Erdölraffinerie

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Erdölraffinerie
Erdölraffinerie MiRO, Werkteil 1 in Karlsruhe

Eine Erd√∂lraffinerie ist ein Industriebetrieb, der aus dem Rohstoff Erd√∂l durch Reinigung, Destillation und Konversion h√∂herwertige Produkte wie Ottokraftstoff, Dieselkraftstoff, Heiz√∂l oder Kerosin herstellt. Erd√∂lraffinerien sind √ľblicherweise gro√üe industrielle Komplexe, deren Bild durch ausgedehnte Tanklager, Rektifikationskolonnen, Rohrleitungssysteme sowie Fackelanlagen gepr√§gt ist.

Inhaltsverzeichnis

Geschichte

Die Rohöldestillationsanlage II im PCK Schwedt

Die ersten Raffinerien entstanden schon zum Beginn der Mineral√∂l-√Ąra, also Mitte des 19. Jahrhunderts. Der erste Raffineriebetrieb wurde 1856 von Ignacy ŇĀukasiewicz, dem Erfinder der Petroleumlampe, in Ulaszowice (Polen) eingerichtet. Nachdem diese von einem Feuer vernichtet wurde, wurde in Chork√≥wka eine weitere, modernere Raffinerie gebaut. Sehr schnell begannen die aus Erd√∂l gewonnenen Leucht√∂le, die bis dahin aus Tierfetten, insbesondere Waltran, gewonnenen Lampenbrennstoffe zu ersetzen, wozu zun√§chst eine Aufbereitung des Erd√∂ls durch Destillation notwendig war.[1]

Die Destillation des gewonnenen Erd√∂ls fand auf eine sehr einfache Weise statt. Dazu wurde ein Kupferkessel mit etwa 750 Liter Erd√∂l gef√ľllt und der Kesselinhalt zum Sieden gebracht. Die entstehenden D√§mpfe wurden durch ein K√ľhlrohrsystem geleitet, in dem sie kondensierten. Auf diese Weise wurde Petroleum, welches zu Beleuchtungszwecken in Petroleumlampen diente, gewonnen. Der im Kessel verbliebene teerartige R√ľckstand wurde als Abfall entsorgt.

Die Verwertung weiterer aus dem Erd√∂l gewonnener Produkte und insbesondere die schnelle Verbreitung der Verbrennungsmotoren nach dem Ersten Weltkrieg erforderte nicht nur den Bau zahlreicher neuer Raffinerien, sondern f√ľhrte auch zu einer rasanten Weiterentwicklung der in einer Raffinerie verwendeten Verfahren.

Wie in vielen anderen Industriezweigen haben sich die Anforderungen an eine Raffinerie, insbesondere an die Produkte im Laufe der Jahre geändert. Grundsätzlich ist hier das Anpassen der Produktspezifikation zu nennen, die sich in den letzten Jahren aufgrund der Gesetze (Umwelt und Gesundheit) geändert haben. So sank der erlaubte Schwefelgehalt bei den Kraftstoffen sowie beim Heizöl. Bei den Vergaserkraftstoffen sanken die Benzol- und die Aromatenspezifikationen.

Einsatzstoffe

→ Hauptartikel: Erdöl
Erdölprobe aus dem Erdölmuseum Wietze

Erd√∂l besteht aus einem Kohlenwasserstoffgemisch. Am h√§ufigsten vertreten sind lineare oder verzweigte Alkane (Paraffine), Cycloalkane (Naphthene) und Aromaten. Jedes Erd√∂l hat je nach Fundort eine spezielle chemische Zusammensetzung, die auch die physikalischen Eigenschaften wie Farbe und Viskosit√§t bestimmt. Erd√∂l enth√§lt in geringerem Ma√üe stickstoff-, sauerstoff- oder schwefelhaltige Kohlenstoffverbindungen wie Amine, Porphyrine, Merkaptane, Thioether, Alkohole und Chinone. Daneben finden sich Verbindungen von Metallen wie Eisen, Kupfer, Vanadium und Nickel. Der Anteil der reinen Kohlenwasserstoffe variiert erheblich. Der Anteil reicht von 97% bis zu nur 50% bei Schwer√∂len und Bitumen. Der Kohlenstoffanteil liegt zwischen 83 und 87%, der Wasserstoffanteil zwischen 10 und 14%. Andere Hauptgruppenelemente liegen zwischen 0,1 und 1,5%, der Gehalt an Metallverbindungen betr√§gt weniger als 1000 ppm.[2]

Typische Roh√∂le unterscheiden sich nach der Lagerst√§tte. Das "West Texas Intermediate" (WTI) ist ein qualitativ hochwertiges, schwefelarmes und leichtes Roh√∂l aus Cushing (Oklahoma). Ein europ√§ischer Vertreter ist das "Brent Blend", ein Roh√∂l aus dem aus 15 √Ėlfeldern bestehenden Brentsystem in der Nordsee. Das "Dubai-Oman" aus dem Mittleren Osten wird vor allem f√ľr den asiatisch-pazifischen Markt gef√∂rdert. Das "Tapis" aus Malaysia ist ein leichtes, "Minas" aus Indonesien ein schweres fern√∂stliches Roh√∂l.

Produkte

Fertigprodukte Mengenanteil
Fl√ľssiggase, z.B. Propan, Butan ~3%,000
Rohbenzin (Naphtha) ~9%,000
Benzin (Otto-Kraftstoff) ~24%,000
Flugturbinenkraftstoff (Kerosin) ~4%,000
Dieselkraftstoff, leichtes Heizöl <21%,000
schweres Heizöl ~11%,000
Bitumen, Heizöl schwer ~3,5%,000
Schmierstoffe ~1,5%,000
Sonstige Produkte, Verluste usw. ~2%,000

Die Fertigprodukte k√∂nnen gasf√∂rmig, fl√ľssig oder fest sein. Prozentual ist die Ausbeute einer modernen Raffinerie in etwa 3% an Fl√ľssiggasen wie Propan und Butan. Etwa 9% entfallen auf Rohbenzin (Naphtha), 24% auf Benzin (Otto-Kraftstoff). H√∂hersiedende Kraftstoffe wie Flugturbinenkraftstoff (Kerosin) machen 4%, Dieselkraftstoff und leichtes Heiz√∂l bis zu 21%, schweres Heiz√∂l etwa 11% aus. Die hochviskosen und festen Anteile wie Bitumen oder Heiz√∂l schwer liegen bei 3,5%, Schmierstoffe bei 1,5%. Etwa 2% entfallen auf sonstige Produkte oder Verluste. Der Eigenverbrauch der Raffinerie liegt je nach Weiterverarbeitungsgrad zwischen 5 und 10% des eingesetzten Roh√∂ls.[3] Die MiRO hat beispielsweise 16 Mill. t Roh√∂lkapazit√§t, die zu 14,9 Mill. t Endprodukten verarbeitet werden, das hei√üt der Eigenverbrauch betr√§gt circa 7%.

Die Mengenanteile an Fertigprodukten sind einerseits von den eingesetzten Roh√∂lsorten, andererseits von den in der Raffinerie vorhandenen Verarbeitungsanlagen abh√§ngig. So enthalten ‚Äěleichte‚Äú Roh√∂le relativ hohe Anteile an leichten Produkten, das hei√üt solche mit geringer Dichte wie Fl√ľssiggas, Kerosin, Benzin, Diesel. Schwere Roh√∂le enthalten gr√∂√üere Anteile an schweren Produkten, wie schweres Heiz√∂l und Bitumen. In modernen Raffinerien kann ein Teil dieser schweren Bestandteile in leichtere umgewandelt werden, beispielsweise durch Cracken, so dass eine solche Raffinerie mehr schweres Roh√∂l verarbeiten kann.

Raffinerieverfahren

Schema der Erdölaufarbeitung in einer Raffinerie

Das aus den Lagerst√§tten gewonnene Erd√∂l wird vor dem Transport zur Raffinerie vor Ort aufbereitet, im Wesentlichen durch eine grobe Trennung von unerw√ľnschten Bestandteilen, etwa Sedimenten und Wasser. Nach diesen ersten Verarbeitungsschritten wird das jetzt entstandene Roh√∂l per Schiff oder Pipeline zur Raffinerie geliefert. Hier wird das Fl√ľssigkeitsgemisch in weiteren Schritten mit einem speziellen Destillationsverfahren in unterschiedliche Fraktionen getrennt und zu verkaufsf√§higen Produkten aufbereitet. Die Technik ist heute so weit fortgeschritten, dass keine Stoffe des Roh√∂ls ungenutzt bleiben. Selbst das als unerw√ľnschtes Nebenprodukt anfallende Raffineriegas findet Verwendung. Es wird entweder direkt in den Prozess√∂fen als Energietr√§ger benutzt oder in der chemischen Weiterverarbeitung als Synthesegas eingesetzt.

Erdölreinigung/Entsalzung

Das Erd√∂l/Roh√∂l wird bereits an der Lagerst√§tte von Sand und Wasser befreit. Um Korrosion in den Anlagen vorzubeugen, wird das Roh√∂l entsalzt (auf Salzgehalte <10 ppm), indem unter Zusatz von Wasser eine Roh√∂l-Wasser-Emulsion hergestellt wird. Das Salz l√∂st sich in der w√§ssrigen Phase dieser Emulsion. Die Emulsion wird dann in einem elektrostatischen Entsalzer wieder getrennt, wobei das salzhaltige Wasser sich am Boden absetzt und entsprechenden Aufbereitungsanlagen zugef√ľhrt wird und das entsalzte Roh√∂l weiter zur Destillation gepumpt wird. Die Brechung der Emulsion erfolgt bei erh√∂hten Temperaturen von etwa 130 ¬įC, um die Viskosit√§t des Roh√∂ls zu senken und Spannungen von circa 20 kV. Durch Arbeiten bei erh√∂htem Druck wird verhindert, dass leichtfl√ľchtige Komponenten bei diesem Verfahrensschritt ausdampfen. Die √Ėl-Wasser-Emulsion kann auch durch Zugabe geeigneter Chemikalien, sogenannter Demulsifier, gebrochen werden.

Primärverarbeitung (Rohöldestillation)

Destillationskolonne
Siedeverläufe qualitativ

Nach der Entsalzung wird das Roh√∂l in zwei Stufen erw√§rmt. Die Vorw√§rmung geschieht in W√§rmetauschern durch W√§rmer√ľckgewinnung des ablaufenden Produkts. Die Spitzenvorheizung erfolgt durch √Ėfen bis auf etwa 400 ¬įC. Das erhitzte √Ėl wird durch Rektifikation in einer bis zu 50 m hohen Kolonne in seine Bestandteile aufgetrennt. Das Roh√∂l tritt in einer Zwei-Phasen-Str√∂mung (Gas/Fl√ľssig) in die Kolonne ein. Das Temperaturprofil f√§llt nach oben hin ab. Da die Temperatur im Sumpf am h√∂chsten ist und die leichten Bestandteile somit nicht kondensieren k√∂nnen, steigen sie gasf√∂rmig weiter nach oben. Im Kopf der Kolonne f√§llt Gas und Leichtbenzin, so genanntes Naphtha an, darunter Kerosin, Zwischenprodukt f√ľr Treibstoffe turbinengetriebener Luftfahrzeuge (nicht zu verwechseln mit dem so genannten ‚ÄěFlugbenzin‚Äú, dem AVGAS f√ľr Flugzeugottomotoren), Dieselkraftstoff und leichtes Heiz√∂l. Weiter unten Gas√∂l (Heiz√∂l- und Diesel-Ausgangsstoffe) und im Sumpf ‚Äď dem Fu√ü der Kolonne ‚Äď der atmosph√§rische R√ľckstand (engl.: Long Residue). Diese erste Rektifikation findet bei atmosph√§rischem Druck statt und wird daher atmosph√§rische Rektifikation genannt.

Der R√ľckstand wird in einer weiteren Rektifikationskolonne unter Vakuum erneut destilliert, um ihn in weitere Produkte aufzuspalten (siehe Vakuumdestillation). Eine Vakuumrektifikation ist n√∂tig, da die Kettenl√§nge der schwersiedenden Kohlenwasserstoffe gr√∂√üer ist und diese bei hohen Temperaturen ab circa 400 ¬įC dazu neigen, thermisch eher zu cracken als sich destillativ trennen zu lassen. Die Produkte der Vakuumdestillation sind Vakuumgas√∂l und der sogenannter Vakuumr√ľckstand (engl.: Short Residue).

Konversionsverfahren

Nach der Prim√§rverarbeitung wird eine Reihe von Veredlungsverfahren angewendet, um Schadstoffe (Schwefel, Stickstoff) zu entfernen und die Qualit√§t der Zwischenprodukte zu verbessern ‚Äď fast alle Mineral√∂lprodukte, welche die Raffinerie verlassen sind nicht nur einfach aus Erd√∂l destilliert/rektifiziert. So werden Motorenbenzin, Jet A-1, Dieselkraftstoff, Heiz√∂l extraleicht und Heiz√∂l schwer aus verschiedenen Zwischenprodukten/Komponenten zusammengemischt (geblendet), die bei unten genannten Herstellungsprozessen erzeugt werden.

Hydrotreating

‚Üí Hauptartikel: Hydrodesulfurierung

Die bei der fraktionierten Destillation anfallenden Komponenten (Naphtha, Mitteldestillate, Vakuumgas√∂le) sind noch reich an Schwefelverbindungen. Diese w√ľrden bei der Weiterverarbeitung (katalytisches Reforming, s.u.) die Katalysatoren vergiften. Bei direkter Verbrennung unbehandelter Produkte (Heiz√∂l) entst√§nde umweltsch√§digendes SO2. Beim Hydrotreating werden die zu entschwefelnden Komponenten mit Wasserstoff vermischt und auf ca. 350 ¬įC erhitzt. Das hei√üe Gemisch gelangt in einen mit Katalysatoren aus Nickel, Molybd√§n oder Cobalt auf Aluminiumoxid gef√ľllten Reaktor, der Wasserstoff reagiert mit den Schwefel-, Stickstoff- und Sauerstoffverbindungen zu Schwefelwasserstoff, Ammoniak und Wasser.

Am Beispiel die Umsetzung von Merkaptanen: \mathrm{R\mathord-SH + H_2 \longrightarrow R\mathord-H + H_2S}

Die Umsetzung von Alkoholen: \mathrm{R\mathord-OH + \ H_2 \longrightarrow \ R\mathord-H + \ H_2O}

Die Umsetzung von Aminen: \mathrm{R\mathord-NH_2 + \ H_2 \longrightarrow \ R\mathord-H + \ NH_3}

Katalytisches Reforming

Schema eines katalytischen Reformers
‚Üí Hauptartikel: Katalytisches Reforming

Das katalytische Reforming hat das Ziel, die Oktanzahl des Naphthas (Siedebereich ~70‚Äď180 ¬įC) zu erh√∂hen und aromatische Kohlenwasserstoffe zu erzeugen. Weiterhin erh√§lt man Wasserstoff als Produkt, der in den Hydrotreating- und in Hydrocracking-Prozessen eingesetzt wird. Das Reforming l√§uft bei ca. 500 ¬įC und je nach Prozesstyp - 3,5 bis 40 bar ab. Eingesetzt werden dabei bifunktionelle Katalysatoren (Platin-Zinn oder Platin-Rhenium, auf chloriertem Aluminiumoxid oder Zeolithen).

Typische Reaktionen beim Reforming sind:

  • Ringschluss: \text{Alkane} \rightarrow \text{Cycloalkane} + \text{H}_2
  • Dehydrierung: \text{Cycloalkane} \rightarrow \text{Aromaten} + \text{H}_2
  • Isomerisierung: \text{n-Alkane} \rightarrow \text{iso-Alkane}

An den Metallzentren des Katalysators laufen dabei bevorzugt die Hydrierungs-/Dehydrierungsreaktionen ab, w√§hrend die S√§urezentren Isomerisierungs- und Ringschlussreaktionen katalysieren. Eine unerw√ľnschte Nebenreaktion ist die Verkokung des Katalysators durch Polymerisations- und Dehydrierungsreaktionen. Die Verkokung wird durch Abbrennen des Kokses und anschlie√üender Oxychlorierung des Katalysators entfernt.

Isomerisierung

in der Isomerisierung werden n-Alkane in iso-Alkane mit dem Ziel der Oktanzahlverbesserung umgewandelt oder das Substitutionsmuster an Aromaten ver√§ndert. So wird meta-Xylol in o- und p-Xylol isomerisiert, da diese zur Herstellung von Phthals√§ureanhydrid oder Dimethylterephthalat verwendet werden. Es sind √§hnliche Katalysatoren wie beim katalytischen Reforming im Einsatz. Die Reaktion wird bei niedrigeren Temperaturen um 250 ¬įC und - zur Verhinderung der Katalysatordeaktivierung durch Verkokung - bei moderatem Wasserstoffpartialdruck von etwa 15 bar durchgef√ľhrt. Durch die im Vergleich zum katalytischen Reforming moderaten Verfahrensbedingungen werden Crack- und Ringschlussreaktionen weitgehend unterdr√ľckt.
Weitere Isomerisationsverfahren beziehen sich auf die Umwandlung von n-Pentan zu Isopentan bzw. von n-Hexan zu Isohexan (Oktanzahlverbesserung, z.B. Hysomer-Prozess, PENEX-Prozess).

Alkylierung

Bei der Alkylierung werden iso-Alkane (Isobutan) und Alkene (n- und iso-) unter S√§urekatalyse zu h√∂hermolekularen hochoktanigen iso-Alkanen (C7-C12) umgesetzt. So reagieren Isobuten und Isobutan u.a. zu 2,2,4-Trimethylpentan (Isooktan). Dabei werden die Reaktanden in der Fl√ľssigphase im Alkan√ľberschuss mit konzentrierter Schwefels√§ure oder wasserfreier Flusss√§ure umgesetzt. Die typische Verweilzeit betr√§gt circa 10 bis 15 Minuten. Danach werden die Fl√ľssigphasen durch Absetzen der Phasen getrennt. Im so genannten Iso-Stripper werden die iso-Alkane abgetrennt und in den Prozess zur√ľckgef√ľhrt (recycled). Das fertige Endprodukt wird als Alkylat[4] bezeichnet. Das Verfahren bietet sich an, wenn die Raffinerie √ľber einen Steam- oder Catcracker verf√ľgt und damit die Einsatzstoffe f√ľr die Alkylierung liefern kann.

Cracken

‚Üí Hauptartikel: Cracken
‚Üí Hauptartikel: Visbreaking
‚Üí Hauptartikel: Koker
‚Üí Hauptartikel: Steamcracken
‚Üí Hauptartikel: Fluid Catalytic Cracking
‚Üí Hauptartikel: Hydrocracken

Es gibt drei Hauptgruppen beim Cracken: thermisches, katalytisches und Hydrocracken.

Beim thermischen Cracken werden keine Katalysatoren eingesetzt. Dadurch k√∂nnen auch R√ľckst√§nde der Erd√∂ldestillation zugef√ľhrt werden, die wegen ihres Gehalts an Schwermetallen und Schwefel den Katalysator beim katalytischen Cracken sch√§digen w√ľrden.
Beim Visbreaking z.B. handelt es sich um das Cracken schwerer R√ľckstands√∂le bei moderaten Verweilzeiten und Temperaturen um 500 ¬įC mit dem Ziel Gas√∂l zu erzeugen. Die Ausbeute an Gas√∂l (und leichter) liegt beim Visbreaker bei circa 30%. Durch anschlie√üende Destillation werden die leichtfl√ľchtigen Fraktionen abgetrennt.

Schema eines Delayed Cokers

Beim Delayed Coking wird Petrolkoks durch thermisches Cracken von R√ľckst√§nden der Vakuumdestillation gewonnen. Dazu wird das R√ľckstands√∂l auf circa 500 ¬įC erhitzt und in Kokskammern verspr√ľht, wo es zu Petrolkoks, fl√ľssigen und gasf√∂rmigen Kohlenwasserstoffen umgewandelt wird. Nach dem Verkoken wird der Koks mechanisch abgetrennt und ggf. in Calzinier√∂fen bei Temperaturen von 1200 ¬įC von fl√ľchtigen Bestandteilen befreit.
Es können aber auch Naphtha, Gasöl oder sogar hydrogenierte Vakuumgasöle (Hydrowax, Hydrocracker Bottoms) durch das sogenannte Steamcracken thermisch gecrackt werden, um Ethen, Propen und Aromaten zu erzeugen.

Beim katalytischen Cracken (engl. Fluid Catalytic Cracking, FCC) dienen saure Silikate als Katalysatoren, Edukte sind schwere atmosph√§rische Gas√∂le bzw. Vakuumgas√∂l. Als Produkte fallen √ľberwiegend kurzkettige Olefine und Alkane an.

Beim Hydrocracken werden langkettige Alkane unter Wasserstoffzufuhr in kurzkettige Alkane √ľberf√ľhrt. Bei h√∂heren Wasserstoffpartialdr√ľcken werden sogar Aromaten hydrogeniert und somit auch Cycloalkane erzeugt. Als Edukt wird vorwiegend Vakuumgas√∂l verwendet. Die meisten Schwefel- und Stickstoffverbindungen des Edukts werden hydriert, so dass betr√§chtliche Volumina an H2S und NH3 anfallen.

Claus-Verfahren

‚Üí Hauptartikel: Claus-Prozess

Hydrotreating-Prozesse, Hydrocracking und ggf. die Synthesegaserzeugung aus Schweröl produzieren nicht unerhebliche Mengen H2S, welches nicht einfach "abgefackelt" werden kann. Beim Claus-Verfahren wird der anfallende Schwefelwasserstoff mit Luftsauerstoff in einem Reaktor unterstöchiometrisch verbrannt. Dabei entsteht - neben Schwefel - ein Gasgemisch aus H2S und SO2. In mehreren anschließenden katalytischen Stufen reagiert das Gemisch weiter zu Schwefel, per Saldo:

\mathrm{6 \ H_2S + 3 \ O_2 \longrightarrow 6\ S + 6\ H_2O; \ \Delta H = -664 \ kJ/mol}

Raffineriestandorte in Deutschland, √Ėsterreich und der Schweiz

Raffinerien in Deutschland
Raffinerie/Gesellschaft Standort Inbetrieb-
nahme
Kapazit√§t* in jato Mitarbeiter Eigent√ľmer Bemerkungen
OMV Deutschland GmbH Burghausen 1967 000000003480000.00000000003.480.000[5] 000000000000610.0000000000610 90 % OMV Refining & Marketing GmbH, 10 % OMV Aktiengesellschaft
Ruhr-Oel GmbH Gelsenkirchen 1935 000000012700000.000000000012.700.000[5] 000000000002300.00000000002.300 Ruhr-Oel Raffinerieverbund an zwei Standorten, 7 km Abstand
Holborn Europa Raffinerie GmbH Hamburg-Harburg 1929, 1987 000000004650000.00000000004.650.000[5] 000000000000285.0000000000285 Tamoil (Libyen) 1929: Ebano Asphalt-Werke AG (zu Standard Oil of Indiana), ab 1934 mit DAPG, ab 1950 "Deutsche Esso AG", 1987 Verkauf
Raffineriezentrum Hamburg-Harburg Hamburg-Harburg 1929 000000005200000.00000000005.200.000[5] 000000000000570.0000000000570 Shell 1929: Rhenania-Ossag Mineralölwerke AG (zu Royal Dutch Shell), ab 1947 "Deutsche Shell AG"
Erdölwerk Holstein Hemmingstedt (Heide) 1940 000000004500000.00000000004.500.000[5] 000000000000570.0000000000570 Gary Klesch[6]
Petroplus Raffinerie Ingolstadt Ingolstadt 1963 000000005000000.00000000005.000.000[5] 000000000000300.0000000000300 Petroplus Holdings AG
MiRO Mineralölraffinerie Oberrhein GmbH & Co. KG Karlsruhe 1962 000000014900000.000000000014.900.000[5] 000000000001000.00000000001.000 Shell, Esso, Ruhr-Oel, ConocoPhillips
Rheinland Raffinerie Wesseling, K√∂ln-Godorf 1937, 1960 000000016300000.000000000016.300.000[5] 000000000001500.00000000001.500 Shell Werk Nord und Werk S√ľd liegen ca. 6 km auseinander
Total Raffinerie Mitteldeutschland GmbH Leuna 1997 000000012000000.000000000012.000.000[5] 000000000000650.0000000000650 Total
Erdöl-Raffinerie Emsland Lingen (Ems) 1953 000000004500000.00000000004.500.000[5] 000000000000635.0000000000635 BP
H&R ChemPharm GmbH Salzbergen 1860 000000000400000.0000000000400.000[7] 000000000000132.0000000000132[7] H&R WASAG AG nur Zwischenproduktverarbeitung
PCK Raffinerie GmbH Schwedt (Oder) 1958 000000010800000.000000000010.800.000[5] 000000000001400.00000000001.400 Shell, Ruhr-Oel, Agip, Total
Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH Neustadt, Vohburg 1964, 1967 000000010300000.000000000010.300.000[5] 000000000000800.0000000000800 OMV, Ruhr-Oel, Agip, BP Raffinerieverbund an zwei Standorten, 13 km Abstand
Wilhelmshavener Raffineriegesellschaft mbH Wilhelmshaven 1976 000000013500000.000000000013.500.000[5] 000000000000370.0000000000370 ConocoPhillips[8]
Mineralöl-Raffinerie Dollbergen Uetze-Dollbergen 1951[9] 000000000255000.0000000000255.000 000000000000200.0000000000200[9] Mineralöl-Raffinerie Dollbergen GmbH[9] nur Altölverarbeitung
Raffinerien in √Ėsterreich
Raffinerie/Gesellschaft Ort Inbetriebnahme Kapazit√§t* in jato Mitarbeiter Eigent√ľmer Bemerkungen
OMV Refining & Marketing GmbH Raffinerie Schwechat Schwechat 1960 (siehe OMV) 000000009600000.00000000009.600.000[10] 000000000000750.0000000000750[10] OMV
Raffinerien in der Schweiz
Raffinerie/Gesellschaft Ort Inbetriebnahme Kapazit√§t* in jato Mitarbeiter Eigent√ľmer Bemerkungen
Raffinerie Collombey Collombey 1963 000000002500000.00000000002.500.000|[11] 000000000000224.0000000000224 Tamoil
Petroplus Refining Cressier SA Cressier NE 1966 000000003300000.00000000003.300.000|[11] Petroplus Holdings AG

* Rohölverarbeitungskapazität

Literatur

H. J. Arpe: Industrielle Organische Chemie: Bedeutende Vor- und Zwischenprodukte. 552 Seiten, Verlag Wiley-VCH (2007), ISBN 978-3-527-31540-6

Weblinks

Wiktionary Wiktionary: Erd√∂lraffinerie ‚Äď Bedeutungserkl√§rungen, Wortherkunft, Synonyme, √úbersetzungen
 Commons: Erd√∂lraffinerie ‚Äď Album mit Bildern und/oder Videos und Audiodateien

Einzelnachweise

  1. ‚ÜĎ Ignacy ŇĀukasiewicz, Pionier bei der Erforschung der Erd√∂ldestillation
  2. ‚ÜĎ James G. Speight: The Chemistry and Technology of Petroleum, S. S. 215-216, Marcel Dekker 1999, ISBN 0-8247-0217-4
  3. ‚ÜĎ J. P. Wauquier,J. P. Favennec : Petroleum Refining: Refinery operation and management
  4. ‚ÜĎ Alkylat
  5. ‚ÜĎ a b c d e f g h i j k l m Statistiken des Mineral√∂lwirtschaftsverbandes MWV (vom 31. Dezember 2008)
  6. ‚ÜĎ Shell-verkauft-Raffinerie in Heide an Familieninvestor-Klesch (vom 20. August 2010)
  7. ‚ÜĎ a b Salzbergen Info
  8. ‚ÜĎ Hestya Energy B.V. unterzeichnete mit ConocoPhillips am 10. August 2011 einen Vertrag √ľber einen beabsichtigten Kauf der Raffinerie zum Ende des Jahres. Die Raffinerie soll danach voraussichtlich als reines Terminal betrieben werden., Zugriff zu den Informationen am 17. August 2011
  9. ‚ÜĎ a b c Dollbergen Info
  10. ‚ÜĎ a b Schwechat Info
  11. ‚ÜĎ a b Collombey Info

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