Snižování emisí skleníkových plynů a hydrorafinace rostlinných olejů

Transkript

1 Snižování emisí skleníkových plynů a hydrorafinace rostlinných olejů Ing.Jiří Plitz, PARAMO a.s. seminář ČAPPO,

2 Aktuální stav biopaliv Mísení biosložek z potravinářských plodin kolem 6 % objemu tvoří biopaliva 1.generace povinnost má nepříznivý vliv na efektivnost rafinerií renesance koncentrovaných biopaliv E85, B30, B100 umožněno daňovým zvýhodněním SD pochyby ke skutečnému přínosu biopaliv zaveden systém udržitelnosti pro biopaliva zavádí se monitoring výpočtu emisí GHG ze všech paliv došlo k snížení emisí GHG o cca 2 %

3 Trendy v legislativě paliv snížení závislosti na fosilních palivech využíváním OZE snižování emisí skleníkových plynů antropogenní emise kontroluje Kjótský protokol (1997) r rekordní množství 31,6 mld.tun CO2 (+1,4 %) patrně rekordní koncentrace za 650 tis.let (385 ppm) Čína +0,3 USA -0,2 EU -0,05 mld.t CO2 od jen biosložky s kritériem min. 35 % skutečnost MEŘO 38 %, líh 50 % revize směrnic ES pro RED (2009/28) a FQD (2009/30) z potravinářských surovin max. 6 %, celkem 10 % (r.2020) biosložky s kritériem min. 50 % (r.2016), resp. 60 % (r.2017) musí snížit emise GHG paliv o 2 % (2014), 4 % (2018), 6 % (2021) budou takové biosložky na trhu? vykazování ILUC faktoru s perspektivou zahrnutí do emisí biopaliv zavedení dvousložkové sazby SD (emise + energet.obsah)?

4 Odhad dopadů směrnic ES FAME musí zefektivnit ukazatel snížení emisí GHG výrobci dosud uvádějí jen standardní hodnotu 52 g/mj (žádný výpočet?) Biopaliva z potravinářských surovin ztratí v EU veškerou podporu ukončí to výrobu E85, B30 a B100? Do konce r.2020 se mají snížit emise GHG o 6 % biolihu s kritériem 50 % by muselo být 16,8 %obj. (E10+E85??) FAME s kritériem 50 % by muselo být 12,9 %obj. (B7+B10+B30+B100?) úspora emisí se stane rozhodující povinností u motorových paliv biosložky s kritériem 60 % by u nafty mohlo být 10,8 %obj. Nepotravinářské biosložky nepotravinářských biosložek bude muset být min. 2,5 % stanou se klíčovou složkou paliv, nositelem snížení emisí GHG biosložky bez potřeby půdy (z odpadů, z řas) budou stimulovány (energet. obsah se počítá 2x až 4x) mohou výrobcům motorových paliv přinést významné úspory nákladů

5 Dopad trendů na rafinerie

6 Dopad trendů na rafinérie biopaliva vedou k snížení využití kapacit rafinérií ohrožení existence rafinérií s menší kapacitou možnost využití uvolněných rafinérských kapacit na výrobu biosložek s vyšším kritériem udržitelnosti biosložky s vyšším kritériem se stanou nezbytnými 2017 možnost přepracování bioolejů a olejů z OZE na uhlovodíková biopaliva hydrogenačně upravené rostlinné oleje potravinářské, nejedlé, odpadní (UCO, tuky) biopaliva II.generace synthetizované z odpadních biokomponent (glycerín) z biomasy pyrolýzou a FT syntézou bioplynu z oxidu uhličitého (solární reforming na uhlovodíky) z ligninu a celulózy štěpením a fermentací biopaliva III.generace produkované organismy bakterie, houby, řasy, sinice

7 Kritéria udržitelnosti Způsob výroby bionafty Standardní hodnoty úspor emisí CO2 FAME z palmového oleje 19 % FAME z řepkového oleje = MEŘO 38 % FAME ze slunečnice 51 % Hydrogenačně upravený palmový olej 26 % Hydrogenačně upravený řepkový olej 47 % Čistý rostlinný olej z řepkového semene 57 % Hydrogenačně upravený slunečnicový olej 62 % Bionafta z odpadního rostlinného a živočišného oleje 83 % Bionafta vyrobená FT syntézou z odpadního dřeva 95 %

8 Procesy zpracování biomasy na paliva Hydrogenační nebo hydrokrakové zpracování bioolejů v rafineriích výroba tzv. zelené nafty (komerčně od 2007) Zplyňování biomasy pyrolýzou a FT syntéza výroba syntetických paliv pyrolýzou s následnou syntézou, výroba ekvivalentních paliv (metanolu, DME) FT syntézu dnes využívá jen několik firem na fosilní paliva (GTL) Tepelně fyzikální transformace biomasy depolymerizace a štěpení uhlov.řetězců s následnou syntézou vhodné pro organické odpady včetně plastových proces HTU Shell, proces UPM Stracel (F výstavba 105 kt/r)

9 Hydrogenační rafinace bioolejů Vysokotlaká hydrogenace rostlinných olejů a tuků odstranění kyslíku z triglyceridů HDO procesem dochází k nasycení dvojných vazeb triglycedridů, štěpení na mastné kyseliny a propylén, hydrodeoxygenace na n-alkány a iso-alkány (podle ostrosti podmínek) katalyzátory hydrogenační (NiMo, CoMo), izomerizační (Pd, Pt, NiS) vyšší cetanové číslo (80), vyšší výhřevnost (44 MJ/kg) produkt dobře splňuje destilační rozmezí motorové nafty vyšší spotřeba vodíku, větší zatížení katalyzátoru HDO bionafta má cca o 10 % vyšší kritérium než FAME HDO proces je blízký HDS procesu, běží snadněji, lze spojit investičně nákladné izomerizace k zlepšení NT vlastností

10 Technologie NExBTL u Neste Oil 2 jednotky NExBTL u f.neste (Porvoo 2007, 2009, celkem 380 kt/r) licenční jednotky á 800 kt/r v Singapuru (2010), Rotterdamu (2011) HDO proces v 1.stupni (NiMo, CoMo), izomerizace v 2.stupni vyrobený biodiesel má úsporu emisí GHG 40 až 90 % rozšíření o výrobu leteckého petroleje s biosložkou postupné rozšiřování surovinové základny: surovinou je většinou palmový olej, další rostlinné oleje - jatropový olej, lničkový olej, UCO, odpadní tuky, celkem 10 druhů surovin, perspektivně využití slámy

11 Hydrogenační reakce

12 ECOFINING PROCES hydrogenační dvoustupňová technologie firem Honeywell s a ENI poloprovozní zkoušky v r.2008, zahájení provozu v r.2009 komerční jednotky na 640 kt/r (Livorno), dalších 810 kt/r ve výstavbě zaměřeno na zpracování nepotravinářských olejů Camelina, Jatropha Algal oil olej se mísí s vodíkem do adiabatického katalytického HDO reaktoru R1, po separaci jde diesel s dalším vodíkem na izomerizaci výtěžek cca 100%, vysoce selektivní na uhlovodíky v destilaci nafty odpadní oleje a tuky: talový olej, živočišný lůj

13 ECOFINING PROCES zelená nafta může vést k úspoře 35 USD/bbl v porovnání s FAME množství zelené nafty bude omezeno dostupností surovin XII/2012 oznámil Honeywell s investici do nové technologie u ENI v Benátkách se revampuje HSD na Ecofining 2014 zahájí výroba s kapacitou 333 kt/r zelené nafty zelená nafta má o 65 až 80 % nižší emise GHG proti fosilní naftě proces považován ve světě za nejlepší HDO proces další kontrakty Honeywell s: v USA na letecký biopetrolej pro armádu v Indii, Číně, Emirátech s Ensyn corp. na konverzi lesních odpadů na biopalivo (kritérium 90%)

14 H-BIO COPROCESSING Petrobras H-Bio co-processing 3 rafinerie v Brazílii od r.2008 (425 kt/r sójového oleje) současné odsíření fosilní složky a hydrogenace VO vysoký výtěžek (96 %) šetří investice, využívá stávající kapacity výhoda: lze snadněji zavést nevýhoda: zkracuje se životnost katalyzátoru (cca o 1/5) při relativně malém množství vyrobené biosložky předpoklad dosažení NT vlastností při obsahu VO do 10 %

15 Nové biorafinerské jednotky Portugalsko/Galp Energia Sines rozšíření na zpracování 300 kt/r palmového oleje z Brazílie - jednotka na zpracování jatropového oleje - rozšíření na multisurovinovou biorafinerii (zahájila 7/2013) - 27 kt/r bionafty z UCO a živočišných tuků Španělsko/Aragon - Altoriccon výstavba multisurovinové technologie na UCO a živočišné tuky - kapacita 100 kt/r Nizozemí/Biodiesel Amsterdam - Amsterdam výroba 100 kt/r biodieselu z UCO a živočišných tuků Velká Británie/Ineos - plán.výstavba jednotky 2013/14 na 400 kt/r, pokryje spotřebu 4,3 % paliv, technologie?

16 Technologie izokonverze CLG-ARA hydroprocesní technologie firem Chevron a Lummus vývoj v letech na objednávku US-letectví nízkonákladová biokonverze s nižší spotřebou vodíku min. o 50 % přeměna olejů z rostlin a řas na obnov.paliva ReadiJet, ReadiDiesel úspora energie, katalyzátoru, uhlíkové stopy dvoustupňový proces s využitím superkritické vody: v 1.stupni přeměna triglyceridů na volné mastné kyseliny (5 min) v 2.stupni přeměna mastných kyselin na uhlovodíky (HDO) nevyžaduje předčištění suroviny ani izomerizaci poloprovozní testy v říjnu 2012, certifikace bionafta vyhovuje EN výstavba 2 jednotek s kapacitou 10 t/d prodány dvě licence vstup na trh v r.2015

17 Přehled hydrogenačních kapacit Biodiesel Techn. místo Neste Oil BTL Singapur Neste Oil BTL SF, Porvoo UPM BTL SF, Lapeenranta Neste Oil BTL NL, Rotterdam PetroAlgae RDIF USA, FL Solazyme BTL USA, CA Petrobras H-BIO Brazílie UOP/ENI Ecofining Itálie, Livorno UOP/ENI Ecofining Itálie, Venezia celkem (kt/r)

18 Výzkum coprocessingové hydrogenace zájem o tuto technologii je v zemích E, F, D výzkumný projekt Biofuel 2G v Řecku hydrogenační rafinace s použitím vodíku z OZ a solár.energie Efektivita katalyzátorů pro co-processing plynových olejů s UCO pokusná výroba bílé bionafty pro autobusy v Soluni 10 % UCO v naftě splnil požadavky na MONA F energetický obsah UCO se zvýšil z 38 na 44 MJ/kg 2010 VŠCHT + VÚAnCh 10 % řepkového oleje nebo UCO do plynového oleje (zvýšení CČ, zvýšení obsahu síry, zhoršení CFPP) 2013/14 VŠCHT Výroba motorové nafty společnou hydrorafinací středních ropných destilátů a rostlinných olejů doktorantská práce - zaměření na méně hodnotné destiláty z visbreakru a FCC spolu s UCO

19 Coprocessing v Paramu? 1889 založil závod D.Fanta 1971 připojen na ropovod 2000 součást Unipetrolu 2003 fúze s Koramem 2012 ukončeno zpracování ropy, odstavena destilace a HOSD 2013 PARAMO nevyrábí paliva rozvojový záměr Biorafinerie a využití HOSD k výrobě biopaliv - na jednotce HOSD (200 kt/r) aplikovat coprocessing - rentabilitu procesu podpořit zpracováním UCO úvodní studie, pokusy ve VÚAnCh s přídavkem UCO do 3 % navržen provozní pokus, nerealizován, odstav jednotky

20 Coprocessing v Paramu? Současné perspektivy: - samostatné zpracování VO vyžaduje nákladnou přestavbu HOSD (zvýšení kapacity vodíkárny, reaktor pro izomerizaci) - trvalejší zpracování UCO vyžaduje pretreatment - odsazení vody a hrubých mechanických nečistot (odstředění) - filtrace jemných mechanických nečistot - neutralizace volných mastných kyselin vhodným činidlem - adsorpce katalytických jedů v adsorbéru - pro coprocessing chybí minerální plynové oleje - skladování UCO možné v nádrži B02 - omezení kapacitou turbokompresoru (22 36 t/h) - dosiřování katalyzátoru při obsahu síry pod 500 ppm - kapacita vodíku pokryje spotřebu do obsahu 30 % VO - vedlejší produkty využít k výrobě vodíku - reakční voda se odstraní na současném zařízení

21 Coprocessing v Paramu? Aktivity 2013: zkoušky odsíření ruského plynového oleje (VÚAnCh) surovinou GO D2 částečně odsířený (350 ppm síry) katalyzátor sulfidický CoMo (Albe Marle) reakční teplota 345 až 385 C obsahu síry pod 10 ppm dosaženo již při teplotě 345 C odsiřování GO D2 lze provádět zkoušky coprocessingové hydrogenace (VÚAnCh) teplota 345 až 400 C, tlak 3,5 MPa (vyhovuje HDO reakcím) surovina: střední destilát T4 s 10 % a 30 % řepkového oleje katalyzátor sulfidický CoMo (Haldor Topsoe) VO zatížil katalyzátor, zhoršil odsíření, nutno zvýšit T na >370 C uhlovodíková bionafta má destilační rozmezí 300 až 340 C konverze VO na bionaftu má výtěžek cca 85 %

22 Coprocessing v Paramu? Posouzení ekonomiky provozu: najetí HOSD na ruské plynové oleje by pro Paramo bylo ziskové odsířením GO s příměsí do 7 % UCO při kapacitě 200 kt se dosáhne snížení emisí o 4 % (2018) s náklady o 70 mil.kč nižšími než při domísení MEŘO (s kritériem 50 %)

23 Děkuji Vám za pozornost