Summary
Dieser Beitrag stellt eine experimentelle Methode Biokraftstoffen und Biochemikalien aus Rapsöl mit einem fossil basierten Futter in der Gegenwart eines Katalysators bei milden Temperaturen gemischt zu erzeugen. Gasförmige, flüssige und feste Produkte aus einer Reaktionseinheit quantifiziert und charakterisiert. Umbau und individuelle Produktausbeuten werden berechnet und ausgewiesen.
Introduction
Es gibt starke globale Interesse an den beiden privaten und öffentlichen Sektor eine effiziente und wirtschaftliche Mittel zu finden, Treibstoffe aus Biomasse gewonnen Einsatzmaterialien zu erzeugen. Dieses Interesse wird durch eine allgemeine Besorgnis über die wesentlichen Beitrag der Verbrennung fossiler Brennstoffe Erdöl, um die Treibhausgasemissionen (THG) und die damit verbundenen Beitrag zur globalen Erwärmung getrieben. Außerdem gibt es einen starken politischen Willen in Nordamerika und Europa im Ausland produziert Erdöl mit erneuerbaren heimischen flüssigen Brennstoffen zu verdrängen. Im Jahr 2008 stellte Biokraftstoffe 1,8% der Kraftstoffe der Welt 1. In vielen entwickelten Ländern ist es erforderlich , dass Biokraftstoffe von 6% ersetzen zu 10% von Erdölbrennstoffen in naher Zukunft 2. In Kanada erfordern Vorschriften einen durchschnittlichen erneuerbaren Kraftstoff - Gehalt von 5% in Benzin beginnend 15. Dezember 2010 3. Das Erneuerbare - Energien - Richtlinie (RED) in Europa hat auch eine 10% erneuerbare Energieziel für die Europäische Union trans beauftragtHafensektor bis zum Jahr 2020 4.
Die Herausforderung bestand darin, eine tragfähige wirtschaftliche Weg zu produzieren fungible Kraftstoffen aus Biomasse zu entwickeln und zu demonstrieren. Biologische Quellen umfassen Triglycerid-basierte Biomasse wie pflanzlichen Ölen und tierischen Fetten, sowie Altspeiseöl und Zellulose-Biomasse wie Holzspäne, Waldabfälle und Landwirtschaft Rückstände. In den letzten zwei Jahrzehnten Forschung katalytische auf der Auswertung von Biomasse stammende Ölverarbeitung unter Verwendung herkömmlicher Fluidcracken (FCC) 5 konzentriert - 12, eine Technologie , die für die Herstellung der größte Teil des Benzins in einer Erdölraffinerie. Unser neuer Ansatz in dieser Studie ist es zur Zusammenarbeit Prozess Rapsöl mit Ölsand-Bitumen abgeleiteten Einsatzmaterial gemischt. Normalerweise Bitumen muss vor der Raffination aufgerüstet werden, die Herstellung von Raffinerieeinsatzmaterial wie synthetisches Rohöl (SCO) -Diese Verarbeitungsweg besonders energieintensiv ist, einem Anteil von 68-78% der THG-emissions von der SCO Produktion 13 und im Jahr 2011, die zusammen 2,6% der gesamten Treibhausgasemissionen 14 in Kanada. einen Teil des aktualisierten HGO mit Biofeed ersetzen würde THG-Emissionen zu reduzieren, da eine viel kleinere Kohlenstoff-Fußabdruck beinhaltet die Produktion von Biokraftstoffen. Canola Öl wird in dieser Arbeit gewählt, weil es in Kanada und den USA reichlich vorhanden ist. Dieses Einsatzmaterial besitzt eine Dichte und Viskosität ähnlich denen von GrAB während die Gehalte an Schwefel, Stickstoff und Metalle, die FCC Leistung oder die Produktqualität beeinträchtigen könnten vernachlässigbar sind. Darüber hinaus bietet dieses Co-Verarbeitungsoption erhebliche technologische und wirtschaftliche Vorteile, da sie Nutzung der vorhandenen Raffinerieanlagen erlauben würde, und daher würde wenig zusätzliche Hardware oder Modifikation der Raffinerie erfordern. Darüber hinaus kann es sein, mögliche Synergien, die in Verbesserung der Produktqualität zur Folge haben könnte, wenn Co-Processing ein hocharomatisches Bitumen füttern mit geradkettigen Biomasse-Pendant. Jedoch co-Verarbeitungbeinhaltet wichtige technische Herausforderungen. Dazu gehören die einzigartigen physikalischen und chemischen Eigenschaften von Bio-Feeds: mit hohem Sauerstoffgehalt, Paraffinreiche Zusammensetzung, die Kompatibilität mit Erdöleinsatzmaterialien, Verschmutzungspotential usw.
Diese Studie liefert ein detailliertes Protokoll für die Herstellung von Biokraftstoffen im Labormaßstab von Rapsöl durch katalytische Cracken. Eine vollautomatische Reaktionssystem - im Sinne dieser Arbeit als Labortesteinheit (LTU) 15 - ist für diese Arbeit verwendet Abbildung 1 zeigt schematisch , wie das Gerät arbeitet.. Diese LTU hat der Industriestandard für Labor FCC Studien geworden. Das Ziel dieser Studie ist für das Knacken Rapsöl die Eignung der LTU zu testen, Kraftstoffen und Chemikalien mit dem Ziel, die Eindämmung von Treibhausgasemissionen zu erzeugen.
Abbildung 1: Conceptual illustration des Reaktors. Illustration zeigt Stromlinien des Katalysators, Futtermittel, Produkt und Verdünnungsmittel. Bitte klicken Sie hier , um eine größere Version dieser Figur zu sehen.
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Protocol
Achtung: Bitte konsultieren Sie alle relevanten Sicherheitsdatenblätter (MSDS), bevor Sie die Materialien. Die Arbeit mit Rohöl Proben sollten nur durchgeführt werden, während die richtige persönliche Schutzausrüstung (Schutzbrille, Handschuhe, Hosen, geschlossene Schuhe, Laborkittel) trägt, und die Öffnung, die Übertragung und Verarbeitung von Roh-Proben in einem belüfteten Abzugsschrank erfolgen soll. Beheizte Kohlenwasserstoffe in der Luft entzündlich sein, und das Reaktionssystem sorgfältig vor auslauf geprüft werden sollte mit Rohöl Mischungen zu verwenden. Der Reaktor kann Temperaturen bis zu 750 ° C erreichen, und Hochtemperatur-Schutzhandschuhe sollten verwendet werden, wenn in der Nähe von heißen Oberflächen arbeiten.
1. Allgemeine Überlegungen
- Um die bestmögliche Nutzung der automatisierten Reaktionseinheit machen, die sechs aufeinanderfolgende Läufe über ~ 8 Stunden abgeschlossen werden kann, eine konstante Förderrate von 1,2 g / min wählen. Hier wird die stündliche Gewichtsraumgeschwindigkeit (WHSV) bis 8 h -1 durch die Beziehung WHSV = 60 / [(C / O) x t] = 60 × (O / T) / C wobei t die feed Lieferzeit in Minuten und C und O sind Massen von Katalysator und Futtermittel, die jeweils in Gramm. Durch die Veränderung der Vorschubeinspritzzeit, eine Menge von Katalysator / Öl-Massenverhältnissen von 4, 6, 8, 10 und 11,25 (x2) wurde für jede Reaktionstemperatur erreicht, um eine große Auswahl an Umsatz zu erreichen.
2. Rohstoffliche und Katalysatorherstellung
- Erhalten HGO durch die -343 ° C-Fraktion abdestilliert wurde (durch Spinnband) aus einem synthetischen Rohöl (SCO).
- Erwerben Sie essbaren-Grade-Rapsöl aus einem lokalen Lebensmittelgeschäft und nutzen, ohne weitere Behandlung.
- Bereiten Sie eine 15 V% Raps Mischung durch Mischen von 79,645 g HGO (0,9370 g / ml Dichte) mit 13,7535 g Rapsöl (0,9169 g / ml Dichte).
- Bildschirm, um den Gleichgewichtskatalysator mit einem 60 Tyler Mesh-Sieb (250 & mgr; m Öffnung), gefolgt von einem zweiten Screening mit einem 400 Tyler-Mesh-Sieb (38 & mgr; m Öffnung).
- Calcine die auf großen Teilchen (38-250 & mgr; m) bei 600 ° C für 4 Stunden, so dass sie dann in t ladener sechs Trichtern der automatisierten Reaktionseinheit.
3. Testverfahren
- Systemvorbereitung
- Programmvorbereitung
- Mit der Software, die die Reaktionseinheit steuert, öffnen Sie das Fenster für Laufbedingungen.
- Typ in den Identifikationen der Beschickung und Katalysator, der Luftdruck, die Einspritzzeit und die Temperatursollwerte für das Speisesystem, den Reaktor, die Produktlinie, die Kühlmittel und dem CO-Katalysator in jedem Schritt der Laufzeit .
- Katalysatorherstellung
- Für jeden Katalysator Glastrichter über dem Prozessrohr, den Deckel abnehmen und aufladen 9 g kalziniertes auf Größe Katalysator in den Trichter. Bringen Sie einen O-Ring an die Spitze des Trichters und wieder klemmen seinen Deckel.
- Die Kalibrierung des Vorschubs
- Stellen Sie die Ölförderpumpe Vorschub bei einer konstanten Zufuhrinjektionsrate (1,2 g / min) für alle Cracken Läufe zu liefern.
- Trennen Sie die oil Zuleitung unter dem Purge - Ventil (KV-114) 16 und befestigen Sie eine kurze vorübergehende Rohr auf den Boden des Ventils für die Öllieferung in eine austarierte Becher.
- Vorwärmen des Einsatzmaterials auf 85 ° C die HGO-Mischung zu ermöglichen, zu fließen leicht in die und aus der Spritze und entlang der Speiseleitung.
- Stellen Sie die Einspritzzeit der Pumpe auf den gleichen Wert wie für den ersten Lauf in der Serie (Standardeinstellung) für die Kalibrierung.
- Tarieren Sie einen Becher, und legen Sie es auf die Entlastung des kurzen temporären Schläuche. Starten Sie das Preset "PUMPCAL" Anwenderprogramm 17 in der Reaktionseinheit Software.
- Nachdem das PUMPCAL Programm abgeschlossen ist, entfernen und den Becher mit dem Futter wiegen. Teilen Sie die Masse des Futters in den Becher durch die Einspritzzeit lieferte die Vorschubgeschwindigkeit zu erhalten.
- Stellen Sie die Pumpendrehzahl höher oder niedriger (unter Verwendung der dreistelligen Regler an der Pumpe) und wiederholen Sie die Schritte 3.1.3.5 bis 3.1.3.6, bis die gewünschte Vorschubgeschwindigkeit erreicht wird.
- Entferne daskurze vorübergehende Rohr und verbinden die Zuleitung.
- Kalibrierung von GC für Gasanalyse
Hinweis: Dieser Schritt, wenn die GC für die Gasanalyse notwendig ist, gefunden wird nicht mehr kalibriert werden, die aus Referenzprüfungen, Daten Trending abgeleitet werden kann, und Materialbilanz. Die Erfahrung zeigt, dass die GC Kalibrierung stützte sich auf einen längeren Zeitraum werden kann.- Schließen Sie einen Zylinder von kommerziellen Mehrkomponenten- Raffineriegas Standard zum Handventil (HV-190) 16.
- Legen Sie eine Methode in der GC-Software, die von eluierenden und trennt alle Spitzen in der Raffineriegas Standard fähig ist. Verwenden , um die Parameter für die GC - Methode in Tabelle 1.
- Mit Hilfe der GC-Software, führen Sie eine Analyse Lauf der Raffineriegas-Standard.
- Öffnen Sie das Chromatogramm der Raffineriegas-Standard und die Integration der Peaks im Chromatogramm.
- Identifizieren der Peaks in dem Chromatogramm, um sicherzustellen, dass alle Komponenten in dem calibRation Gas gefunden. Löschen keine Peaks, die vorhanden sind, aber nicht an die Komponenten in der Norm zurückgeführt werden.
- Basierend auf Retentionszeitbereiche, Stückerz und divide eluierenden Verbindungen nach C 5 in C 6 + 1, C 6 + 2, C 6 + 3 und C 6 + 4 Gruppen. Für dieses Verfahren Klumpen Pentenisomeren in eine C 5 Olefingruppe.
- Mit Hilfe der GC-Software, Konzentrationswerte zu jedem integrierten Peak aus dem Gas Standard unter der Kalibrierungsfunktion zuweisen.
- Speichern Sie die Kalibrierung in die Methodendatei, für die Verwendung der Konzentrationen von Spitzen in den nachfolgenden Testläufen zu bestimmen. Ziehen Sie den kommerziellen Gas-Standard.
- Kalibrierung von CO 2 Analyzer
- Durch die Reaktionseinheit Software schaltet das Ventil (KV-170) 16 in die Position, die das Nullgas (Stickstoff) mit dem IR - Gasanalysator strömen kann. Den Durchfluss durch den Drehknopf in Verbindung mit dem Flusskontrolle val DrehVe (FCV-107) 16, falls erforderlich, auf etwa 250 sccm auf die Strömungsanzeige (FI-107) 16 erhalten.
- Null der Analysator die Nullpunkteinstellung Schraube an der Frontseite des Gerätes mit Hilfe eines Schlitz- Schraubendreher.
- Schalten Sie das Handventil (HV-107) 16 , um die CO 2 (19,8 Mol%) Standardgas in den Analysator zu versorgen. Stellen Sie das Handventil (MV-107) 16 einen Fluss von etwa 250 sccm auf die Strömungsanzeige (FI-107) zu erhalten.
- mit der SPAN Schraube an der Frontplatte Stellen Sie den Analysator Lesen der Konzentration (19,8 Mol%) der Standard-Kalibriergas zu entsprechen.
- Trennen Sie das Kalibriergaswertes und senden Sie das Handventil (HV-107) in die Stellung RUN.
- Herstellung von flüssigen Zustand Receiver
Hinweis: Jeder Empfänger besteht aus einem Kondensator und einem GC-Vial zum Boden des Kondensators verbunden ist mit einem kurzen Stück Silikonschlauch.- zuweisen Nummern nacheinander an die condensers und GC-Vials.
- Setzen Sie einen kleinen Pfropfen aus Glaswolle im Inneren der Oberseite jeder Arm Empfänger Steckdose , wie in Abbildung 2 dargestellt.
- Halten Sie den Empfänger aufrecht mit etwas Unterstützung in einem Becher oder einem Kolben geeigneter Größe. Wiegen Sie jeden Empfänger in einer Analysenwaage das oberste Fenster , von denen durch eine kubische Kunststoffschutz abgedeckt ist eine zugfreie Umgebung (Abbildung 3) zu gewährleisten.
- Notieren Sie sich die Trockenmasse (W vor) des vorbereiteten Empfänger zusammen mit markierten Anschlägen.
- Installieren und schließen Sie das gewogen Empfänger an die Produktlinie (Abbildung 4).
- Reactor Vorbereitung
- Installieren Sie eine Ölzufuhrleitung in den Reaktor mit einer Länge, die für eine 1,125 Zoll Injektorhöhe ermöglicht.
- Legen Sie einen Filter am Ausgang des Reaktors jeden Katalysatorstaub zu verhindern, dass die Produktlinie Eingabe, Ändern Sie den Filter nach 50-100 läuft.
- Führen Sie einen Drucktest auf dem Reaktorsystem by läuft das Programm PTEST1 17 nach Zuführpumpe Kalibrierung und Installation der Empfänger. Schließen Sie die Gasentlüftung und unter Druck des Reaktorsystems mit 150 mmHg Stickstoff, durch Isolierung des Systems.
- Beobachten Sie den Druck für ein paar Minuten mit dem Lesen der Druckabfall, um sicherzustellen, nicht mehr als 0,4 mmHg pro Minute ist, was anzeigt, dass keine Lecks vorhanden sind. Wenn ein Druckabfall von mehr als 0,4 mmHg pro min beobachtet wird, führen Sie eine Dichtigkeitsprüfung gemäß den Anweisungen des Herstellers, und beheben dementsprechend alle Lecks.
- Programmvorbereitung
| Probeneinlass T | 90 ° C | Beitrag Laufdruck | 30 psi | |
| Injector T | 90 ° C | Druckausgleich | 10 sec | |
| Laufzeit | 300 sec | Die Detektoren | Wärmeleitfähigkeit | |
| Säulendruck | 30 psi | Datenerfassungsrate | 50 Hz | |
| Kanal A | Kanal B | Kanal C | Kanal D | |
| Vorsäule | PLOT-U; 30 & mgr; m × 320 & mgr; m × 3 m | PLOT-Q; 10 & mgr; m × 320 & mgr; m × 1 m | Aluminiumoxid; 3 & mgr; m × 320 & mgr; m × 1 m | - |
| Spalte | Molsieve; 12 & mgr; m × 320 & mgr; m × 10 m | PLOT-U; 30 & mgr; m × 320 & mgr; m × 8 m | Aluminiumoxid; 8 & mgr; m × 320 & mgr; m × 10 m OV1; 2 & mgr; m × 150 & mgr; m × 10 m | |
| Trägergas | Argon | Helium | Helium | Helium |
| Inlet - Modus | Rückspülfilter | Rückspülfilter | Rückspülfilter | Fixed Volume |
| Spalte T | 100 ° C | 90 ° C | 130 ° C | 90 ° C |
| Injektionszeit | 30 msec | 120 ms | 0 ms | 100 msec |
| Rückspülzeit | 12,5 sec | 5,0 sec | 5,5 sec | - |
Tabelle 1: GC - Methode Parameter für die Analyse von Gas durch die LTU erzeugt.
Abbildung 2: Vial Befestigung an Kondensator. Foto die Lage des Glaswollepfropfen und die Befestigung eines GC - Vial mit dem Kondensator mit Silikonschlauch zeigt. Bitte hier klicken , um eine größere Version dieser Figur zu sehen.
Abbildung 3:.. Mit einem Gewicht von Produktaufnehmer Plastikabdeckung für den Rest des langen flüssigen Produkts Empfänger zu wiegen, die aus dem oberen Fenster hängen bleiben Bitte klicken Sie hier um eine größere Version dieser Figur zu sehen.
Abbildung 4:. Flüssigkeitsaufnahme Befestigung Foto die Befestigung der flüssigen Empfänger auf die Produktlinie zeigt.ad / 54390 / 54390fig4large.jpg "target =" _ blank "> Bitte hier klicken, um eine größere Version dieser Figur zu sehen.
- Systembetrieb im Auto-Modus
- Auf der LTU-SETUP-Bildschirm, geben Sie die entsprechenden Informationen für das Experiment: Laufnummer Feed-Name, Katalysatorbezeichnung, Luftdruck, Sollwerte für Haut und der inneren Reaktortemperaturen sowohl für Rissbildung und Regenerierung des Katalysators und der Öleinspritzzeit. Lassen Sie diesen Schritt, wenn vollständige Informationen in Abschnitt 3.1.1 enthalten.
- Stellen Sie das System in den Run-Modus, indem Sie auf die Taste "RUN" auf dem Prozessfluss-Bildschirm. Dies leitet die Testsequenz 17, die die Schritte im Auto - Modus umfasst in der Diskussion beschrieben werden.
- Nicht-Auto-Modus Systembetrieb
- Mit Hilfe des Computers mit dem GC angebracht, die Spitzen zu integrieren und die Daten mit der Kalibrierung festgelegt verarbeiten. Geben Sie die letzte GC-Daten in die LTU-Programm durch den LTU-Computer.
- Post-Betrieb laufen
- Massebestimmung des flüssigen Produkts
- Nach der Klemme zu entfernen, kippen Sie den Hörer ab und sammeln unter dem Produktventil keine flüssigen Produkt Tropfen auf der abgeschrägten Metallspitze.
- Unmittelbar versiegeln den Empfänger mit der Bezeichnung Gummistopper und vorsichtig aus dem Bad zu entfernen. Spülen Sie das Ethylenglykol aus dem Bad mit kaltem Wasser und trocknen Sie die Außenseite mit einem Papiertuch ab.
- Legen Sie das flüssige Produkt-Empfänger auf einem Gestell bei Raumtemperatur für 20 Minuten, so dass jedes gefrorene Produkt zu tauen und heruntergekommen in den GC-Fläschchen an der Unterseite des Empfängers.
- Sammeln Sie die Zurückhalten von Flüssigkeit um die Metallverbindung für den Empfänger mit einem austarierten Wattebausch. Bestimmen Sie die Masse der Zurückhalten von Flüssigkeit (W Tupfer) und Rekord.
- Öffnen Sie das flüssige Produkt-Empfänger in die Atmosphäre in einem belüfteten Abzugshaube für den Druckausgleich durch momentanes den Anschlag auf dem oberen Ausgang des Empfängers zu entfernen.
- Stellender Anschlag wieder auf und der Empfänger Masse erhalten (W nach). Entfernen Sie die GC-Fläschchen aus dem Kondensator. Cap und speichern Sie die Produktprobe in einem Kühlschrank bei 4 ° C für eine spätere Analyse.
- Wenn ein Wassertropfen, wie im Fall der GC Fläschchen Boden erscheint Rapsöl von Rissen, verwenden Sie eine saubere Spritze so viel Wasser freies Öl-Produkt in ein anderes Fläschchen wie möglich zu übertragen und sofort verschließen.
- Spülen Sie die Innenwände des Empfängers Kondensator gründlich mit einer geringen Qualität von Methanol und sammeln Sie alle der Methanolwäsche in die ursprüngliche GC Fläschchen mit dem Wassertropfen. Verschließe das Röhrchen und erhalten die Masse der Flüssigkeit im Inneren für den Einsatz in Wasserbestimmung.
- Die Analyse der Flüssigkeit Produkt für Simulierte Destillation
- Unter Verwendung von Standardtestverfahren ASTM D2887 18 bestimmen den Massenanteil des wasserfreien flüssigen Produkts in den Bereichen von Benzin siedet (IBP-221 & deg ; C), leichtes Kreislauföl (LCO, 221-343 ° C), und h eavy Kreislauföl (HCO, 343 ° C-FBP).
- Analyse von Wasser Artikel
- Unter Verwendung von Standardtestmethode ASTM D4377 19, bestimmen den Wassergehalt (W H2O) des Waschmethanol mit dem Wassertropfen in dem Fläschchen kombiniert.
- Massebestimmung des flüssigen Produkts
- Berechnungen
- Masse gasförmiger Produkt
- Berechnen des Gesamtvolumens des gasförmigen Produktes durch das Volumen des verdrängten Wassers nach der Formel:
wobei V Gasvolumen (ml) von Gas bei Standardbedingungen gesammelt (0 K und 101,3 kPa), V Wasservolumen (ml) Wasser während des Tests verschoben, T Gastemperatur (° C) und P Gasdruck ( kPa). - Berechnen Sie die Masse jeder Gaskomponente mit:
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wobei W i Masse (g) des i - ten gasförmigen Produkt, N i ist Mol-% der i - ten Komponente in dem Gas, und M i das Molekulargewicht der i - ten gasförmigen Produkts. Das Molekulargewicht des C 5 + ungelösten Klumpen wird angenommen , 86 zu sein. - Berechnen Sie die Gesamtmasse des gasförmigen Produkts als:
wobei W Gas ist die Gesamtmasse des gasförmigen Produkts und W i ist die Masse des i - ten gasförmigen Produkts , wie in 3.5.1.2 berechnet.
- Berechnen des Gesamtvolumens des gasförmigen Produktes durch das Volumen des verdrängten Wassers nach der Formel:
- Masse der Flüssigkeit Produkt
- Berechnen Sie die Gesamtmasse des flüssigen Produkts mit:
W liq = W nach - W + W vor Tupfer
wobei W liq ist Masse (g) des flüssigen Produkts, W nach Masse (g)des Empfängers flüssigen Produkts nach der Reaktion, bevor W ist die Masse (g) des flüssigen Produkts Empfänger vor der Reaktion, und W Tupfer Masse (g) des Zurückhalten von Flüssigkeit auf dem Baumwolltupfer gesammelt.
- Berechnen Sie die Gesamtmasse des flüssigen Produkts mit:
- Masse von Coca-Cola
- Berechnen Sie die Gesamtmasse von Koks aus der LTU abgeleitet werden:
W Koks = W Kohlenstoff × 1,0695
wobei W coke Masse (g) von Koks ist, W Kohlenstoff Masse (g) des Kohlenstoffs und 1,0695 ist die Kohlenstoff-coke Faktor.
- Berechnen Sie die Gesamtmasse von Koks aus der LTU abgeleitet werden:
- Massenbilanz (Wiederherstellung)
- Berechnen Sie die Massenbilanz mit
R = (W Gas + W liq + W Koks) ÷ W - Feed × 100
wobei R Rückgewinnung (Masse% des Zulaufs) und W - Feed ist Masse (g) des Ölzufuhr. R sollte im Bereich von 96-102% liegen. Wenn nicht, lehnen die Prüfung als nicht zufriedenstellend.
- Berechnen Sie die Massenbilanz mit
- Nicht normalisierte Renditen und Conversion
Hinweis: Berechnen jedes Produkt Ausbeute (Masse-% feed) nach den Formeln nachstehend angegeben.- Berechnen Dry Gas (H 2 -C 2 's, CO und CO 2)
Y DG = (W H2 + W C1 + W C2 + W CO + W CO2) ÷ W - Feed × 100
wobei Y DG unnormalisierten Ausbeute (Masse-% Futter) des trockenen Gases ist, W H2 Masse (g) von H 2, W C1 ist Masse (g) des C 1 Gas (Methan), W C2 Masse (g) der C & sub2 ; -Gas (Ethan und Ethylen), W CO Masse (g) von CO und CO2 W ist Masse (g) CO 2. Beachten Sie, dass die Korrektur für die geringe Menge an CO 2 in Wasser gelöst ist nicht erforderlich. - Berechnen Sie Liquefied Petroleum Gas (LPG)
Y LPG = (W
wobei Y LPG unnormalisierten Ausbeute (Masse-% Futter) des LPG - Produkt, W C3 ist Masse (g) des C 3 Gas (Propan und Propylen) und W C4 ist Masse (g) des C - 4 - Gas (Butane und Butene einschließlich 1,3-butadien). - Berechnen Benzin
Y GLN = [X GLN × (W liq - W H2O - W Tupfer) + W C5 +] ÷ W - Feed × 100
wobei Y GLN nicht normalisierten Ausbeute (Masse-% feed) von Benzin ist, X GLN (durch simulierte Destillation) erhaltene Massenanteil des Benzins in dem wasserfreien flüssigen Produkt, ist W H2O Masse (g) von Wasser in dem flüssigen Produkt, wenn jede und W C5 + ist Masse (g) von 5 C + Produkt in der Gasphase (ungelöste C 6 </ sub> plus C 6 + Klumpen). - Berechnen Light Cycle Oil (LCO)
Y LCO = [X LCO × (W liq - W H2O - W Tupfer)] ÷ W - Feed × 100
wobei Y LCO unnormierte Ausbeute (Masse% des Zulaufs) des LCO Produkts und X LCO (erhalten durch simulierte Destillation) ist , ist Massenanteil von LCO in dem wasserfreien flüssigen Produkt. - Berechnen schweren Kreislauföl (HCO)
Y HCO = [X HCO × (W liq - W H2O - W Tupfer) + W Tupfer] ÷ W - Feed × 100
wobei Y HCO unnormierte Ausbeute (Masse-% feed) von HCO und X HCO (erhalten durch simulierte Destillation) ist , ist Massenanteil von HCO in dem wasserfreien flüssigen Produkt. - Berechnen von Coca-Cola
Y
wobei Y Koks ist nicht normalisierten Ausbeute (Masse-% Futter) von Koks. - berechnen Wasser
Y H2O = W H2O ÷ W - Feed × 100
wobei Y H2O ist nicht normalisierten Ausbeute (Masse-% Futter) Wasser. - Berechnen Conversion
CON unnorm = 100 - Y LCO - Y HCO
wo CON unnorm ist nicht normalisierten Umwandlung (Masse-% Futter).
- Berechnen Dry Gas (H 2 -C 2 's, CO und CO 2)
- Normierte Ausbeuten und Conversion
0 Y i = Y i ÷ R × 100
wobei Y 0 i normalisierte Ausbeute (Masse-% Futter) des i - ten Produkt.
CON Norm = 100 - Y 0 LCO- Y 0 HCO
wo CON Norm wird normalisiert Umwandlung (Masse-% Futter).
- Masse gasförmiger Produkt
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Representative Results
(: 85,27 Massenverhältnis dh 14,73) zwischen Rapsöl und einem SCO-derived HGO 20 Das etablierte Protokoll zu einem Ölmischung von 15:85 Volumenverhältnis wurde erfolgreich angewendet. Aus praktischen Gründen (Kosten, Verfügbarkeit von Rapsöl und mögliche Herausforderungen in den kommerziellen Betrieb) wurde die Studie auf Einsatzmaterial fokussiert 15 v% Rapsöl Zusatz enthält, obwohl Feeds mit höheren Konzentrationen wurden auch ausprobiert. Die Mischung wurde katalytisch bei 490-530 ° C rissig und 8,0 h -1 WHSV mit Katalysator / Öl - Verhältnisse unterschiedlicher (in der Folge 11,25, 10, 8, 6, 4 und 11.25). Zum Vergleich wurde das Grundöl (rein HGO) auch unter den gleichen Bedingungen rissig. In Tabelle 2 sind die Umwandlung und die Ausbeute Daten , die im Detail zuvor 20 diskutiert wurden. In der Mischung Cracken, vorausgesetzt, es keine Störung zwischen den zwei Komponenten ist, die offensichtlich durch jede beigetragen Ausbeuten berechnet werdenarithmetisch. Tabelle 2 zeigt qualitativ , dass beim Knacken, das Rapsöl in der Mischung wesentlich zu den Erträgen von Biokraftstoffen beiträgt (zB Benzin und Diesel) und Biochemikalien (zB Propan, Propylen, i-Butan und Butylen in LPG). Nach der obigen Annahme, die negativen berechneten HCO Ausbeuten von Canolaöl beigetragen (15 v% in der Mischung) in der Tat ergeben sich durch Interferenz zwischen den beiden Komponenten während 20 Cracken.
| Die tatsächlichen Erträge von Basisöl (HGO) | |||||||||||||||||||
| Temperatur, ° C | 490 | 510 | 530 | ||||||||||||||||
| Katalysator-zu-Öl, g / g | 4.02 | 6.00 | 8.04 | 10.00 | 11,25 | 11,25 | 4.02 | 6.00 | 8.04 | 10.00 | 11,25 | 11,25 | 6.00 | 8.04 | 10.00 | 11,25 | 11,25 | ||
| Konvertierung, Masse-% | 57.50 | 62,06 | 64,95 | 66,83 | 66,77 | 67,62 | 59.79 | 65,23 | 66.99 | 69,11 | 69,45 | 69,37 | 61,57 | 65,82 | 68.50 | 70.16 | 70,02 | 69,82 | |
| Erholung, Masse-% | 99,72 | 99,35 | 99,17 | 99,27 | 99,12 | 100,10 | 99,3 | 99,9 | 99,2 | 99,2 | 99,2 | 99,95 | 99,63 | 99,66 | 99,38 | 99,54 | 98,48 | 98,38 | |
| Die Renditen, Masse-%: | |||||||||||||||||||
| Dry Gas | 1,28 | 1,49 | 1,65 | 1,71 | 1,80 | 1.79 | 1,73 | 1,92 | 2,07 | 2.17 | 2.26 | 2.24 | 2.33 | 2,60 | 2,76 | 2,90 | 3,00 | 2.99 | |
| LPG | 10,96 | 12,33 | 13.39 | 13.80 | 13.42 | 14,06 | 12,54 | 13,83 | 14,45 | 15,10 | 15.13 | 15,10 | 14,01 | 15,43 | 16.27 | 16.90 | 16.98 | 17,14 | |
| Benzin | 42.00 | 44.00 | 44,67 | 45.09 | 44.71 45,10 | 42.06 | 44.97 | 44.95 | 45.34 | 44.85 | 45.07 | 41.64 | 42,75 | 43,45 | 43.33 | 43,15 | 42,76 | ||
| LCO | 21,86 | 20,65 | 19,72 | 19,23 | 19,30 | 18.79 | 20.53 | 19,09 | 18,62 | 18,01 | 17.62 | 17.79 | 19.39 | 18.24 | 17.50 | 16.79 | 16,75 | 16.94 | |
| HCO | 20,64 | 17.29 | 15.33 | 13.94 | 13,93 | 13.59 | 19,68 | 15.68 | 14.39 | 12.89 | 12,93 | 12.85 | 19,03 | 15.94 | 14.00 | 13,04 | 13.23 | 13.23 | |
| 3.27 | 4.24 | 5.23 | 6.22 | 6,84 | 6,67 | 3,47 | 4.51 | 5,53 | 6,49 | 7.21 | 6,96 | 3.59 | 5,04 | 6,03 | 7.04 | 6.90 | 6,92 | ||
| H 2 O | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | |
| GESAMT | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | |
| Die tatsächlichen Erträge von Blends (15 v% Canola Öl in HGO) | |||||||||||||||||||
| Temperatur, ° C | 490 | 510 | 530 | ||||||||||||||||
| Katalysator-zu-Öl, g / g | 4.02 | 6.00 | 8.04 | 10.00 | 11,25 | 11,25 | 4.02 | 6.00 | 8.04 | 10.00 | 11,25 | 11,25 | 4.02 | 6.00 | 8.04 | 10.00 | 11,25 | 11,25 | |
| Konvertierung, Masse-% | 58.80 | 63,93 | 66,78 | 67,79 | 68,10 | 68,78 | 64,83 | 68,72 | 70,96 | 71,89 | 72,09 | 71,98 | 67,12 | 70,44 | 72,52 | 73,26 | 73,51 | 730,81 | |
| Erholung, Masse-% | 98,78 | 99,46 | 99,12 | 99.13 | 99,76 | 99,53 | 99,41 | 99,18 | 99,27 | 99,21 | 99,29 | 100,07 | 99,20 | 99,44 | 99,23 | 99,89 | 99,10 | 99,19 | |
| Die Renditen, Masse-%: | |||||||||||||||||||
| Dry Gas | 1,47 | 1,68 | 1,86 | 1,92 | 2.04 | 2.00 | 1,96 | 2.18 | 2.32 | 2.41 | 2,55 | 2,53 | 2,54 | 2,77 | 2,94 | 3,04 | <td> 3,353.21 | ||
| LPG | 11.39 | 12,70 | 13,77 | 14,37 | 14,33 | 14,61 | 13,48 | 14,90 | 15,71 | 16,12 | 15.96 | 16.36 | 15.05 | 16,35 | 17,10 | 17,53 | 17.59 | 18.13 | |
| Benzin | 40,64 | 42.78 | 43.40 | 42,73 | 42,61 | 42.99 | 43.58 | 44.63 | 45,01 | 44.55 | 44.21 | 43.77 | 43.46 | 44,07 | 44.17 | 43.46 | 42,95 | 42,70 | |
| LCO | 21.81 | 20,31 | 19,44 | 19,09 | 19,25 | 18.74 | 19,05 | 17,84 | 17,04 | 16,76 | 16,71 | 16,87 | 17,95 | 16,77 | 16,03 | 15,77 | 15.62 | 15,63 | |
| HCO | 19.38 | 15,76 | 13,78 | 13,11 | 12,65 | 12,48 | 16,12 | 13,44 | 11.99 | 11,35 | 11,20 | 11.14 | 14,93 | 12,79 | 11,45 | 10,97 | 10,86 | 10,56 | |
| Koks | 3.41 | 4,68 | 5,57 | 6.66 | 6.99 | 6,94 | 3,75 | 4,77 | 5,68 | 6.59 | 7,10 | 7.02 | 4.02 | 5.11 | 6,04 | 6,92 | 7,46 | 7,51 | |
| H 2 O | 1.89 | 2,08 | 2.17 | 2.11 | 2.14 | 20,25 | 2,06 | 2.23 | 2.24 | 2.23 | 2.27 | 2,30 | 2,06 | 2.15 | 2.26 | 2.31 | 2.17 | 2.26 | |
| GESAMT | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | |
| Berechnete Ausbeuten (Masse-%) um 85 v% (85,27 Masse-%) HGO in der Mischung Contributed | |||||||||||||||||||
| Dry Gas | 1,09 | 1,27 | 1,41 | 1,46 | 1,54 | 1,53 | 1,47 | 1,64 | 1,76 | 1,85 | 1,93 | 1.91 | 1.99 | 2.22 | 2,35 | 2,47 | 2,56 | 2,55 | |
| LPG | 9.35 | 10,51 | 11,42 | 11,77 | 11,44 | 11.99 | 10,69 | 11,79 | 12.32 | 12.88 | 12.90 | 12.87 | 11.95 | 13.16 | 13,87 | 14,41 | 14,48 | 14,62 | |
| Benzin | 35,81 | 37,52 | 38,09 | 38,45 | 38,12 | 38,45 | 35,86 | 38.34 | 38.33 | 38.66 | 38.24 | 38.43 | 35.51 | 36,45 | 37,05 | 36,95 | 36,79 | 36,46 | |
| LCO | 18,64 | 17,61 | 16,82 | 16,40 | 16,45 | 16.02 | 17,51 | 16.28 | 15.88 | 15,35 | 15.02 | 15.17 | 16.54 | 15,55 | 14,92 | 14,32 | 14.28 | 14,45 | |
| HCO | 17,60 | 14.74 | 13,07 | 11.89 | 11.88 | 11,59 | 16.78 | 13,37 | 12.27 | 10.99 | 11.03 | 10.95 | 16.23 | 13.59 | 11,94 | 11.12 | 11.28 | 11.28 | |
| Koks | 2,79 | 3,62 | 4.46 | 5.31 | 5,84 | 5.69 | 2,96 | 3.85 | 4.71 | 5,53 | 6.15 | 5,93 | 3,06 | 4.30 | 5.14 | 6.00 | 5.88 | 5.90 | |
| H 2 O | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | <td> 0,000.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | ||
| Gesamt | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | 85,27 | |
| Berechnete Ausbeuten (Masse-%) Beitrag von 15 v% (14,73 Masse-%) Canola Öl in der Mischung | |||||||||||||||||||
| Dry Gas | 0,39 | 0,41 | 0,46 | 0,46 | 0,50 | 0,47 | 0,49 | 0,55 | 0,56 | 0,56 | 0,62 | 0,62 | 0,55 | 0,55 | <td> 0,590,57 | 0,80 | 0,66 | ||
| LPG | 2,05 | 2.19 | 2,36 | 2,60 | 2.89 | 2,61 | 2,79 | 3.11 | 3.39 | 3.24 | 3,06 | 3.49 | 3.10 | 3.19 | 3.23 | 3.13 | 3.11 | 3,52 | |
| Benzin | 4,82 | 5.26 | 5.31 | 4.28 | 4.49 | 4,54 | 7,72 | 6.29 | 6,68 | 5.88 | 5,97 | 5,34 | 7,95 | 7,61 | 7.12 | 6,51 | 6.16 | 6.23 | |
| LCO | 3.17 | 2.70 | 2,62 | 2,69 | 2,80 | 2,72 | 1,55 | 1.56 | 1.17 | 1,41 | 10,69 | 1,71 | 1,41 | 1.21 | 1.11 | 1,45 | 1,34 | 1.19 | |
| HCO | 1,78 | 1.01 | 0,71 | 1,23 | 0,77 | 0,89 | -0,66 | 0,07 | -0,28 | 0.36 | 0,17 | 0,19 | -1,30 | -0,80 | -0,49 | -0,16 | -0,41 | -0,73 | |
| Koks | 0,63 | 1,07 | 1.11 | 1,35 | 1.15 | 1,26 | 0,79 | 0,92 | 0,97 | 1,05 | 0,95 | 1,09 | 0,96 | 0,81 | 0,90 | 0,92 | 1.57 | 1,61 | |
| H 2 O | 1.89 | 2,08 | 2.17 | 2.11 | 2.14 | 2,25 | 2,06 | 2.23 | 2.24 | 2.23 | 2.27 | 2,30 | 2,06 | 2.15 | 2.26 | 2.31 | 2.17 | 2.26 | |
| Gesamt | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | 14,73 | |
| Erholung, Masse-% | |||||||||||||||||||
| Mittlere 99.35 | |||||||||||||||||||
| Standardabweichung 0,31 | |||||||||||||||||||
Tabelle 2: FCC Leistungen des Basisöls und der Mischung und die scheinbare Umwandlungen und Produktausbeuten der Komponenten in der Mischung.ble_2_Final.xlsx "> Bitte hier klicken, um diese Tabelle als Microsoft Excel-Tabelle zum Download bereit.
Die Anwesenheit von Wasser und CO und CO 2 als Spaltprodukte aus dem Gemisch (in Trockengas enthalten) , aber nicht von HGO allein (Tabelle 2) ist ein direkter Hinweis darauf , dass Rapsöl in der Mischung in Reaktionen teilnimmt. Wasser wird durch Kombination von Wasserstoff und Sauerstoff und CO und CO 2 erzeugt werden aus Decarbonylierung und Decarboxylierung von Fettsäuren in Rapsöl freigesetzt, respectively.
Andere Hinweise auf in der Mischung von Rapsöl Cracken ist in Abbildung 5 dargestellt , welche die Wirkung der Prozessparameter auf H 2 und CO - Ausbeuten zeigt. Beobachtungen zeigen, dass alle Ausbeuten zu C / O-Verhältnis ändert für einen Feed bei einer gegebenen Temperatur nicht sehr empfindlich sind. Doch für eine Beschickung bei einem gegebenen C / O - Verhältnis sowohl H 2 und CO yiel ds mit steigender Temperatur, was die treibende Kraft für das Knacken ist (Anmerkung: Kein CO von HGO bei jeder Temperatur). Ein Vergleich der beiden Einspeisungen ergibt die Mischung höhere CO - Ausbeuten , aber niedriger H 2 Ausbeuten als das Basisöl in der gleichen Strenge in Bezug auf die C / O - Verhältnis und die Temperatur. Letztere Beobachtung ist auf Wasserbildung aus Wasserstoff und Sauerstoff der Mischung beim Cracken.
Abbildung 5: Variationen von H 2 und CO - Ausbeuten mit Prozessparametern Farbcode-schwarz für 490 ° C, rosa für 510 ° C, blau für 530 ° C;. dünne durchgezogene Linien-H 2 Ausbeute an Basisöl, dicke durchgezogene Linien-H 2 Ausbeute an Mischung; dicke gepunktete Linien-CO-Ausbeute von Mischung; kein CO für Grundöl (0 Masse-% CO Ausbeute an Grundöl bei drei Temperaturen) nachgewiesen.files / ftp_upload / 54390 / 54390fig5large.jpg "target =" _ blank "> Bitte klicken Sie hier, um eine größere Version dieser Figur zu sehen.
Eine weitere interessante Beobachtung mit Rapsöl ist in Abbildung 6 dargestellt , die die Reaktortemperaturprofile während des Betriebs zeigt. Vor dem Einspritzen eines Öles, ist der Reaktor bei einer Nenntemperatur von 530 ° C. Nach der Injektion fällt der Reaktortemperatur (aufgrund der Erwärmung, Verdampfung und der Öl Cracken) ein Minimum erreicht (Wärmeverbrauch ist mit Wärmeeintrag vom Steuersystem im Gleichgewicht, wenn die Temperatur auf einen bestimmten Grenzwert fällt) und in Richtung der steigenden Anfangstemperatur. Als solche kann man die Mindesttemperatur als Maß für die für den Gesamtprozess erforderliche Wärme verwenden. Für eine gegebene Vorschub hängt die Mindesttemperatur an der Ölmenge eingespritzt oder das C / O-Verhältnis, da das Katalysatorgewicht konstant bleibt. Als C / O-Verhältnis zunimmt, nimmt die Temperaturabfall decreases da weniger Öl eingespritzt wird. Ein Vergleich der beiden Zuläufe weist die Mischung durchweg eine kleinere Tropfen um etwa 1,5 ° C bei einem gegebenen C / O - Verhältnis aufgrund der Wärmefreisetzung aus der exothermen Reaktion H 2 (g) + ½ O 2 (g) → H 2 O ( g) (-241,8 kJ / mol bei 25 ° C) 21. Ähnliche Erscheinungen sind auch an den anderen zwei Reaktionstemperaturen beobachtet.
Abbildung 6: Die Reaktortemperatur sinkt vor und nach Futter Injektion bei 530 ° C (nominal) Farbcode - schwarz für Grundöl, rosa für Mischung;. dünne Linien - vor Futter Injektion; dicke Linien -. nach Futter Injektion Bitte hier klicken , um eine größere Version dieser Figur zu sehen.
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Discussion
Das hier beschriebene Protokoll verwendet zyklischen Betrieb eines einzigen Reaktor eine Charge von fluidisierten Katalysatorteilchen enthaltenden Beschickungsöl zu simulieren Rißbildung und Katalysatorregenerierung. Das Öl wird gecrackt wird vorgewärmt und von oben durch eine Einspritzrohr mit der Spitze nahe am Boden des Fluidbetts zugeführt. Der Dampf nach dem katalytischen Cracken erzeugt wird kondensiert und in einer Vorlage aufgefangen, und das flüssige Produkt gesammelt wird anschließend für simulierte Destillation analysiert Ausbeuten der Fraktionen in verschiedenen Siedebereichen zu bestimmen. Das nicht kondensierbare gasförmige Produkt für die Analyse zu einem On-line Gaschromatographen geschickt Ausbeuten an Trockengas und Flüssiggas zu bestimmen. Das Volumen des gasförmigen Produktes durch das Wasserverdrängungsverfahren gemessen. Nach geeigneten Katalysators Zeit Abstreifen wird der abgeschiedene Koks auf dem Katalysator in situ bestimmt , indem der deaktivierte Katalysator in Luft bei hohen Temperaturen brennen (typischerweise über 700 ° C).Niveaus von CO 2 quantitativ über eine IR - Zelle gemessen und zu Koksausbeute umgewandelt. Jedes Wasser gebildet wird gewonnen und bestimmt durch Karl-Fischer-Titration. Die Gesamtwiederfindung (Massenbilanz) des Futters sollte vor jeder Produktausbeute zu einer Normalisierung im Bereich von 96 bis 102% sein.
Ein Vorteil dieses Verfahrens ist die Verwendung der automatisierten Sequenz durch die LTU während des Reaktionsprozesses durchgeführt. Nach Initiieren der Testsequenz in Schritt 3.2.2, beginnt das System mit dem System Priming während der die LTU die voreingestellten Bedingungen vor dem Durchlauf programmiert, verwendet. Wenn es verbleibende Katalysator im Reaktor von früheren Durchläufen verbracht wird, wird es in den Abfallbehälter abgelassen und frische Katalysator aus dem angegebenen Trichters wird in den Reaktor geladen. Das System wartet dann eine ausreichend lange Zeit die Temperaturen des Reaktors, Zuleitung, Spritze und Zuführflasche zu ermöglichen, innerhalb von 5 ° C ihrer Sollwerte zu stabilisieren. Die Spritze wird dann fimit einer Zufuhrgeschwindigkeit von 1,2 g / min für 20 sec (entsprechend zwei Slop mal) gefüllt, und Einspritzzeit und die Produktlinie mit N 2 gespült. Das System wartet dann wieder, bis der Reaktorinnen und Hauttemperaturen innerhalb von 2 ° C ihrer Sollwerte sind, und die Kühlmitteltemperatur innerhalb von 3 ° C der Sollwert. Schließlich wird N & sub2 ; -Strom auf das IR - Gasanalysator gestartet und das System zeichnet die Anfangsmasse auf der Skala verwendet verdrängten Wassers und den Druck des ersten Produktgas wiegen (die Null sein sollte).
Nach Grundierung wird die Spritzenpumpe in Gang gesetzt und Futtermittel wird zunächst zurück in die Zuführflasche abgezweigt für 10 Sekunden (erste Slop Zeit), gefolgt von Futter Injektion in den Reaktor für eine vorgegebene Zeit nach dem Drei-Wege-Schaltventil wieder vor der Spritzenpumpe. Nach Abschluss der Injektion wird Futter wieder für ein anderes zum Futter Flasche 10 sec umgeleitet zurück (zweite Slop Zeit). Am Ende der Futter Injektion zählt beginnenfür sowohl flüssige Streifen Zeit und Katalysatorstreifen Zeit. Ersteres wird als 7 (liquid Streifen Multiplikator) multipliziert mit der Speiseinjektionszeit gewählt, während die letztere Flüssigkeitsstreifen Zeit weniger als 10 Sekunden mit einer maximalen 360 sec entspricht. Die Produktströme werden an das Gassammelgefäß durch flüssige Empfänger geschickt, wo hochsiedende Produkte kondensiert werden.
Katalysatorregeneration beginnt mit Ventil schaltet am Ende des Katalysators Stripping-Zyklus. Luftstrom beginnt, und die Reaktortemperatur wird auf ~ 715 ° C erhöht. Die CO 2 -Konzentration wird kontinuierlich durch den IR - Gasanalysator überwacht , bis er unter 0,3% liegt. Die Luft wird ausgeschaltet , und der N & sub2 ; -Strom in den Reaktor am Ende der Regeneration wieder hergestellt. Der Skalenwert (Masse des verdrängten Wassers) wird zusammen mit Druck und Temperatur des Gases in Sammelgefäß durch Gasmischung und Erwärmung (auf ~ 30 ° C), gefolgt aufgezeichnet. In diesem Stadium kann der Flüssigkeitssammler für den Lauf manuell von der entfernt werdenSystem für die anschließende Handhabung, falls gewünscht. Die Leitung zwischen dem Sammelbehälter und dem GC ist mit Produktgas gespült, und die Schleife wird für die anschließende GC-Analyse gefüllt. Kühlen des Reaktors, bis die Hauttemperaturen sind 50 ° C unterhalb ihrer Reaktion Sollwerte und alle Daten für das abgelaufene Sicht. Bringen Sie das Gerät zum ersten Schritt der Testsequenz für einen neuen Lauf oder entladen, um den verbrauchten Katalysator in den Behälter Abfall, wenn es der letzte Lauf ist.
Das etablierte Protokoll erweist sich in der Produktion von Kraftstoffen aus Rapsöl in einer Mischung erfolgreich. Gute Materialbilanzen (Massen Erholungen) werden in dieser Studie mit einem Mittelwert von 99,35% und einer Standardabweichung von 0,31% von 18 LTU Läufe (Tabelle 2) erhalten. Die Umsätze und Ausbeuten von Doppelversuchen bei 11,25 C / O - Verhältnis für jeden Vorschub bei einer gegebenen Temperatur sind sehr reproduzierbar (Tabelle 2). Mehrere typische FCC Phänomene und rissiger Eigenschaften oft in lite berichtet(1) Katalysatorvergiftung durch Zufuhr basischem Stickstoff 22-24, besonders ausgeprägt für HGO bei niedrigen Temperaturen (490 ° C in dieser Arbeit): rature wurden ebenfalls in dieser Studie beobachtet. Der Effekt kann bei höheren Temperaturen oder C / O-Verhältnisse reduziert werden; (2) Verfügbarkeit oder Erschöpfung von knackbar Komponenten in der Futter- und flüssigen Produkt. Diejenigen , die in der Beschickung werden in der Regel "Benzinvorläufern" genannt, definiert als die Summe der gesättigten Fettsäuren und Monoaromaten 20,25-28; (3) Die Zugänglichkeit der Katalysator Säurestellen zu Molekülen; zum Beispiel unvollständige Zersetzung von sperrigen Triglyceridmoleküle bei 490 ° C , während ihre gebrochenen linearen Fettsäuren können leicht Katalysator Poren eindringen und 6 geknackt werden; (4) Die Oligomerisierung von Olefinen 29 aus Fettsäuren Aromaten und Koks zu bilden; (5) Bevorzugte Skelettisomerisierung von Olefinen 23,29 verzweigten Verbindungen auszubilden.
Das Protokoll wird auf der LTU Bedienungsanleitung basiert weitgehend. Die Verfahrenim Handbuch muss unbedingt eingehalten werden, sofern nicht anders angegeben. Kritische Schritte innerhalb des Protokolls Herstellung des Gleichgewichts Katalysator enthalten (muss auf Größe sein und Koks frei); Reaktor Vorbereitung (unter Verwendung einer Zuleitung, die eine konstante Injektorhöhe, entweder 1.125 oder 2.125 Zoll ergibt); CO 2 Analysator Kalibrierung; Vorbereitung der Spritze (Vorschub Kalibrierung) und flüssige Produkt-Empfänger (der lange Flüssigkeitsempfänger in einem zugfreien Umwelt lasten, Wartung von Kühlmitteltemperatur in -12 bis -15 ° C-Bereich); Systemdrucktest (eine leckfreie Umgebung zu gewährleisten); Auswahl geeigneter Katalysatorstreifen Zeit und Flüssigkeitsstreifen Multiplikator; Analysen von Gasen (Raffinerie Gasanalyse) und flüssige Produkt (simulierte Destillation nach ASTM D2887 18); Zuordnungen von Molekulargewicht 86 (gegenüber 89 von ASTM D7964-14 30) für die C 5 + ungelösten Klumpen, und Kohlenstoff-coke Faktor 1,0695 ( im Vergleich zu 1,083 von ASTM D7964, das das zugeordnete wi ein Mol Wasserstoff wird davon ausgegangen ,th ein Mol Kohlenstoff im Koks).
Eine Änderung in dem Protokoll , das von der LTU abweicht Handbuch und ASTM D7964-14 30 arbeitet , ist , dass im letzten Schritt des flüssigen Empfänger mit einem Gewicht, der Anschlag schnell aus entfernt wird und wieder in den Empfänger für den Druckausgleich vor dem Wiegen. Auf diese Weise können Freisetzung von überschüssigem N 2, die bei Kühlmitteltemperatur eingeschlossen ist. Es kann jedoch das Risiko auch die Chance, etwas gasförmiges Produkt zu verlieren. Theoretisch kann dieser Schritt von 2,71 Massen-% für einen Durchlauf bei einem C / O - Verhältnis von 10 in unserer Studie, unter der Annahme , daß 149 ml N 2 in dem Flüssigkeitssammler der Massenbilanz reduzieren gefangen ist und von -15 bis 25 ° C Expandiert 93,5 kPa (701 mmHg) Atmosphärendruck. Das Ergebnis stimmt mit den experimentellen Werten (gegenüber von 3.10 und 3.22 Masse-% für die Läufe bei C / O-Verhältnis von 10 in der Massenbilanz fällt).
Dieses Protokoll wurde auch auf Mischungen erweitert, die 50 und 100 v% Canolaöl inHGO. Die hohe Rapsölkonzentration scheint das System schädlich, einen häufigeren Wechsel des Injektors als normal erfordert, vor allem, wenn reines Rapsöl geknackt wird. Bei niedrigen Konzentrationen wie die in dieser Studie präsentierten, fouling trat nicht auf.
Darüber hinaus kann die LTU nicht Pyrolyseöl angewendet werden, um Biomasse emulgiert Wasser enthält, die bei hohen Temperaturen für längere Zeit verdunsten kann. In diesem Fall ist eine alternative Testeinheit 31 mit einem freien , aber aufsteckbaren Spritze das Futter zu liefern ist eine Option 12. Auch kann die LTU nicht H 2 S - Ausbeute quantitativ aufgrund der Wasserverdrängungsmethode bestimmen zu sammeln gasförmigen Produkte , von denen H 2 S teilweise in Wasser gelöst ist. Die alternative Testeinheit modifiziert , um einen Gasometer aufzunehmen in Serie , bestehend aus zwei Gaskammern (mit Kolben nach innen) wurde festgestellt , für diese Anwendung 22,23 zufriedenstellend.
31 einen Entgasungsschritt umfasst. Die besagte alternative Testeinheit wird allgemein zur Charakterisierung Leistung der FCC-Katalysatoren aufgrund ihrer relativen Einfachheit, Flexibilität, Vielseitigkeit und geringen Kosten verwendet. Im Laufe der Jahre ging es um die Testmethode hat zusätzliche Informationen wie Produktselektivitäten und Qualitäten zu bieten wurde erweitert, und der Betriebsgröße und rohstoffliche Effekte 32. Bei ausreichender Vorsorge auf inInterpretation, Testergebnisse können verwendet werden , 33 gewerbliche Anlagenleistung zu bewerten.
Beachten Sie, dass die oben genannten Funktionsmängel der LTU mit beziehen sich auf die bestehenden bestimmtes Modell. Da die Technologie entwickelt, können neue Produkte auf die oben beschriebenen Probleme zu überwinden.
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Disclosures
Die Autoren erklären, dass sie keine finanziellen Interessen haben.
Acknowledgments
Die Autoren möchten die analytische Labor des CanmetENERGY Technologiezentrum für seine technische Unterstützung und Suncor Energy Inc. zur Versorgung des synthetischen Rohöls zu danken. Teilfinanzierung für diese Studie wurde von Natural Resources Canada und der Regierung Kanadas interdepartementale Programm für Energieforschung und Entwicklung (PERD) mit Projekt-ID A22.015 zur Verfügung gestellt. Yi Zhang möchte seine von Januar 2015 bis Januar 2016 Naturwissenschaften und Engineering Research Council (NSERC) von Kanada Visiting Fellowship anzuerkennen.
Materials
| Name | Company | Catalog Number | Comments |
| Advanced Cracking Evaluation (ACE) Unit | Kayser Technology Inc. | ACE R+ 46 | Assembled by Zeton Inc. SN:505-46; consisting of (1) a reactor; (2) catalyst addition system; (3) feed delivery system; (4) liquid collection system; (5) gas collection system; (6) gas analyzing system; (7) catalyst regeneration system; (8) CO catalytic convertor; (9) coke analyzing system |
| Reactor (ACE) | Kayser Technology Inc. | V-105 | A 1.6 cm ID stainless steel tube having a tapered conical bottom and with a diluent (nitrogen) flowing from the bottom to fluidize the catalyst and also serve as the stripping gas at the end of the run |
| Catalyst Addition System (ACE) | Kayser Technology Inc. | Six hoppers (V-120F, with respective valves) for addition of catalyst for up to 6 runs | |
| Feed Delivery System (ACE) | Kayser Technology Inc. | Consisting of feed bottle (V-100), syringe (FS-115), pump (P-100), and injector (with 1.125 inch injector height, i.e., the distance from the lowest point of the conical reactor bottom to the bottom end of the feed injector) | |
| Liquid Collection System (ACE) | Kayser Technology Inc. | Six liquid receivers (V-110F) immersed in a common coolant bath (Ethylene glycol/water mixture in 50:50 mass ratio) at about –15 °C in a large tank (V-145) | |
| Gas Collection System (ACE) | Kayser Technology Inc. | Based on water displacement principle; consisting of gas collection vessel (V-150) with a motor-driven stirrer (MTR-100), and a weight scale (WT-100) for weighing the displaced water collected in a beaker (V-160). | |
| Gas Analyzing System (ACE) | Kayser Technology Inc. | Key element being Agilent micro GC (model 3000A) with four capillary columns equipped with respective thermal conductivity detectors (TCDs) | |
| Catalyst Regeneration System (ACE) | Kayser Technology Inc. | V-105 | Spent catalyst in reactor being burned in situ in air at +700 °C to ensure complete removal of carbon deposited on the catalyst |
| CO Catalytic Convertor (ACE) | Kayser Technology Inc. | A reactor (V-140) with CuO as catalyst to oxidize any CO and hydrocarbons in exhausted flue gas to CO2 (to be analyzed by IR gas analyzer) and H2O (to be absorbed by a dryer) | |
| Coke Analyzing System (ACE) | Kayser Technology Inc. | Servomex (Model 1440C) IR analyzer for measuring CO2 in exhausted flue gas | |
| R+MM Software Suite | Kayser Technology Inc. | Including iFIX 3.5 | |
| Agilent Micro GC | Agilent Technologies | 3000A | For gas analysis after cracking |
| Cerity Networked Data System | Agilent Technologies | Software for Agilent Micro GC | |
| CO2 Gas Analyser | Servomex Inc. | 1440C | SN: 01440C1C02/2900 |
| NESLAB Refrigerated Bath | Themo Electron Corporation | RTE 740 | SN: 104300061 |
| Orion Sage Syringe Pump | Themo Electron Corporation | M362 | For delivering feed oil to injector tube |
| Synthetic Crude Oil (SCO) | Suncor Energy Inc. | Identified as Suncor OSA 10-4.1 | |
| Catalyst P | Petro-Canada Refinery | Equilibrium catalyst | |
| Balance | Mettler Toledo | AB304-S | For weighing liquid product receivers |
| Balance | Mettler Toledo | XS8001S | For weighing water displaced by gas product |
| Ethylene Glycol | Fisher Scientifc Inc. | CAS 107-21-1 | Mixed with distilled water as coolant (50 v% ) |
| Drierite | W.A. Hammond Drierite Co. Ltd. | 24001 | For water absorption after CO catalytic converter |
| Copper Oxide | LECO Corporation | 501-170 | Catalyst for conversion of CO to CO2 |
| Toluene | Fisher Scientific Co. | CAS 108-88-3 | For cleaning liquid receivers |
| Acetone | Fisher Scientific Co. | CAS 67-64-1 | For cleaning liquid receivers |
| Micro GC Calibration Gas | Air Liquid Canada Inc. | SPG-25MX0015306 | Multicomponent standard gas |
| 19.8% CO2 Standard Gas | BOC Canada Ltd. | 24069890 | For calibration of IR analyzer |
| Argon Gas | Linde Canada ltd. | 24001306 | Grade 5.0 Purity |
| Helium Gas | Linde Canada ltd. | 24001333 | Grade 5.0 Purity |
| Gas analyzer GC Module | Inficon | GCMOD-15 | Channel A |
| Gas analyzer GC Module | Inficon | GCMOD-03 | Channel B |
| Gas analyzer GC Module | Inficon | GCMOD-04 | Channel C |
| Gas analyzer GC Module | Inficon | GCMOD-73 | Channel D |
| HP 6890 GC | Hewlett-Packard Co. | G1530A | For simulated distillation |
| ASTM 2887 Standard Sample | PAC L.P. | 26650.150 | For quality control in simulated distillation |
| ASTM 2887 Standard Sample | PAC L.P. | 25950.200 | For calibration in simulated distillation |
| Column for GC 6890 (simulated distillation) | Agilent Technologies | CP7562 | 10 m x 0.53 mm x 1.2 µm, HP 6890 GC column |
| Liquid Nitrogen | Air Liquid Canada Inc. | SPG-NIT1AC240LC | For use in simulated distillation |
| Nitrogen | Air Liquid Canada Inc. | Bulk (building N2) | For use in ACE unit operation |
| Isotemp Programmable Furnace | Thermo Fisher Scientifc Inc. | 10-750-126 | For calcination of catalyst |
| GC Vials, Crimp Top | Chromatograghic Specialties Inc | C223682C | 2 ml, for liquid product |
| Seals, Crimp Top | Chromatograghic Specialties Inc | C221150 | 11 mm, for use with GC vials |
| 4 oz clear Boston round bottles | Fisher Scientific Co. | 02-911-784 | With PE cone lined caps, for use in feed system |
| Sieve | Endecotts Ltd. | 6140269 | Aperture 38 micron |
| Sieve | Endecotts Ltd. | 6146265 | Aperture 250 μm |
| Shaker | Endecotts Ltd. | MIN 2737-11 | Minor-Meinzer 2 Sieve Shaker for catalyst screening |
| V20 Volumetric KF Titrator | Mettler Toledo | 5131025056 | For water content analysis of the liquid product |
| Hydranal Composite 5 | Sigma-Aldrich | 34805-1L-R | Reagent for Karl Fischer titration |
| Methanol (extremely low water grade) | Fisher Scientific Co. | A413-4 | Mixed with toluene (40:60 w/w) for KF titration: also used to recover water in receiver |
| Glass Wool | Fisher Scientific Co. | 11-388 | Placed inside the top of receiver outlet arm |
References
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