Rozwój technologiczny przerobu ropy naftowej w PKN Orlen SA

Transkrypt

1 EUGENIUSZ KORSAK*, WOJCIECH GARDZIŃSKI, RADOSŁAW KARWOWSKI PKN Orlen SA, Płock Rozwój technologiczny przerobu ropy naftowej w PKN Orlen SA The technological development of crude oil refinery processes at the PKN Orlen SA Omówiono rozwój części rafineryjnej PKN Orlen w latach i Program Rozwoju PKN Orlen w latach oraz efekty, jakie uzyskano dzięki realizacji tego Programu. Przedstawiono wpływ intensyfikacji instalacji Olefin II na głębokość przerobu ropy naftowej. Omówiono perspektywy rozwoju w aspekcie dostosowania do przewidywanych norm europejskich. A historical review covering the development of the refinery over , the development program for , the effects accompanying investment implementations, intensification of the Olefin II Plant and its effect on throughput and yield of white products, and adjustment to EU Directives. Polski Koncern Naftowy Orlen SA jest największym polskim producentem i dystrybutorem paliw. Spółka powstała w 1999 r. w wyniku połączenia Petrochemii Płock SA z Centralą ów Naftowych SA. Podmioty te stały się głównym składnikiem majątkowym PKN Orlen. Zintegrowany kompleks rafineryjno-petrochemiczny w Płocku zaliczany jest do dziesięciu najnowocześniejszych i najefektywniejszych tego typu obiektów w Europie. Jednakże osiągnięcie zaawansowanego poziomu technologicznego produkcji wymagało przez cały okres istnienia Zakładu, zarówno budowy nowych instalacji, jak i modernizacji już istniejących. W referacie tym przedstawiono rozwój technologii w części rafineryjnej, kolejne włączenia do produkcji nowych technologii i procesów. Ukazano efekty w dziedzinie jakości produktów (paliw) i dostosowania zakładu do zaostrzających się przepisów w zakresie ochrony środowiska, uzyskane dzięki temu rozwojowi. Polski Koncern Naftowy Orlen SA Rozwój części rafineryjnej Dnia 27 stycznia 1960 r. powołano do życia Mazowieckie Zakłady Rafineryjne i Petrochemiczne (MZRiP), nadając przedsiębiorstwu osobowość prawną. Zakładano docelową zdolność przerobu ropy naftowej na poziomie 6 mln t/r. Realizowano ją w dwóch etapach: w pierwszym 2 mln t/r, a w drugim 6 mln t/r. Zatwierdzono również zachowanie pewnej rezerwy powierzchni zajmowanej pod budowę zakładów w celu umożliwienia ich rozwoju, planowano bowiem zwiększenie przerobu ropy naftowej, tj. przekroczenie wartości docelowej o 4 6 mln t/r. Pierwszą Instalację Destylacji Rurowo-Wieżowej I (DRW I) uruchomiono w 1964 r. Autorem technologii było Biuro Bipronaft z Krakowa. W 1968 r. uruchomiono instalację DRW II i osiągnięto na obu instalacjach przerób ropy na poziomie 5,6 mln t. Autorem technologii instalacji DRW II był Instytut Giprogazneft z ZSRR. Schemat części rafineryjnej PKN Orlen SA z 1968 r. przedstawia rys. 1. Na początku lat siedemdziesiątych podjęto decyzje o zwiększeniu przerobu ropy naftowej do 12 mln t/r. Wiązało się to z budową kolejnych instalacji DRW III (1972 r.) i DRW IV (1975 r.) W aparatach destylacji zachodzą procesy fizyczne polegające na rozdzieleniu ropy na szereg frakcji w drodze rektyfikacji. Ubocznie zachodzą destrukcyjne procesy chemiczne kraking, odwodornienie, koksowanie, utlenianie, hydroliza. Instalacje DRW I, II, III i IV składają się z następujących elementów: węzła odsalania ropy naftowej kolumny wstępnej (w instalacjach DRW III i IV nie występowała), kolumny atmosferycznej i kolumny próżniowej. Ropa jest oczyszczana z soli w elektrodehydratorach. Następnie jest podgrzewana w wymiennikach ciepła i kierowana do kolumny wstępnej. Ze szczytu wieży wstępnej odbiera się węglowodory wrzące w temp. nieprzekraczającej 90 C. Pary te, po ochłodzeniu i skondensowaniu, są kierowane do kolumny stabilizacyjnej, gdzie kondensat jest rozdzielany na gaz płynny i benzynę. Ropa czerpana z dolnej części kolumny wstępnej, jest ogrzewana w piecu atmosferycznym do temp. 340 C i podana do kolumny atmosferycznej, z której są odbierane frakcje benzynowe, napędowe i pozostałość atmosferyczna. Pozostałość z kolumny atmosferycznej jest podgrzewana w piecu próżniowym do temp. 380 C i kierowana do kolumny próżniowej, gdzie zostaje rozdestylowana pod zmniejszonym ciśnieniem na frakcje: olej napędowy próżniowy, destylat próżniowy, produkt zaciemniony i pozostałość próżniowa (gudron). W latach przeprowadzono modernizację kolumn próżniowych instalacji DRW III i IV. W kolumnach tych tradycyjne półki zastąpiono pakietem wypełnień, dzięki czemu zużycie pary zmniejszyło się o 50%, a uzysk destylatów zwiększył się o 3%, kosztem pozostałych produktów. W latach poddano kompletnej moderni- Mgr inż. Eugeniusz KORSAK w roku 1967 ukończył studia w Instytucie Nafty i Gazu Ziemnego w Baku w Azerbejdżanie. Pracuje na stanowisku Zastępcy Dyrektora ds. Rozwoju Zakładu Produkcyjnego w Płocku, Zakład Produkcyjny Polskiego Koncernu Naftowego ORLEN S.A. w Płocku. Specjalność * Autor do korespondencji: Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A., ul. Chemików 7, Płock, tel. 0 prefix , fax: 0 prefix , eugeniusz.korsak@orlen.pl Dr inż. Wojciech GARDZIŃSKI w roku 1988 ukończył Wydział Chemii i Technologii Organicznej Moskiewskiego Instytutu Nafty i Gazu im. J.M. Gubkina. W roku 1992 ukończył studia doktoranckie w tym samym Instytucie. Pracuje na stanowisku Głównego Inżyniera Rozwoju w Dziale Zastępcy Dyrektora ds. Rozwoju Zakładu Produkcyjnego w Płocku Polskiego Koncernu Naftowego ORLEN S.A. Specjalność /8-9(2003)

2 Rys. 1. Schemat części rafineryjnej PKN Orlen, 1968 r. Fig. 1. The 1968 scheme of the refinery section of the PKN Orlen SA zacji i intensyfikacji (6,7 i 5,1 mln t/r odpowiednio ropy Ural i ropy Brent Blend) instalację DRW III. Modernizację zaprojektowała firma Fluor Daniel, a piece firma Vergaengineering. Instalacje Reformowania Katalitycznego uruchamiano w PKN Orlen stopniowo w latach Łączna zdolność przerobowa wynosiła 1230 tys. t/r. Umożliwiło to zagospodarowanie całej puli frakcji benzynowych do produkcji etyliny 86 i 94. Instalacje Reformingów I, II, III i IV wybudowane zostały na licencji i technologii firmy Snamprogetti. Rozwiązania konstrukcyjne dla Reformingu I zaproponowała firma Snamprogetti, natomiast dla pozostałych instalacji reformingów opracowało ją Biuro Bipronaft z Krakowa. Celem procesu reformowania benzyny jest uzyskanie wysokiej jakości komponentu, zwanego reformatem, używanego do produkcji wysokooktanowych paliw silnikowych. Instalacja reformowania katalitycznego składa się z trzech podstawowych węzłów: węzła wstępnej hydrorafinacji surowej benzyny w obecności katalizatora Co Mo, węzła reformowania katalitycznego i węzła stabilizacji reformatu. Instalacje mogą pracować w dwóch reżimach technologicznych: benzynowym i aromatycznym, w zależności od stosowanego surowca i przeznaczenia reformatu. W wyniku reformowania frakcji benzynowych o nominalnym zakresie temp. wrzenia C uzyskuje się reformat będący surowcem dla instalacji Ekstrakcji Aromatów (reżim aromatyczny). Natomiast reformat uzyskiwany w wyniku reformowania frakcji o nominalnym zakresie temp. wrzenia C (reżim benzynowy) stanowi komponent benzyn silnikowych. Oprócz reformatu uzyskuje się gaz płynny i gaz wodorowy. W wyniku modernizacji reformingów, przeprowadzonej w latach , zastąpiono katalizatory monometaliczne (platynowe) katalizatorami bimetalicznymi (Pt Re). Modernizacja instalacji Reformingu II, III i IV połączona była z wymianą tzw. aparatów gorących. Instalację Reformingu I całkowicie odbudowano i zmodernizowano. Modernizacja polegała na wymianie wszystkich aparatów, tzw. gorących, tj. pracujących w warunkach pełzania, na nowe, obniżeniu ciśnienia w strefie reakcji (co było związane z koniecznością przebudowy wnętrza kompresorów gazu wodorowego, którą opracowali naukowcy z Politechniki Łódzkiej) przy jednoczesnym zapewnieniu dostatecznej ochrony wodorowej katalizatora oraz na poprawie warunków wymiany ciepła i na zastosowaniu nowej generacji katalizatorów bimetalicznych. W zmodernizowanych instalacjach przy dwunastomiesięcznym cyklu międzyregeneracyjnym katalizatora osiąga się liczbę oktanową badawczą (LOB) równą 96 jednostek. W tabeli 1 przedstawiono wydajność instalacji Reformingu przed modernizacją i po modernizacji (aktualnie). Do roku 1993 w Kombinacie powstały trzy jednostki hydroodsiarczania olejów napędowych HON I, HON II i HON III (autorem technologii jest firma Snamprogetti) o projektowej zdolności przerobowej po 450 tys. t/r, a po intensyfikacji po 600 tys. t/r, każda. Umożliwiło to Mgr inż. Radosław KARWOWSKI w roku 1998 ukończył Wydział Budownictwa, Mechaniki i Petrochemii Politechniki Warszawskiej. Pracuje na stanowisku specjalista ds. rozwoju w Dziale Zastępcy Dyrektora ds. Rozwoju Zakładu Produkcyjnego w Płocku, Zakład Produkcyjny Polskiego Koncernu Naftowego ORLEN S.A. w Płocku. Specjalność Tabela 1. Wydajność produktów z instalacji Reformingu przed moderniacją i po modernizacji (reżim benzynowy) Table 1. The products achieved from the Reforming Installation before and after modernization (gasoline regime) Wydajnoœæ, % wag. przed modernizacj¹ aktualna Reformat 78,0 86,9 Gaz P³ynny 8,5 2,5 Gaz Wodorowy 8,0 7,5 Gaz Suchy 4,0 2,5 Straty 1,5 0,7 LOB produkcję olejów napędowych o zawartości siarki 0,6% wag. Proces rafinacji wodorem olejów napędowych polega głównie na usunięciu merkaptanów, siarczków i disiarczków, wysyceniu olefin i aromatów, usuwaniu związków tlenu i azotu. Realizowany jest w reaktorze ze stałym złożem katalizatora Co-Mo w atmosferze wodoru pod ciśnieniem 3 3,5 MPa i w temp C. PKN Orlen obecnie posiada dwie instalacje Fluidalnego Krakingu Katalitycznego (FKK). Pierwsza z nich, o zdolności przerobowej 750 tys. t/r (licencja ZSRR), została uruchomiona w 1966 r. Zastosowane rozwiązania techniczno-technologiczne były charakterystyczne dla pierwszej generacji tego rodzaju procesów. Technologie charakteryzowały się ok. 50-proc. konwersją surowca i wydajnością benzyny nieprzekraczającą 28% wag. Uruchomienie w 1977 r. drugiej nowoczesnej jednostki FKK na licencji firmy UOP, o zdolności przerobowej 1,5 mln t/r umożliwiło przeprowadzenie kompleksowej modernizacji i rekonstrukcji FKK I. W czasie modernizacji przeprowadzonej w latach odbudowano ok. 80% aparatów tej instalacji, wprowadzając jednocześnie we wszystkich różne zmiany konstrukcyjne. Dzięki temu przedsięwzięciu osiągnięto większą zdolność przerobową, tj. 850 tys. t /r. Projekt procesowy modernizacji był opracowany w OBR Przemysłu Rafineryjnego w Płocku. Praca zmodernizowanej FKK I (instalacja pracuje w okresach postojów remontowo-modernizacyjnych FKK II) i nowoczesnej FKK II spowodowała zasadnicze zmiany w strukturze produkcji Zakładu poprzez zwiększenie produkcji gazów płynnych, wysokooktanowych gatunków benzyn, oleju napędowego i dobrej jakości oleju opałowego. Uruchomienie węzła oczyszczania i rozdzielania gazów płynnych umożliwiło produkcję, m.in. frakcji izobutano-izobutylenowej, surowca dla instalacji Alkilacji HF. Podstawowe czynniki wpływające na przebieg procesu krakowania katalitycznego to jakość surowca, właściwości katalizatora, temperatura i ciśnienie procesu oraz czas kontaktu katalizatora z surowcem. Przeprowadzone w Zakładach badania, dobór katalizatorów i zastosowanie odpowiednio zmodyfikowanych parametrów spowodowały polepszenie struktury uzysków w instalacjach FKK II i I. Obecnie można stosować takie katalizatory, które w zależności od potrzeb i koniunktury na rynku produktów naftowych gwarantują najlepsze wyniki ekonomiczne. 82/8-9(2003) 1299

3 Tabela 2. Wskaźniki technologiczne dla instalacji Fluidalnego Krakingu Katalitycznego II (uzysk produktów w % wag.) Table 2. The technological indices for the Fluid Catalytic Cracking Plant (products, wt.%) Wartoœæ Wartoœæ z Wartoœæ projektowa 1994 r. aktualna Siarkowodór 1,1 1,3 0,25 Gaz suchy 4,6 4,8 4,15 Propylen 3,3 4,1 7,07 Propan 1,4 1,6 1,66 Frakcja C 4 lekka 4,6 5,6 9,22 Frakcja C 4 ciê ka 2,4 3,0 5,44 Benzyna 45,0 49,2 56,02 Olej napêdowy 22,0 17,5 6,6 Olej opa³owy 10,3 7,8 5,0 Koks (+ straty) 5,3 5,1 4,58 Tabela 3. Wydajność produktów z instalacji Reformingu V projektowa i aktualna (reżim benzynowy) Table 3. The design and real (gasoline regime) yields of products from the Reforming V Installation Wydajnoœæ, % wag. projektowa aktualna Reformat 90,12 86,4 Frakcja C 5-4,5 Gaz P³ynny 1,92 0,5 Gaz Wodorowy 7,8 7,65 Gaz Suchy 0,08 0,15 Slopy 0,1 H 2 S + NH 3 w œciekach - 0,1 Straty 0,08 0,6 LOB Rys. 2. Schemat części rafineryjnej PKN Orlen, 1989 r. Fig. 2. The 1989 scheme of the refinery section of the PKN Orlen SA Rys. 3. Schemat części rafineryjnej PKN Orlen, 2003 r. Fig. 3. The 2003 scheme of the refinery section of the PKN Orlen SA /8-9(2003)

4 Zmianę wielkości uzysków na FKK II można podzielić na dwa etapy. W pierwszym zmiana ta związana jest z postępem w dziedzinie katalizatorów, w drugim z modernizacją instalacji oraz wprowadzeniem nowego surowca wysokoparafinowego, niskosiarkowego ciężkiego oleju z Hydrokrakingu, który musi stanowić min. 60% wsadu. Zmiany wskaźników uzysków, jakie zaszły w trakcie eksploatacji FFK II, przedstawiono w tabeli 2. Modernizacja FKK II była przeprowadzana dwuetapowo, w czasie planowych postojów remontowych w latach Projekt procesowy modernizacji opracowała amerykańska firma Kellogg Brown & Root. W wyniku przeprowadzonej modernizacji FKK II istotnie zmodyfikowano część reakcyjną reaktora wykonując zmianę dystrybutora surowca, wprowadzając nowoczesne dysze wtryskowe (automax), zamknięte cyklony w reaktorze, proces całkowitego spalania koksu w regeneratorze. Blok instalacji przeznaczonych do produkcji bazowych olejów smarowych uruchomiono w PKN Orlen w 1969 r. W tym samym roku wyprodukowano pierwsze tony olejów smarowych. Blok olejowy składa się z trzech instalacji technologicznych: instalacja selektywnej rafinacji furfurolem, instalacja rozpuszczalnikowego odparafinowania ABT (acetonu, benzenu, toulenu) oraz instalacja hydrorafinacji olejów smarowych. Uruchomiona w 1964 r. instalacja Oksydacji Asfaltów (periodyczna produkcja) o zdolności produkcyjnej 110 tys. t/r, aktualnie 630 tys. t/r (produkcja ciągła wg technologii Porner Biturox), pozwoliła na wprowadzenie na rynek wielu asortymentów asfaltów drogowych i przemysłowych. Na rys. 2 przedstawiono schemat PKN Orlen z 1989 r. Program Rozwoju części rafineryjnej PKN Orlen w latach Strategicznym celem Programu Rozwoju było zapewnienie utrzymania pozycji głównego producenta na krajowym rynku paliw płynnych i wybranych produktów petrochemicznych, dotrzymania warunków konkurencji rynkowej, osiągnięcia wymaganego przepisami stanu oddziaływania na środowisko oraz poprawy jakości wytwarzania produktów. Dla realizacji ww. celów Program Rozwoju przewidywał zamierzenia inwestycyjne w zakresie modernizacji instalacji już istniejących oraz budowy nowych. Do najważniejszych inwestycji zrealizowanych w tym etapie zalicza się instalacje Reformingu V i VI, HON V i VI, Hydrokrakingu, Biturox i Izomeryzacji C 5. Od 2001 r. PKN Orlen produkuje wyłącznie benzyny bezołowiowe (EUROSUPER 95, SUPER PLUS 98 i benzyna uniwersalna U95) o zawartości benzenu (od 2003 r.) poniżej 1% (V/V). Produkcja ta była możliwa do zrealizowania dzięki uruchomieniu nowych instalacji reformingów, izomeryzacji i hydrokrakingu. Obecnie pracują dwie instalacje reformingów z ciągłą regeneracją katalizatora (CCR): Reforming V (700 tys. t/r) uruchomiony w 1994 r. i Reforming VI (850 tys. t/r) uruchomiony w 2000 r. (instalacja ta zasila frakcją C 5 C 6 Istalację Izomeryzacji, a pozostałą częścią (700 tys. t/r) zasila platforming VI. Na instalacje tego typu składają się następujące węzły technologiczne: hydrodsiarczanie benzyny, platforming (na CCR VI z jednostką oczyszczania PSA), rozfrakcjonowanie reformatu (tylko na CCR V, wydzielanie frakcji benzeno-toluenowej BT, która kierowana jest na instalację Ekstrakcji Aromatów) i ciągła regeneracja katalizatora. Instalacje te w zasadniczy sposób różnią się od istniejących wcześniej reformingów stacjonarnych, ponieważ posiadają ruchome złoże z ciągłą regeneracją katalizatora. Reformat produkowany w tych instalacjach osiąga LOB 100 i jest wysokooktanowym, bezsiarkowym komponentem benzyn motorowych. ami tych instalacji są również gaz płynny, gaz wodorowy, frakcja C 5 (CCR V) i wodór czysty po PSA (CCR VI). W tabeli 3 przedstawiono uzyski projektowe i aktualne instalacji CCR V. Najtańszym nośnikiem oktanów w benzynach są związki aromatyczne. W związku z przewidywanymi ograniczeniami zawartości aromatów wymagane było zwiększenie liczby oktanowej innych komponentów benzyn. Podjęto decyzję o budowie instalacji izomeryzacji, której surowcem jest benzyna lekka z DRW. Instalacja Izomeryzacja C 5 o zdolności przerobowej 600 tys. t/r została uruchomiona w 1999 r. Składa się ona z dwóch sekcji technologicznych: Hydroodsiarczania benzyny lekkiej C 5 (na licencji firmy Light Naphtan Hydrotreating) i Izomeryzacji benzyny lekkiej C 5 (na licencji firmy UOP). Proces izomeryzacji przebiega na stałym złożu katalizatora zawierającego platynę, w atmosferze wodoru. Główną funkcją procesu jest konwersja węglowodorów C 5 C 6 o małej liczbie oktanowej do izomerów o większej liczbie oktanowej. Produkowany na instalacji izomeryzat jest wysokojakościowym, wysokooktanowym komponentem poprawiającym jakość i strukturę benzyn. Zawartość siarki w oleju napędowym i lekkim oleju opałowym jest ważnym parametrem z punktu widzenia ochrony środowiska naturalnego. PKN Orlen produkuje obecnie dwa rodzaje olejów napędowych o zawartości siarki poniżej 0,005%: Ekodiesel Plus 50 oraz olej napędowy miejski ONM,,Standard 50. Olej napędowy miejski charakteryzuje się śladową zawartością siarki (poniżej 50 ppm), zmniejszoną zawartością węglowodorów aromatycznych, zwiększoną do 51 wartością liczby cetanowej. Aby móc oferować produkty o takich parametrach, konieczna była realizacja inwestycji instalacji Hydroodsiarczania Olejów Napędowych (HON V i VI) oraz instalacji Hydrokrakingu. W roku 1993 została uruchomiona instalacja HON V o zdolności przerobowej 900 tys. t/r surowca zasiarczonego z DRW i FKK. Projekt techniczny, opierając się na projekcie bazowym OBR PR w Płocku, wykonało Zakładowe Biuro Projektów. W procesie tym zastosowano stałe złoże katalityczne składające się z następujących warstw katalizatora: Ni-Mo, Co-Mo, Ni-Mo oraz podniesiono ciśnienie procesu do 4,0 MPa, w porównaniu z wcześniejszymi instalacjami HON. Umożliwiło to produkcję oleju odsiarczonego o zawartości S poniżej 0,2% wag. Instalację HON VI o zdolności przerobowej 1,6 mln t/r zasiarczonego oleju napędowego, zaprojektowaną przez firmę ABB Lummus Global INC, uruchomiono w 1999 r. Proces ten, w porównaniu do starych instalacji HON wyróżnia się wyższym ciśnieniem pracy. Instalacja ta dysponuje również węzłem odaromatyzowania i odparafinowania, co umożliwia poprawę parametrów niskotemperaturowych, zmniejszenie zawartości związków poliaromatycznych i tym samym podniesienie liczby cetanowej gotowego produktu. HON VI daje możliwość zmniejszenia zawartości S w olejach napędowych poniżej 10 ppm, nawet w przypadku zasilania go frakcjami ciężkich olejów napędowych z DRW. Instalacja Hydrokrakingu o zdolności produkcyjnej 2,6 mln t/r została uruchomiona w 1997 r. Licencjodawcą procesu jest UOP, a wykonawcą projektu Snamprogetti. Instalacja służy do przerobu ciężkich destylatów próżniowych z instalacji DRW. Proces technologiczny można podzielić na następujące etapy: hydroodsiarczanie, hydrokraking i rozfrakcjonowanie produktów hydrokrakingu. Hydroodsiarczanie i hydrokraking przebiegają w obecności katalizatorów przy temp C, pod ciśnieniem wodoru ok. 15 MPa. Równolegle z reakcją hydroodsiarczania usuwane są również inne zanieczyszczenia z surowca (azot, chlor, tlen, metale), następuje uwodornienie olefin i częściowo aromatów. Instalacja zaprojektowana jest do pracy w dwóch reżimach: 50% i 60% obj. konwersji wsadu. Uzyskane produkty są bardzo wysokiej jakości i charakteryzują się dużą stabilnością (nie zawierają olefin i dienów) oraz małą zawartością siarki i azotu. Gotowymi produktami są: gaz opałowy, gaz płynny, benzyna lekka i ciężka, paliwo lotnicze, lekki i ciężki diesel. Pozostałość stanowi odsiarczony surowiec na FKK II. Wzrost wymagań ekologicznych w odniesieniu do jakości paliw stosowanych do opalania pieców technologicznych i energetycznych wymagał zmniejszenia w nich zawartości siarki. Dlatego, by móc spełniać te wymagania, w 1999 r. uruchomiono instalację Hydroodsiarczania Pozostałości Próżniowych (HOG), o wielkości przerobowej 1,8 mln t/r. Licencjodawcą projektu jest amerykańska firma HRI (obecnie AXENS), a wykonawcą projektu Snamprogetti. Została ona zaprojektowana do odsiarczania pozostałości próżniowej. Oprócz odsiarczania zachodzi tu wiele innych reakcji, np. usuwanie azotu, usuwanie metali, hydrokraking. Wszystkie te reakcje zachodzą w reaktorach połączonych szeregowo w obecności katalizatora i wodoru. Bardzo ważnymi parametrami dla powyższych procesów są temperatura ( C), czas przebywania cieczy w reaktorach (ok. 4 h), ciśnienie parcjalne wodoru (ok. 16,3 MPa na wlocie do I reaktora i ok. 13,4 MPa do II reaktora) oraz aktywność katalizatora. Aktywność ta na stałym poziomie jest utrzymywana przez całodobowe odprowadzanie katalizatora zużytego i dozowanie ekwiwalentnej ilości katalizatora świeżego. Na instalacji uzyskuje się: gaz wodorowy, który zawracany jest do procesu, olej napędowy, oleje próżniowe, odsiarczony gudron, gaz suchy, gaz płynny, benzynę i siarkowodór. Na rys. 3 przedstawiono część rafineryjną PKN Orlen z 2003 r. Efekty uzyskane w wyniku realizacji programu inwestycyjnego w części rafineryjnej Zrealizowany w latach dziewięćdziesiątych program inwestycyjny umożliwił PKN Orlen dostosowanie struktury produkowanych 82/8-9(2003) 1301

5 aromatycznych w paliwach silnikowych oraz SO 2 w spalinach z regeneracji katalizatora krakingowego. Wpływ intensyfikacji Olefin II na głębokość i wielkość przerobu ropy Program intensyfikacji Olefin II ( ) stworzy możliwość lepszego wykorzystania mocy przerobowych ropy na DRW. Intensyfikacja Wytwórni Olefin II do 660 tys. t/r związana jest z zabezpieczeniem dodatkowych ilości surowca dla produkcji poliolefin w PKN Orlen oraz zwiększeniem elastyczności pracy części rafineryjnej dzięki stworzeniu możliwości kierowania do pirolizy frakcji napędowych. Pozwoli to na lepsze przystosowanie się do sezonowego zapotrzebowania na benzyny i oleje napędowe. Wprowadzenie możliwości kierowania do pirolizy pozostałości po Hydrokrakingu umożliwi podniesienie efektywnego przerobu ropy. Rozwój w aspekcie dostosowania do norm europejskich Rys. 4. Konwersja ropy w produkty białe w zależności od rodzaju procesu technologicznego Fig. 4. The degree of conversion of crude oil into white products in relation to the type of process used paliw do najostrzejszych wymagań jakościowych rynku, obowiązujących w UE od 2000 r. Również istotna dla rafinerii, pracującej w warunkach wolnego rynku, jest poprawa efektywności, która wiąże się z trendem pogłębiania przerobu ropy w celu maksymalizacji uzysku produktów białych. Technologie Hydrokrakingu i HOG u umożliwiły zwiększenie uzysku produktów białych (gaz płynny, benzyny, paliwo lotnicze, oleje napędowe) z 65% w latach siedemdziesiątych do powyżej 85% obecnie. Modernizacja istniejących i budowa nowych instalacji w zakresie działalności proekologicznej objęła poprawę jakości produktów poprzez zmniejszenie w nich zawartości szkodliwych substancji oraz ograniczenie do minimum emisji szkodliwych gazów i węglowodorów. Budowa tych instalacji pozwoliła na radykalne zmniejszenie ilości siarki w benzynach, olejach napędowych, oleju opałowym do pieców technologicznych i w paliwie dostarczanym do Elektrociepłowni, zmniejszenie zawartości węglowodorów Podstawowym wyzwaniem stojącym przed rafineriami w XXI w. jest dalsze zmniejszenie szkodliwości produkowanych paliw. Dyrektywy przyjęte przez UE wymagają od 2005 r. uruchomienia produkcji paliw bezsiarkowych. Inwestycje realizowane w latach stanowią doskonałą bazę wyjściową do uruchomienia takiej produkcji w PKN Orlen. Przewidywane wydatki inwestycyjne będą związane z uruchomieniem instalacji Odsiarczania Benzyny Krakingowej (OBK) oraz intensyfikacją Hydrokrakingu i FKK II. Instalacja OBK o zdolności przerobowej 1,1 mln t wsadu (benzyna lekka i ciężka z FKK II) ma za zadanie usunąć z podstawowego komponentu benzyn silnikowym siarkę do poziomu poniżej 30 ppm. Proces ten wymaga zastosowania bardzo selektywnych katalizatorów, gdyż w procesie uwodorniania reakcją uboczną jest wysycenie związków olefinowych, stanowiących źródło oktanów w benzynach krakingowych. Próby technologiczne przeprowadzone w PKN Orlen wykazały, że prowadzenie odsiarczania na konwencjonalnych katalizatorach prowadzi do zmniejszenia liczby oktanowej (LO) o 5 10 jednostek. O postępie technologicznym w zakresie katalizatorów świadczy fakt, że wybrana przez PKN Orlen technologia umożliwia uzyskanie wymaganego stopnia odsiarczania przy jednoczesnym obniżeniu LO o ok. 1 jednostkę. Najnowsze technologie zakładają przesunięcie siarki z benzyny lekkiej do ciężkiej w procesie kondensacji merkaptanów i dienów. Ciężka benzyna krakingowa jest następnie poddawana odsiarczaniu, a benzyna lekka jest gotowym produktem do komponowania. Intensyfikacja Hydrokrakingu do ok. 3,4 mln t/r umożliwi wyłączenie z ruchu starej instalacji FKK I, przy jednoczesnym zwiększeniu produkcji olejów napędowych. Wnioski Postęp w technologii przerobu ropy, jaki nastąpił w PKN Orlen od momentu powstania zakładu do dnia dzisiejszego, pozwolił utrzymać dotychczasową wiodącą pozycję przedsiębiorstwa na rynku produktów rafineryjnych, dostosować jakość wytwarzanych produktów do standardów międzynarodowych, zmniejszyć koszty produkcji oraz zmniejszyć uciążliwość oddziaływania na środowisko firmy i wytwarzanych przez nią wyrobów /8-9(2003)