Fluid Catalytic Cracking

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Beim katalytisches Cracken mittels „Fließbett“ oder Fließbettcracken (englisch Fluid Catalytic Cracking (FCC), kurz: „Cat Cracking“), handelt es sich um einen chemischen Umwandlungsprozess, bei dem schwere, weniger wertvolle Kohlenwasserstoffe mittels eines fluidisierten, festen Katalysators^[1] in leichte, wertvollere gespalten (englisch to crack) werden.^[2]^[3]^[4]

Die Anlagen, auch FCC-Einheiten genannt, sind Teil von modernen Erdölraffinerien und liefern hochwertige Produkte, speziell höheroktaniges Benzin, umgangssprachlich auch Crackbenzin, für moderne Fremdzündermotoren. FCC kommt, im Vergleich zum Hydrocracking (HC), ohne Wasserstoff aus. Seit den 1960er Jahren sind die Verfahren als Teil von Raffinerien in der Produktion wertvoller Zwischen- und Endprodukte aus Erdöl im Einsatz.

Generell werden Fließbett-Reaktoren bzw. Wirbelschichtreaktoren (im Vergleich zu Festbettreaktoren) auch in anderen technisch-chemischen Anlagen eingesetzt.^[5]^[6]^[7]

Geschichte

Das FCC-Verfahren wurde in den 1940er Jahren (Zweiten Weltkrieg) als Benzin-Kraftstoffquelle für militärische Zwecke (Jagdflugzeuge) entwickelt.^[8] Es geht auf Eugene Houdry und Eugène Prudhomme aus Frankreich zurück.^[9] Houdry entwickelte es schließlich in den USA weiter (mineralische Katalysatoren, Methoden um die Katalyseaktivität aufrechtzuerhalten).^[10]^[11]

Nach Verzögerungen durch die Große Depression der 1930er Jahre wurde 1938 die erste Raffinerie in Pennsylvania von thermischem Cracken auf Fließbettcracken umgestellt. Damals war man erstaunt, dass sich damit rund die doppelte Menge Benzin herstellen ließ als mit der alten Anlage. FCC ist seit den 1960er Jahren ein Teil vieler Raffinerien. Der FCC-Prozess wird bis heute weiterentwickelt und optimiert.^[12]^[13]^[14]

Verfahren (Übersicht)

Durch katalytisches Cracken lassen sich die Reaktionsrate, die Ausbeute und die Produktqualität verbessern. In der Praxis hat sich das Fließbettcracken (FCC) zur Benzinherstellung weitgehend durchgesetzt, während thermische Crackverfahren weiterhin für andere Aufgaben eingesetzt werden.

Als Ausgangsstoffe (Rohstoffe oder Einsatz oder Edukte) des FCC dienen atmosphärisches Gasöl aus der Destillation von Rohöl (CDU – Crude Destillation Unit) und leichtes Gasöl (LGO – Light Gas Oil), ein Vakuumgasöl (VGO), aus der Vakuumdestillation (VDU – Vacuum Destillation Unit). Auch entasphaltiertes Öl (DAO) kommt zum Einsatz. Vor der FCC-Anlage wird eine Hydrorefiner-Einheit zur Entschwefelung geschaltet.

Dieser Einsatzstrom mit einem Siedebereich von rund 350 bis 550 °C trifft auf heißen, regenerierten (kohlenstofffreien) Katalysator mit rund 650 bis 750 °C. Die hochsiedenden Erdölfraktionen werden verdampft und die längerkettigen Moleküle anschließend in viel kleinere gespalten. Dazu werden sie bei hoher Temperatur und mäßigem Druck mit einem fluidisierten festen Katalysator in Kontakt gebracht. D. h. der flüssige Zulauf verdampft beim Kontakt mit dem heißen, flüssigen Katalysator und die Crackreaktionen findet bereits im Steigrohr (Riser) in der Gasphase statt.

Als Produkte des Verfahrens entstehen in einem nachgeschalteten Fraktionierer Olefine (Gase: Ethen, Propen, Buten oder Isobutene), Cracknaphtas, leichte/schwere Crackgasöle und Schweröl-Rest oder Rückstandsfraktion (Slurry). Die Olefine sind für petrochemische Prozesse wichtige Rohstoffe.^[15] Die Aromaten wie Benzol, Toluol oder Xylole (BTX) erhöhen die Oktanzahl im Benzin. Der FCC-Rückstand dient außerdem der Herstellung von Asphalt aus Bitumen.

Das FCC ist jedoch nicht das einzige Verfahren: Zur Herstellung von höherwertigem Benzin werden außerdem die Konversionsprozesse Alkylierung, Isomerisierung und katalytisches Reforming eingesetzt. Hier sind die Einsatzstoffe jedoch andere als beim FCC. Die atmosphärischen Benzin-Destillationsschnitte (leichtes/schweres Naphtha) der CDU haben eine niedrigere Oktanzahl. Leichtes Naphtha wird deshalb einer Reformieranlage zugeführt.

FCC-Kapazitäten

Weltweit betreiben Raffinerien und petrochemische Anlagen (Stand 2013) die folgenden Umwandlungsprozesse, wobei der FCC-Prozess dominierend ist (Daten aus dem Oil & Gas Journal 2013, 2–59):^[12]

Weitere Informationen Prozess, Mio. Barrel/Tag ...

Umwandlungskapazitäten Weltweit
Prozess	Mio. Barrel/Tag	Raffinerien
FCC	14,4	300
Hydrocracking	5,6	172
Koking (Koker)	4,7	150
Thermische Operationen	3,5	150
Rückstands-Hydrotreating	1,6	26

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Verfahren (Detail)

Rohstoffe

Also Einsatzstoffe dienen:

Schweres Vakuumgasöl (Standard Einsatz)
Leichtes Vakuumgasöl (Standard Einsatz)
Schweres Gasöl aus der atmosphärischen Destillation (häufig, wenn ökonomisch sinnvoll)
Hydrowax (selten, wenn verfügbar, wenn ökonomisch sinnvoll)
Visbreaker Flashed Distillate (häufig, wenn verfügbar)
DAO (selten, wenn verfügbar)
Koker-Schwergasöl (selten, wenn verfügbar)
Furfural-Extrakt (selten, wenn verfügbar)

Reaktor und Regenerator

Das auf 315 °C bis 430 °C vorgewärmte Edukt (Einsatz) wird mit einem Teilstrom aus dem Sumpf der Destillationskolonne (Slurry) in den Katalysator-Riser (6) eingeleitet, wo sie verdampft und am Katalysator gecrackt wird. Alle Reaktionen finden in dem Katalysator-Riser statt. Die Kohlenwasserstoffdämpfe fluidisieren das Katalysatorpulver und fördern es aufwärts in den darüber liegenden Abscheider, in dem die Temperatur ca. 535 °C und der Druck 1,7 bar_ü betragen.

Im Abscheider wird der verbrauchte Katalysator von dem dampfförmigen Produkt getrennt, wobei kleinere Partikel in zwei Hydrozyklonen (4) abgeschieden werden. Der Katalysator fließt dann abwärts durch ein Strippteil, in das Dampf eingeblasen wird, um restliche flüchtige Kohlenwasserstoffe abzutrennen, die ebenfalls aus Produkt bestehen und daher wertvoll sind. Der Katalysatorabfluss wird durch ein Ventil (8) reguliert.

Da während der Crackreaktionen eine größere Menge an Koks entsteht, der sich auf der Katalysatoroberfläche absetzt und diesen schnell deaktiviert, wird er durch Oxidation regeneriert. Hierfür gelangt der verkokte Katalysator in den Regenerator, in den Luft zum Verbrennen des Kokses eingeblasen wird. Der Regenerator arbeitet bei einer Temperatur von 700 °C und einem Überdruck von 2,4 bar. Die Verbrennungswärme wird zum Teil vom Katalysator aufgenommen und liefert die Energie für die Verdampfung des Edukts und für die endotherme Reaktion im Riser. Aus diesem Grund bezeichnet man FCC-Einheiten als „wärmeausgeglichen“.

Der heiße Katalysator aus dem Regenerator wird durch einen Abscheider (5) geleitet, in dem Rauchgase entweichen können und zum Regenerator zurückgeführt werden. Der Fluss von regeneriertem Katalysator in den unteren Teil vom Riser wird mit Hilfe von einem Schieber (7) in der Katalysatorleitung geregelt.

Die heißen Rauchgase verlassen den Abscheider durch eine Reihe von zweistufigen Hydrozyklonen, die mitgeschleppte Katalysatorteilchen abtrennen.

Die Menge an umlaufendem Katalysator beträgt das Fünffache der Masse an VGO-Zulauf.

Destillationskolonne

Die Brüden aus dem Reaktor werden in die Destillationskolonne geleitet, in der sie in Gas, Crackbenzin, Gasöl- und Schweröl-Komponenten aufgetrennt werden. Nach weiterer Aufarbeitung und Abtrennung von Schwefelkomponenten stellt die Naphtha-Fraktion eine Zumischkomponente für das Benzin dar. Die über Kopf gehenden Brüden werden zur Auftrennung in die Bestandteile Propan, Propen, Butan und Butene sowie in die Gase Wasserstoff, Methan, Ethan und Ethen weitergeleitet. In manchen FCC-Einheiten werden Ethan und Ethen zurückgewonnen.

Regenerator

Abhängig vom Design der FCC-Einheit kann der Koks auf dem Katalysator im Regenerator partiell zu CO oder vollständig zu CO₂ oxidiert werden. Die Zuluftmenge zum Regenerator wird je nach FCC-Typ so gesteuert, dass sich das gewünschte Verhältnis von CO/CO₂ einstellt.

Im Design auf der Abbildung wird der Koks nur teilweise zu CO₂ oxidiert. Das CO und CO₂ enthaltende Rauchgas wird bei 715 °C und 2,4 bar_ü durch einen zweiten, Drallrohre enthaltenden Abscheider geleitet, in dem 70 bis 90 % der Feinpartikel im Abgas abgetrennt werden. Dies ist erforderlich, um Abrasionsschäden am nachfolgenden Turboexpander zu vermeiden.

Das Abgas wird dann am Turboexpander (3) entspannt, wobei ein gekoppelter Verdichter (2) die Zuluft zum Regenerator verdichtet. Der Motor bzw. Generator kann elektrischen Strom erzeugen oder verbrauchen. Wenn die Entspannung vom Rauchgas nicht genügend Leistung für den Antrieb erzeugt, liefert der Motor/Generator die zusätzlich erforderliche Leistung. Wenn die Entspannung mehr Leistung liefert, als für die Verdichtung benötigt, erzeugt er elektrischen Strom, der in das Netz der Raffinerie eingespeist wird. Das entspannte Rauchgas wird anschließend in einen Dampferzeuger geleitet (genannt CO Boiler), in dem das CO im Rauchgas verbrannt wird, um Dampf für die Deckung des Raffineriebedarfes zu erzeugen und um die zulässige CO-Emission einzuhalten. Anschließend wird das Rauchgas durch ein Elektrofilter geleitet, in dem Partikel mit einem Durchmesser von 2 bis 20 μm abgeschieden werden.

Die Dampfturbine (1) wird als Antrieb des Verdichters beim Anfahren der Anlage verwendet, bis genügend Rauchgas vorhanden ist, um die Expansionsturbine (3) zu betreiben.

Katalysatoren

Als Katalysatoren werden hauptsächlich Zeolithe verwendet.^[1]^[16] Bevorzugt wird Zeolith Y eingesetzt. Eine untergeordnete Rolle spielt Aluminiumoxid. Die Zeolithkristalle sind meistens in einer Matrix eingebettet, die von einem Binde- und einem Füllmittel zusammengehalten wird. Die Matrix kann aus verschiedenen Materialien sein und hat oft ebenfalls eine katalytische Wirkung, so dass größere Moleküle „vorgecrackt“ werden, damit sie durch die engen Poren des Zeoliths eindringen und im Inneren, wo die aktiven Zentren sind, weiter reagieren können.

Der Katalysator besteht aus kleinen Kugeln mit einem Durchmesser von 60 bis 100 μm. Die Schüttdichte beträgt 800 bis 960 kg/m³. Er sollte sich auszeichnen durch folgende Eigenschaften:

gute Beständigkeit gegen hohe Temperaturen in Gegenwart von Wasserdampf,
hohe Aktivität,
große Makroporosität der Matrix,
Abriebfestigkeit,
geringe Verkokung.

Die katalytischen Stellen im Zeolith sind saure Zentren am Aluminium. Diese Zentren sind während der Herstellung des Zeolithes von einem Natrium-Ion belegt. Das Natrium wird später gegen Ammonium ausgetauscht, welches anschließend durch Kalzinierung entfernt wird, so dass Lewis- und Brønsted-Säuren gebildet werden. Die Brönstedtsäuren werden in manchen Katalysatoren durch Ionentausch mit Metallen der seltenen Erden wie Lanthan oder Cer ersetzt, um die Stabilität zu erhöhen.

Das Bindemittel besteht üblicherweise aus Siliziumdioxid und verleiht den Partikeln die notwendige Festigkeit. Als Füllmittel wird oft Mullit verwendet, welches durch Kalzinierung von Kaolin erhalten wird.

Die eingesetzten Rückstände enthalten Schwermetalle wie Nickel und Vanadium, die als Katalysatorgifte wirken. Manche Katalysatoren enthalten Matrizen, die diese Metalle abfangen und das Zeolith schützen.

Der Katalysatorbestand einer FCC-Einheit wird ständig durch eine kleine Menge frischen Katalysator ergänzt, um deaktivierten oder abgeriebenen Katalysator zu ersetzen. Der Abrieb besteht aus Partikeln, die kleiner als 2 μm und nur schwer abzutrennen sind. Dieser Abrieb ist im Schweröl (engl. Marine Residual Fuel Oil), der in Schiffsmotoren eingesetzt wird, enthalten und kann dort zu Verschleiß führen, wenn er nicht vorher abgetrennt wird.

Produkte

Die Produkte einer FCC-Einheit sind:

Raffineriegas (auch ungesättigte Verbindungen, ggf. Abtrennung von Ethan/Ethen)
LPG (auch ungesättigte, ggf. Auftrennung in Propan/Propen und Butan/Buten)
Leichtes Cracknaphtha (Siedebereich: etwa 25 bis 100 °C, nach Entschwefelung als Benzin blendingkomponente)
Schweres Cracknaphtha (Siedebereich: etwa 100 bis 170 °C, nach Entschwefelung als Reformer-Feed)
Light Cycle Oil (LCO) (Siedebereich: etwa 170 bis 340 °C, nach Entschwefelung als HEL-Blendingkomponente, Schwerölblendingkomponente, HCU-Feed)
Heavy Cycle Oil (HCO) (Siedebereich: etwa 340 bis 470 °C, Schwerölblendingkomponente, nach Reinigung als HCU-Feed)
Slurry (Siedebereich: etwa 470 bis 580 °C, Schwerölblendingkomponente, nach Reinigung als HCU-Feed)

FCC-Anlagen und Hersteller

Moderne FCC-Einheiten sind kontinuierliche Verfahren, die alle zwei oder drei Jahre zur routinemäßigen Wartung abgestellt werden. Es gibt verschiedene Hersteller mit jeweils eigenem, patentiertem Design. Das FCC-Verfahren kann lizenziert werden. Es gibt zwei Konfigurationen: Bei der vertikalen Anordnung ist der Reaktor über dem Regenerator in einem einzigen Behälter angeordnet, bei der horizontalen Anordnung sind beide nebeneinander angeordnet. Bekannte FCC-Anbieter und -Lizenzgeber sind oder waren:

Horizontale Anordnung:

ABB Lummus Global
Exxon Research and Engineering (ERE)
Shell Global Solutions International
Stone & Webster Engineering Corporation (SWECO) / Institut Franc̜ais du Pétrole (IFP)
Technip Energies
Universal Oil Products (UOP)

Vertikale Anordnung:

Kellogg Brown & Root (KBR)

Die bekanntesten Hersteller von FCC-Katalysatoren sind Albemarle, W. R. Grace und BASF (früher Engelhard).

Organisationen

North American Catalysis Society (NACS)
The FCC Network^[18]

Literatur

John L. Enos: Petroleum Progress and Profits: A History of Process Innovation (= M.I.T. Press Research Monographs). MIT Press, Cambridge, MA 1963, ISBN 978-1-258-62019-6 (englisch, Online).
P. Leprince (Hrsg.): Petroleum Refining: Conversion Processes (= Petroleum Refining. 3 v. 5). éd. Technip. Institut Franc̜ais du Pétrole Publications, Paris 2001, ISBN 978-2-7108-0779-7 (englisch).
Robert A. Meyers: Handbook of Petroleum Refining Processes (= McGraw-Hill Handbooks). 4th Auflage. McGraw-Hill Education, New York, NY 2016, ISBN 978-0-07-185049-0 (englisch).
Reza Sadeghbeigi: Fluid Catalytic Cracking Handbook. 4th Auflage. Butterworth-Heinemann, Oxford 2020, ISBN 978-0-12-812663-9 (englisch, Online).

Einzelnachweise

[1]
Lawrie Lloyd: Catalytic Cracking Catalysts. In: Handbook of Industrial Catalysts. Springer US, Boston, MA 2011, ISBN 978-0-387-24682-6, S. 169–210, doi:10.1007/978-0-387-49962-8_5 (englisch).
[2]
Warren Letzsch: Fluid Catalytic Cracking (FCC) in Petroleum Refining. In: Handbook of Petroleum Processing. Springer International Publishing, Cham 2015, ISBN 978-3-319-14528-0, S. 261–316, doi:10.1007/978-3-319-14529-7_2 (englisch).
[3]
James G. Speight: Fluid-Bed Catalytic Cracking. In: Springer Handbook of Petroleum Technology. Springer International Publishing, Cham 2017, ISBN 978-3-319-49345-9, S. 617–648, doi:10.1007/978-3-319-49347-3_19 (englisch).
[4]
Amos A. Avidan, Reuel Shinnar: Development of catalytic cracking technology. A lesson in chemical reactor design. In: Industrial & Engineering Chemistry Research. Band 29, Nr. 6, Juni 1990, ISSN 0888-5885, S. 931–942, doi:10.1021/ie00102a001 (englisch).
[5]
Efstathios E. Stathis Michaelides: Fluidized Bed Reactors. In: Heat and Mass Transfer in Particulate Suspensions. Springer New York, New York, NY 2013, ISBN 978-1-4614-5853-1, S. 89–119, doi:10.1007/978-1-4614-5854-8_3 (englisch).
[6]
John G. Yates, Paola Lettieri: Fluidized-Bed Reactors: Processes and Operating Conditions (= Particle Technology Series. Band 26). Springer International Publishing, Cham 2016, ISBN 978-3-319-39591-3, doi:10.1007/978-3-319-39593-7 (englisch).
[7]
Tilman J. Schildhauer, Frank Schillinger: Reactors for Fluid-Solid Reactions: Fluidized Bed Reactors. In: Handbook of Chemical Reactors. Springer Berlin Heidelberg, Berlin, Heidelberg 2026, ISBN 978-3-662-69920-1, S. 625–659, doi:10.1007/978-3-662-69921-8_19 (englisch).
[8]
Peter H. Spitz: Fuels and Chemicals Research Helps Win World War II. In: Primed for Success: The Story of Scientific Design Company. Springer International Publishing, Cham 2019, ISBN 978-3-030-12313-0, S. 25–42, doi:10.1007/978-3-030-12314-7_3 (englisch).
[9]
The Houdry Process – A National Historic Chemical Landmark. Sun Company, American Chemical Society (ACS), 1996, abgerufen am 30. Juni 2026 (englisch).
[10]
R. P. Fletcher: The History of Fluidized Catalytic Cracking: A History of Innovation: 1942-2008. In: William H. Flank et al. (Hrsg.): Innovations in Industrial and Engineering Chemistry: A Century of Achievements and Prospects for the New Millennium (= ACS Symposium Series). Band 1000. American Chemical Society, Washington, DC 2008, ISBN 978-0-8412-6963-7, doi:10.1021/bk-2009-1000 (englisch).
[11]
Alan W. Peters et al.: The History of Petroleum Cracking in the 20th Century. In: Innovations in Industrial and Engineering Chemistry: A Century of Achievements and Prospects for the New Millennium (= ACS Symposium Series). Band 1000. American Chemical Society, Washington, DC 2008, ISBN 978-0-8412-6963-7, doi:10.1021/bk-2009-1000 (englisch).
[12]
E. T. C. Vogt, B. M. Weckhuysen: Fluid catalytic cracking: recent developments on the grand old lady of zeolite catalysis. In: Chemical Society Reviews. Band 44, Nr. 20, 2015, ISSN 0306-0012, S. 7342–7370, doi:10.1039/C5CS00376H, PMID 26382875, PMC 4594121 (freier Volltext) – (englisch, Online [abgerufen am 1. Juli 2026]).
[13]
Ajay R. Khande, Prabha K. Dasila, Supriyo Majumder, Pintu Maity, Chiranjeevi Thota: Recent Developments in FCC Process and Catalysts. In: Catalysis for Clean Energy and Environmental Sustainability. Springer International Publishing, Cham 2021, ISBN 978-3-030-65020-9, S. 65–108, doi:10.1007/978-3-030-65021-6_3 (englisch).
[14]
Jian Wang: Real Time Optimization of FCC Reactor. In: A Self Adaptive Real Time Optimization for Stochastic Dynamic System. Springer Nature Singapore, Singapore 2025, ISBN 978-981-960631-3, S. 435–445, doi:10.1007/978-981-96-0632-0_17 (englisch).
[15]
Bipin V. Vora: Development of Catalytic Processes for the Production of Olefins. In: Transactions of the Indian National Academy of Engineering. Band 8, Nr. 2, Juni 2023, ISSN 2662-5415, S. 201–219, doi:10.1007/s41403-023-00401-2 (englisch).
[16]
Vasileios Komvokis, Lynne Xin Lin Tan, Melissa Clough, Shuyang Shaun Pan, Bilge Yilmaz: Zeolites in Fluid Catalytic Cracking (FCC). In: Zeolites in Sustainable Chemistry. Springer Berlin Heidelberg, Berlin, Heidelberg 2016, ISBN 978-3-662-47394-8, S. 271–297, doi:10.1007/978-3-662-47395-5_8 (englisch).
[17]
First Commercial Fluid Bed Reactor – A National Historic Chemical Landmark. American Chemical Society (ACS), 1998, abgerufen am 30. Juni 2026 (englisch).
[18]
The FCC Network - Devoted exclusively to the subject of Fluid Catalytic Cracking (FCC) and associated petroleum refining processes. Archiviert vom Original am 12. Mai 2025; abgerufen am 30. Juni 2026 (britisches Englisch).