalt des FCC-
Einsatzes von 0,5 % ... 307 Abbildung 4.22: Erreichte SO2-Emissionsminderung mit DeSOx-Additiven in einer FCC- Anlage in
Frankreich ... 308 Abbildung 4.23: Spezifische Kosten von FCC-Entschwefelungsadditiven in Abhängigkeit vom
angestrebten SOx-Minderungsgrad ... 310 Abbildung 4.24: Wirtschaftlichkeit von DeSOX-Additiven für FCC Anlagen — allgemeiner
Kostenüberblick ... 310 Abbildung 4.25: Tagesschwankungen der SO2 Emissionen aus FCC-Anlagen – Standorte 1 und
YZ 322
Abbildung 4.26: Tagesschwankungen der SO2-Emissionen aus FCC-Anlagen – Standorte G und XY 323
Abbildung 4.27: Tagesschwankungen der Staubemissionen aus FCC-Anlagen – Standorte XY und S 324
Abbildung 4.28: Tagesschwankungen der NOx Emissionen aus FCC-Anlagen – Standorte G und N 325
Abbildung 4.29: Schwankungen der Luftemissionen am Beispiel von zwei Kalzinierern
(Drehrohröfen) mit gemeinsamem Kamin ... 335 Abbildung 4.30: Koksgasbehandlung ... 344 Abbildung 4.31: NOX-Emissionen in Abhängigkeit von der Raffinerieheizgas- zusammensetzung (nur
für bestehende Anlagen) ... 363 Abbildung 4.32: Spezifische NOX- und SO2-Emissionen in Abhängigkeit vom Anteil gasförmiger
Brennstoffe am Brennstoffmix am Beispiel ausgewählter europäischer Raffinerien ... 364 Abbildung 4.33: Anteil gasförmiger Brennstoffe und Flüssigbrennstoff-Schwefelgehalt im Jahr 2008
(TWG-Datenerhebung) ... 365 Abbildung 4.34: NOx-Emissionen in Anhängigkeit vom Gehalt an brennstoffgebundenem NO bei
Verfeuerung von Raffinerieflüssigbrennstoffen ... 368 Abbildung 4.35: NOx-Emissionen in Abhängigkeit von der Verbrennungsluft vorwärmtemperatur bei
Heizgasfeuerung (nur für bestehende Anlagen) ... 371 Abbildung 4.36: Tagesschwankungen der Luftemissionen einer Gasturbine bei Einsatz von drei
Brennstoffen (Beispiel aus Raffinerie J-GT A-170 MW) ... 374 Abbildung 4.37: Einfluss der Dampfeinspritzung auf die NOx-Emissionen einer Gasturbine bei
Verfeuerung eines Gemischs aus Erdgas und 75 % Raffinerieheizgas ... 375 Abbildung 4.38: Berichtete NOx-Minderungsleistung für Low-NOX-Brenner in gas- und
mischbefeuerten Feuerungsanlagen (Daten aus Tabelle 4.46) ... 383 Abbildung 4.39: Schema des katalytischen Reaktorsystems ... 400 Abbildung 4.40: H2/CO-Verhältnis der in Raffinerien eigesetzten Wasserstofferzeugungsverfahren .... 422 Abbildung 4.41: Kontinuierliche Verbesserung im Rahmen eines UMS ... 429 Abbildung 4.42: IWW-Konzept am Beispiel einer Raffineriekonfiguration mit FCC-Anlage (10 Mt/a) 434 Abbildung 4.43: Blockschema einer optimierten Wasser-/Abwasserführung in der Raffinerie ... 437
Abbildung 4.44: Der virtuelle Kamin beim Glockenkonzept ... 441 Abbildung 4.45: Ablaufdiagramm des antizipativen Emissionsmanagementsystems der Total
Raffinerie Donges ... 448 Abbildung 4.46: Ablaufschema des in der Esso Raffinerie Notre-Dame-de-Gravenchon eingesetzten
Emissionsmanagementsystems zur Berücksichtigung ungünstiger meteorologischer Bedingungen ... 449 Abbildung 4.47: Verfahrensschema einer progressiven Destillationsanlage ... 457 Abbildung 4.48: Beispiel eines Schwimmdachtanks ... 474 Abbildung 4.49: Beispiel einer Mehrfachabdichtung für Schwimmdachtanks in einer deutschen
Raffinerie ... 477 Abbildung 4.50: Vereinfachtes Schema einer Inline-Blendinganlage für Gasöle (Dieselkraftstoff und
Heizöl) 489
Abbildung 4.51: Trennkurve eines Nassabscheiders ... 508 Abbildung 4.52: Vereinfachtes Verfahrensschema einer Aminwäsche ... 511 Abbildung 4.53: Vereinfachtes Verfahrensschema einer Schwefelrückgewinnungsanlage (Claus-
Prozess) 515
Abbildung 4.54: Vereinfachtes Verfahrensschema einer SCOT-Anlage ... 521 Abbildung 4.55: Verfahrensschema des regenerativen Cansolv-Waschverfahrens ... 533 Abbildung 4.56: Vereinfachtes Fließschema des regenerativen Labsorb-Waschverfahrens ... 534 Abbildung 4.57: Tagesschwankungen des Schwefelrückgewinnungsgrads einer zweisträngigen SRG
mit SuperClaus-Anlage zur Tailgasbehandlung (Datensatz 8) ... 541 Abbildung 4.58: Tagesschwankungen des Schwefelrückgewinnungsgrads und der SO2-
Reingaskonzentration einer dreisträngigen SRG mit zweistufiger Tailgasbehandlung auf Basis Aminwäsche (SCOT) (Datensatz 12) ... 542 Abbildung 4.59: Prinzipschema der adsorptiven Dämpferückgewinnung ... 551 Abbildung 4.60: Prinzipschema der Dämpferückgewinnung mit dem Membrantrennverfahren ... 551 Abbildung 4.61: Prinzipschema einer Dämpferückgewinnungsanlage ... 552 Abbildung 4.62: Monatsschwankungen der Luftemissionen einer Dämpferückgewinnungsanlage
(Datensatz 12) ... 554 Abbildung 4.63: Tagesschwankungen der Luftemissionen von zwei Dämpferückgewinnungsanlagen
(Datensätze 8 und 9) ... 555 Abbildung 4.64: Investitionskosten für verschiedene Dämpferückgewinnungsverfahren und die
thermische Verbrennung (2001) ... 557 Abbildung 4.65: Prinzipschema einer Fackelanlage ... 562 Abbildung 4.66: Verfahrensfließbild der SNOx-Anlage in Gela ... 570 Abbildung 4.67: Verfahrensschema einer typischen Raffinerie-Abwasserbehandlungsanlage ... 577 Abbildung 4.68: Vereinfachtes Verfahrensschema einer Sauerwasserstrippanlage (SWS)... 581 Abbildung 4.69: Schema eines typischen API-Abscheiders ... 588 Abbildung 4.70: Schema eines Parallelplattenabscheiders ... 589 Abbildung 4.71: Hemmwirkung von HNO2 und NH3 auf Nitrosomonas and Nitrobacter ... 595 Abbildung 4.72: Tagesschwankungen der CSB-Konzentrationen an Raffineriestandort (FR-01) ... 604 Abbildung 4.73: Monatsschwankungen der CSB-Konzentrationen an Raffineriestandort (FR-02) ... 605 Abbildung 4.74: Bewertung der Tagesschwankungen der CSB-Konzentrationen ... 608 Abbildung 4.75: Bewertung der Tagesschwankungen der TSS-Konzentrationen ... 608 Abbildung 4.76: Bewertung der Tagesschwankungen des Kohlenwasserstoffindex ... 609 Abbildung 4.77: Beispiel eines Datensatzes zu CSB-Konzentrationen über einen Zeitraum von drei
Jahren (Standort 18) ... 609 Abbildung 4.78: Beispiel eines Datensatzes zu TSS-Konzentrationen über einen Zeitraum von drei
Jahren (Standort 18) ... 610 Abbildung 4.79: Jahresschwankungen der CSB-Konzentrationen ... 611 Abbildung 4.80: Erreichte Jahreswerte und Tagesschwankungen der CSB-Konzentrationen ... 611 Abbildung 4.81: Jahresschwankungen der TSS-Konzentrationen ... 612 Abbildung 4.82: Erreichte Jahreswerte und Tagesschwankungen der TSS-Konzentrationen ... 612 Abbildung 4.83: Jaresschwankungen des Kohlenwasserstoff-Index ... 613 Abbildung 4.84: Erreichte Jahreswerte und Tagesschwankungen des Kohlenwasserstoff-Index ... 613 Abbildung 4.85: Vereinfachtes Verfahrensschema einer Schlammentwässerungs- und
Verbrennungsanlage ... 620 Figure 6.1: Simplified block diagram of the AlkyClean solid-acid alkylation process ... 687 Figure 6.2: Simplified reaction/regeneration scheme of the Alkyclean solid-acid alkylation process . 687 Figure 6.3: Status of main biofuels technologies ... 701 Figure 8.1: Scheme 1: Hydroskimming and isomerisation unit ... 712 Figure 8.2: Scheme 2: Catalytic cracker configuration ... 714 Figure 8.3: Scheme 3: Hydrocracker configuration ... 715
