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Chemistry

Laboratoire de production de biocarburants et produits biochimiques à partir d'une huile de colza par Catalytic Cracking Conversion

Published: September 2, 2016 doi: 10.3791/54390

Summary

Cet article présente une méthode expérimentale pour produire des biocarburants et de produits biochimiques à partir de l'huile de canola mélangé avec un aliment à base de fossiles, en présence d'un catalyseur à des températures douces. Gazeux, liquides et solides à partir d'une unité de réaction sont quantifiés et caractérisés. Les rendements de conversion et de produits individuels sont calculés et déclarés.

Introduction

Il est fort intérêt mondial dans les secteurs public et privé pour trouver des moyens efficaces et économiques pour produire des carburants de transport à partir de matières premières issues de la biomasse. Cet intérêt est entraîné par une préoccupation générale sur la contribution importante de la combustion de combustibles fossiles de pétrole au gaz à effet de serre (GES) et sa contribution associée au réchauffement climatique. Aussi, il y a une volonté politique forte en Amérique du Nord et en Europe pour remplacer le pétrole produites à l'étranger avec des combustibles liquides domestiques renouvelables. En 2008, les biocarburants fournis 1,8% des carburants de transport dans le monde 1. Dans de nombreux pays développés, il est nécessaire que les biocarburants remplacent de 6% à 10% des combustibles pétroliers dans un proche avenir 2. Au Canada, la réglementation exige une teneur en carburant renouvelable moyen de 5% dans l' essence à partir du 15 Décembre, 2010 3. La directive sur les énergies renouvelables (RED) en Europe a également mandaté un objectif d'énergie renouvelable de 10% pour l'Union européenne transsecteur portuaire d'ici 2020 4.

Le défi a été de développer et de démontrer une voie économique viable pour produire les carburants de transport fongibles à partir de biomasse. sources biologiques comprennent la biomasse à base de triglycérides tels que les huiles végétales et de graisses animales, ainsi que l'huile de cuisson des déchets et de la biomasse cellulosique tels que des copeaux de bois, les déchets forestiers et résidus agricoles. Au cours des deux dernières décennies, la recherche a mis l' accent sur ​​l'évaluation de la transformation du pétrole dérivé de la biomasse en utilisant classique de craquage catalytique fluide (FCC) 5-12, une technologie responsable de la production plus de l'essence dans une raffinerie de pétrole. Notre nouvelle approche dans cette étude est de co-processus de l'huile de canola mélangé avec charge sables bitumineux dérivés. Normalement, le bitume doit être mis à jour avant le raffinage, la production d'alimentation des raffineries telles que le pétrole brut synthétique (SCO) -Ce traitement route est particulièrement consommatrice d'énergie, ce qui représente 68-78% de la emissi GESons de la production SCO 13 et, en 2011, ce qui constitue 2,6% des émissions totales de GES du Canada 14. Remplacement d'une partie de mise à niveau HGO avec Biofeed réduirait les émissions de GES, étant donné que la production de biocarburants implique une empreinte carbone beaucoup plus faible. L'huile de canola est choisie dans ce travail parce qu'elle est abondante au Canada et aux États-Unis. Cette charge possède une densité et une viscosité similaires à celles des AGOS tandis que les teneurs en soufre, en azote et métaux qui pourraient affecter les performances de la FCC ou la qualité du produit sont négligeables. En outre, cette option co-traitement offre des avantages technologiques et économiques importants car elle permettrait l'utilisation de l'infrastructure de raffinerie existante et, par conséquent, il faudrait peu de matériel ou de modification de la raffinerie supplémentaire. En outre, il peut y avoir une synergie potentielle qui pourrait se traduire par une amélioration de la qualité des produits en cas de co-traitement un bitume très aromatiques se nourrissent avec son homologue de la biomasse à chaîne droite. Cependant, le co-traitementimplique des défis techniques importants. Ceux - ci comprennent les caractéristiques physiques et chimiques uniques de bio-aliments: teneur élevée en oxygène, la composition paraffinique riche, compatibilité avec des charges de pétrole, le potentiel d' encrassement, etc.

Cette étude fournit un protocole détaillé pour la production de biocarburants à l'échelle du laboratoire à partir de l'huile de canola par craquage catalytique. Un système entièrement automatisé de réaction - appelé dans ce travail que l'unité de test de laboratoire (LTU) 15 - est utilisé pour ce travail figure 1 montre schématiquement comment cet appareil fonctionne.. Ce LTU est devenu la norme pour les études de laboratoire FCC de l'industrie. L'objectif de cette étude est de tester l'aptitude de la LTU pour le craquage de l'huile de canola pour produire des carburants et des produits chimiques dans le but d'atténuer les émissions de GES.

Figure 1
Figure 1: illustratio conceptueln du réacteur. Illustration montrant des lignes d'écoulement du catalyseur, l' alimentation, le produit et le diluant. S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

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Protocol

Attention: S'il vous plaît consulter toutes les fiches de données de sécurité des matériaux pertinents (MSDS) avant d'utiliser les matériaux. Travailler avec des échantillons de pétrole brut ne devrait être fait tout en portant un équipement approprié de protection individuelle (lunettes de sécurité, gants, pantalons, chaussures fermées, manteau de laboratoire), et l'ouverture, le transfert et la manipulation des échantillons bruts devraient se produire dans une hotte ventilée. hydrocarbures chauffants peuvent être inflammables dans l'air, et le système de réaction doivent être soigneusement vérifiées fuite avant l'utilisation avec des mélanges de pétrole brut. Le réacteur peut atteindre des températures aussi élevées que 750 ° C, et des gants de sécurité à haute température doit être utilisé lorsque vous travaillez à proximité de surfaces chaudes.

1. Considérations générales

  1. Pour tirer le meilleur parti de l'unité de réaction automatisée, qui peut compléter six essais consécutifs sur ~ 8 h, choisissez un débit d'alimentation constant de 1,2 g / min. Ceci définit la vitesse spatiale horaire pondérale (WHSV) à 8 h -1 à travers la relation WHSV = 60 / [(C / O) × t] = 60 × (O / t) / C où t est la feed délai de livraison en minutes et en C et O sont des masses de catalyseur et d'alimentation, respectivement, en grammes. En modifiant le temps d'injection d'alimentation, un ensemble de catalyseur / huile rapports en masse de 4, 6, 8, 10 et 11,25 (x2) a été obtenue pour chaque température de réaction afin d'obtenir une large gamme de conversion.

2. Feedstock et Préparation du catalyseur

  1. Obtenir une HGO par distillation du C fraction -343 ° (en faisant tourner la bande) d'un pétrole brut synthétique (SCO).
  2. Achetez comestible qualité huile de canola à partir d'un magasin d'alimentation local, et utiliser sans autre traitement.
  3. Préparer un mélange de canola 15% v en mélangeant 79,645 g de HGO (0,9370 g Densité / ml) avec 13,7535 g d'huile de colza (0,9169 g / ml, densité).
  4. Tamiser le catalyseur à l'équilibre en utilisant un tamis à mailles Tyler 60 (250 um d'ouverture), suivie d'une deuxième criblage avec un tamis de 400 mesh Tyler (38 um d'ouverture).
  5. Calciner les particules sur la taille (38-250 um) à 600 ° C pendant 4 heures, puis les charger dans til six trémies de l'unité de réaction automatisée.

3. Procédure d'essai

  1. Préparation du système
    1. Préparation du programme
      1. En utilisant le logiciel qui commande l'unité de réaction, ouvrir la fenêtre pour les conditions d'exécution.
      2. Tapez les identifications de l'alimentation et de catalyseur, la pression barométrique, le temps d'injection, et les points de consigne de température pour le système d'alimentation, le réacteur, la gamme de produits, le liquide de refroidissement, et le CO convertisseur catalytique à chaque étape de la période d'exécution .
    2. Préparation du catalyseur
      1. Pour chaque trémie de verre de catalyseur au-dessus du tube de traitement, retirer le couvercle et charger 9 g de catalyseur calciné sur la taille dans la trémie. Fixer un joint torique vers le haut de la trémie et re-serrer son couvercle.
    3. Calibrage des taux d'alimentation
      1. Régler la pompe d'alimentation en huile pour délivrer l'alimentation à un débit constant d'alimentation d'injection (1,2 g / min) pour toutes les pistes de craquage.
      2. Déconnecter le oil ligne d'alimentation en dessous de la vanne de purge (KV-114) 16 et fixer un tube temporaire court vers le bas de la vanne pour la livraison d'huile dans un bécher taré.
      3. Préchauffer la charge d'alimentation à 85 ° C pour permettre à la HGO-mélange à couler facilement dans et hors de la seringue et le long de la ligne d'alimentation.
      4. Réglez le temps d'injection pour étalonner la pompe à la même valeur que pour la première manche dans le (réglage par défaut) de la série.
      5. Tarer un bêcher, et placez-le à la sortie du tuyau temporaire à court. Démarrez le programme preset "de PUMPCAL" utilisateur 17 dans le logiciel de l' unité de réaction.
      6. Après le programme PUMPCAL est terminée, retirez et peser le bêcher contenant la charge. Diviser la masse des aliments livrés dans le bécher par le temps d'injection pour obtenir le débit d'alimentation.
      7. Réglez la vitesse de la pompe à plus ou moins élevé (en utilisant le cadran à trois chiffres sur la pompe) et répétez les étapes 3.1.3.5 à 3.1.3.6 jusqu'à ce que le débit d'alimentation désirée est atteinte.
      8. Retirer letube court temporaire et re-connecter la ligne d'alimentation.
    4. Calibration du GC pour l'analyse des gaz
      Remarque: Cette étape est nécessaire si le GC pour l'analyse de gaz se trouve être hors de calibration, qui peut être déduit de la vérification des références, tendances des données et bilan matières. L'expérience montre que le calibrage de la GC peut être invoqué pour une période prolongée.
      1. Connecter un cylindre de la norme de gaz de raffinerie multicomposant commerciale à la vanne manuelle (HV-190) 16.
      2. Charger un procédé du logiciel de GC qui est capable d'éluer et séparer tous les pics de l'étalon de gaz de raffinerie. Utiliser les paramètres de la méthode CG dans le tableau 1.
      3. Utilisation du logiciel GC, effectuer une course d'analyse de la norme de gaz de raffinerie.
      4. Ouvrez le chromatogramme de la norme de gaz de raffinerie et d'intégrer les pics dans le chromatogramme.
      5. Identifier les pics dans le chromatogramme, en veillant à ce que tous les composants du calibgaz de ration se trouvent. Supprimez tous les pics qui sont présents, mais ne peuvent être attribués aux composantes de la norme.
      6. Basé sur les plages de rétention de temps, forfaitaire et composés de diviser éluant après C 5 en C 6 + 1, C 6 + 2, C 6 + 3, et C 6 + 4 groupes. Pour cette méthode, les isomères de pentène forfaitaire dans un groupe d'oléfines en C 5.
      7. Utilisation du logiciel GC, attribuer des valeurs de concentration à chaque pic intégré de la norme de gaz, sous la fonction d'étalonnage.
      8. Enregistrer la calibration dans le fichier de méthode, pour une utilisation pour déterminer les concentrations de pics de séries de tests suivants. Déconnectez la norme de gaz commercial.
    5. Calibration de 2 Analyseur CO
      1. Par l'intermédiaire du logiciel de l' unité de réaction, commuter la vanne (KV-170) , 16 dans la position qui permet au gaz de zéro (azote) à l' écoulement de l'analyseur de gaz infrarouge. Régler le débit en tournant le bouton en association avec le val de contrôle de fluxve (FCV-107) 16, si nécessaire, pour obtenir environ 250 sccm sur l'indicateur de flux (FI-107) 16.
      2. Zéro l'analyseur en utilisant la vis de réglage du zéro sur le panneau avant de l'analyseur à l'aide d'un tournevis plat.
      3. Mettez la vanne manuelle (HV-107) 16 pour fournir le CO 2 (19,8% en mole) du gaz étalon à l'analyseur. Régler la vanne manuelle (VM-107) 16 pour obtenir un débit d'environ 250 sccm de l'indicateur de débit (F-107).
      4. Régler l'analyseur de lecture pour correspondre à la concentration (19,8% en mole) du gaz d'étalonnage standard en utilisant la vis de SPAN sur le panneau avant.
      5. Débranchez le gaz d'étalonnage et retourner la vanne manuelle (HV-107) à la position RUN.
    6. Préparation du liquide récepteur produit
      Note: Chaque récepteur se compose d'un condenseur et d'un flacon de CG reliée au fond du condenseur par un court morceau de tube en silicone.
      1. Séquentiellement attribuer des numéros à la condeRENS et flacons GC.
      2. Placer un petit tampon de laine de verre à l' intérieur de la partie supérieure de chaque branche de sortie du récepteur , comme illustré sur la figure 2.
      3. Gardez le récepteur en position verticale avec un certain soutien dans un bécher ou un ballon de taille convenable. Peser chaque récepteur dans une balance analytique de la fenêtre supérieure est recouverte par un bouclier en plastique cube pour assurer un environnement sans courant (Figure 3).
      4. Noter la masse sèche (W avant) du récepteur préparé conjointement avec des bouchons marqués.
      5. Installez et connectez le récepteur pesé à la ligne de produit (figure 4).
    7. Préparation du réacteur
      1. Installer une conduite d'alimentation en huile dans le réacteur avec une longueur qui permet une hauteur de l'injecteur 1,125 pouces.
      2. Placer un filtre à la sortie du réacteur pour empêcher toute poussière de catalyseur d'entrer dans la ligne de produits, en changeant le filtre après 50-100 exécute.
      3. Effectuer un test de pression sur le système de réacteur by exécutant le programme PTEST1 17 après la pompe d'alimentation d' étalonnage et l' installation des récepteurs. Fermer l'évent de gaz et mettre sous pression le système de réacteur à 150 mm Hg de l'azote, suivie de l'isolement du système.
      4. Observez la lecture pendant quelques minutes la pression pour assurer la chute de pression ne dépasse pas 0,4 mm Hg par minute indiquant qu'il n'y a pas de fuites sont présents. Si une chute de pression supérieure à 0,4 mmHg par minute est observée, effectuer un test de fuite selon les instructions du fabricant, et de remédier à toute fuite en conséquence.
Exemple d' entrée T 90 ° C, Pression de fonctionnement Poste 30 psi
Injector T 90 ° C, Équilibration de pression 10 sec
durée 300 s Détecteurs Conductivité thermique
Pression de la colonne 30 psi Taux d'acquisition de données 50 Hz
canal A canal B canal C le canal D
Précolonne PLOT-U; 30 um x 320 um x 3 m PLOT-Q; 10 um x 320 um x 1 m alumine; 3 um x 320 um x 1 m -
Colonne Molsieve; 12 um x 320 um x 10 m PLOT-U; 30 um x 320 um x 8 m alumine; 8 um x 320 um x 10 m OV1; 2 um x 150 um x 10 m
Gaz vecteur Argon Hélium Hélium Hélium
Mode Inlet Backflush Backflush Backflush Volume fixe
Colonne T 100 ° C 90 ° C, 130 ° C 90 ° C,
Temps d'injection 30 msec 120 msec 0 msec 100 msec
temps Backflush 12.5 sec 5.0 sec 5.5 sec -

Tableau 1: Méthode GC paramètres pour l' analyse du gaz produit par le LTU.

Figure 2
Figure 2: Vial attachement au condenseur. La photo montre l'emplacement du bouchon de laine de verre et la fixation d'un flacon de GC au condenseur avec tube de silicone. S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

Figure 3
Figure 3:.. Pesée du récepteur produit couvercle en plastique pour la balance à peser long récepteur de produit liquide, qui peut coller sur la fenêtre du haut S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

Figure 4
Figure 4:. Attachement du récepteur liquide photo montrant la fixation des récepteurs liquides à la gamme de produits.ad / 54390 / 54390fig4large.jpg "target =" _ blank "> S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

  1. Fonctionnement du système en mode Auto
    1. Sur l'écran de configuration LTU, entrée les informations pertinentes pour l'expérience: exécuter numéro, le nom d'alimentation, l'identification de catalyseur, la pression atmosphérique, les points de consigne pour la peau et les températures internes du réacteur à la fois pour le craquage et le catalyseur de régénération, et le temps d'injection d'huile. Omettre cette étape si une information complète a été inclus dans la section 3.1.1.
    2. Placez le système en mode d'exécution en cliquant sur le bouton "RUN" sur l'écran de flux de processus. Cela déclenche la séquence de test 17, qui comprend les étapes en mode auto à décrire dans la discussion.
  2. Opération non-Auto Mode Système
    1. Utilisation de l'ordinateur connecté au GC, intégrer les pics et traiter les données en utilisant l'étalonnage. Saisissez les données de GC finales dans le programme LTU par l'ordinateur LTU.
  3. Post-exécuter l'opération
    1. Détermination masse de liquide produit
      1. Après avoir retiré la pince, inclinez le récepteur et de recueillir toutes les gouttelettes de produit liquide sur la pointe métallique biseauté en dessous de la vanne de produit.
      2. Fermer immédiatement le récepteur avec des bouchons en caoutchouc étiquetés et soigneusement le retirer du bain. Rincez le éthylèneglycol du bain avec de l'eau froide et sécher l'extérieur avec une serviette en papier.
      3. Placez le récepteur de produit liquide sur une grille à la température ambiante pendant 20 minutes, permettant à tout produit congelé à décongeler et couler dans le flacon de GC au bas du récepteur.
      4. Recueillir la rétention de liquide autour du joint métallique pour le récepteur avec un taré tampon de laine de coton. Déterminer la masse de la rétention de liquide (W écouvillon) et enregistrer.
      5. Ouvrez le récepteur de produit liquide à l'atmosphère dans une hotte de ventilation pour une égalisation de pression en retirant momentanément le bouchon sur la sortie supérieure du récepteur.
      6. Mettrele bouchon de retour sur et obtenir la masse du récepteur (W après). Retirer le flacon de GC du condenseur. Cap et stocker l'échantillon de produit dans un réfrigérateur à 4 ° C pour une analyse ultérieure.
      7. Si une goutte d'eau apparaît au bas GC flacon comme dans le cas de fissuration de l'huile de canola, utiliser une seringue propre pour transférer le produit de l'huile sans eau autant à un autre flacon que possible et le capuchon immédiatement.
      8. Rincer les parois intérieures du condenseur à fond du récepteur avec une faible qualité de méthanol et recueillir la totalité du lavage au methanol dans le flacon de CG initial contenant les gouttelettes d'eau. Boucher le flacon et obtenir la masse de liquide à l'intérieur pour une utilisation dans la détermination de l'eau.
    2. Analyse de liquide Produit pour Simulé Distillation
      1. Utilisation de la norme D2887 méthode d' essai ASTM 18, déterminer le pourcentage de masse du produit liquide exempt d'eau bouillante dans les gammes d'essence (IBP-221 ° C), l' huile de cycle de lumière (LCO, 221-343 ° C), et h l'huile de cycle de eavy (HCO, 343 ° C FBP).
    3. Analyse de l' eau produit
      1. En utilisant la méthode de test standard ASTM D4377 19, déterminer la teneur en eau (W H2O) du lavage au methanol combiné avec la goutte d'eau dans le flacon.
  4. calculs
    1. Masse de produit gazeux
      1. Calculer le volume total du produit gazeux à travers le volume d'eau déplacé, selon la formule:

        équation1

        où le gaz de V est le volume (ml) de gaz recueilli dans des conditions standard (0 K et 101,3 kPa), l' eau de V est le volume (ml) d'eau déplacée pendant le test, T est la température du gaz (° C) et P est la pression du gaz ( kPa).
      2. Calculer la masse de chaque composant de gaz à l'aide:

        jpg "/>

        où W i est la masse (g) de la i - ième produit gazeux, N i est mol% de la i ème composante du gaz et M i est le poids moléculaire de la i - ième produit gazeux. Le poids moléculaire de la masse non résolue en C 5 + est supposé être 86.
      3. Calculer la masse totale du produit gazeux comme:

        Equation3

        où le gaz W est la masse totale du produit gazeux, et W i est la masse de la i ème produit gazeux tel que calculé à 3.5.1.2.
    2. Masse du liquide produit
      1. Calculer la masse totale du produit liquide avec:

        W liq = W après - W avant + W écouvillon

        où W liq est la masse (g) du produit liquide, W après est la masse (g)du récepteur de produit liquide après réaction, W avant est la masse (g) du récepteur de produit liquide avant la réaction, et W écouvillon est la masse (g) de la rétention de liquide collecté sur le coton - tige.
    3. Masse de Coke
      1. Calculer la masse totale de coke de la LTU utilisant:

        W = coke de carbone W × 1,0695

        où W est la masse de coke (g) , de coke, de carbone W est la masse (g) de carbone, et 1,0695 est le facteur carbone-coke.
    4. Bilan massique (Recovery)
      1. Calculer le bilan de masse en utilisant

        R = (W gaz + W + W liq coke) ÷ alimentation W × 100

        où R est la récupération (% en masse de l' alimentation) et W alimentation est la masse (g) de l'alimentation en huile. R devrait être de l'ordre de 96-102%. Dans le cas contraire, rejeter le test comme insatisfaisant.
    5. Les rendements dénormalisé et Conversion
      Remarque: Calculer chaque rendement du produit (% de masse d'alimentation) selon les formules indiquées ci-dessous.
      1. Calculer gaz sec (H 2 ou C 2 'S, CO et CO 2) ,

        Y DG = (W H2 + W + W C1 C2 + W CO + W CO2) ÷ W alimentation × 100

        où Y DG est le rendement non normalisé (% de masse d'alimentation) du gaz sec, W H2 est la masse (g) de H 2, W C1 est la masse (g) de la C 1 gaz (méthane), W C2 est la masse (g) du C 2 gaz (éthane et de l' éthylène), W est la masse de CO (g) de CO, CO2 et W est la masse (g) de CO 2. On notera que la correction de la petite quantité de CO 2 dissous dans de l' eau ne soit pas nécessaire.
      2. Calculer gaz de pétrole liquéfié (GPL)

        Y LPG = (W C4) ÷ W alimentation × 100

        où Y LPG est le rendement non normalisé (% de masse d'alimentation) du produit de GPL, W C3 est la masse (g) de la C 3 gaz (propane et du propylène), et W C4 est la masse (g) du gaz C 4 (butanes et butènes comprenant du 1,3-butadiène).
      3. Calculer l'essence

        Y GLN = [X GLN × (W liq - W H2O - W écouvillon) + W C5 +] aliment W ÷ × 100

        où Y GLN est un rendement non normalisé (% de masse d'alimentation) de l' essence, X GLN (obtenu par distillation simulée) est la fraction de masse de l' essence dans le produit liquide exempt d'eau, W H2O est la masse (g) d'eau dans le produit liquide, si tout, et W C5 + est la masse (g) de la C 5 + produit dans la phase gazeuse (non résolue C 6 </ sub> plus C 6 + forfaitaire).
      4. Calculer Light Cycle Oil (LCO)

        Y LCO = [X LCO × (W liq - W H2O - W écouvillon)] ÷ W alimentation × 100

        où Y LCO est le rendement non normalisé (% en masse de l' alimentation) du produit de LCO et X LCO (obtenu par distillation simulée) est la fraction de masse de LCO dans le produit liquide exempt d'eau.
      5. Calculer huile Cycle lourd (de HCO)

        Y HCO = [X HCO × (W liq - W H2O - W écouvillon) + W écouvillon] ÷ W alimentation × 100

        où Y HCO est le rendement non normalisé (% de masse d'alimentation) de HCO et X HCO (obtenu par distillation simulée) est fraction massique de HCO dans le produit liquide exempt d'eau.
      6. Calculer Coke

        Y coke ÷ W alimentation × 100

        où Y coke est le rendement non normalisé (% de masse d'alimentation) de coke.
      7. Calculer l'eau

        Y H2O = W H2O ÷ W alimentation × 100

        où Y H2O est le rendement non normalisé (% de masse d'alimentation) de l' eau.
      8. Calculer Conversion

        CON unnorm = 100 - Y LCO - Y HCO

        où CON unnorm est la conversion non normalisée (% en masse d'alimentation).
    6. Les rendements de conversion et Normalisé

      Y 0 i = Y i ÷ R × 100

      où Y 0 i est le rendement normalisé (% de masse d'alimentation) de la i ème produit.

      CON norm = 100 - Y 0 LCO- Y 0 HCO

      où CON norme est la conversion normalisée (% en masse d'alimentation).

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Representative Results

Le protocole établi a été appliqué avec succès à un mélange d'huile de 15:85 rapport de volume (ie, 14.73: 85.27 rapport de masse) entre l' huile de canola et une HGO SCO dérivés 20. Pour des raisons pratiques (coût, disponibilité de l'huile de canola, et les défis possibles dans l'exploitation commerciale), l'étude a porté sur charge contenant 15 v% d'addition d'huile de canola, bien que les aliments avec des concentrations plus élevées ont également été jugés. Le mélange a été craquage catalytique à 490-530 ° C et 8,0 h -1 PPH avec des rapports catalyseur / huile variables (dans la séquence 11,25, 10, 8, 6, 4 et 11,25). A titre de comparaison, l'huile de base (pur HGO) a également été craqué dans les mêmes conditions. Le tableau 2 présente les données de conversion et le rendement qui ont été précédemment discuté en détail 20. Dans le craquage du mélange, en supposant qu'il n'y ait pas d'interférence entre les deux composantes, les rendements apparents apportés par chaque peuvent être calculéesarithmétiquement. Le tableau 2 montre qualitativement que, lors de la fissuration, l'huile de canola dans le mélange contribue sensiblement aux rendements des biocarburants (par exemple, l' essence et le diesel) et biochimiques (par exemple, le propane, le propylène, i-butane, et butylène en GPL). Suite à l'hypothèse ci - dessus, les rendements calculés HCO négatives apportées par l' huile de colza (15% v dans le mélange) , en fait , le résultat de l' interférence entre les deux composants pendant le craquage 20.

<td> 3.35 <td> 0.00 <td> 0,59
Les rendements réels de l'huile de base (HGO)
Température, ° C 490 510 530
Catalyseur à l'huile, 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
Conversion,% en 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
Récupération,% en 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
Les rendements,% en masse:
gaz sec 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
De l'essence 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
TOTAL 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Les rendements réels de Blends (15 v% d'huile de canola en HGO)
Température, ° C 490 510 530
Catalyseur à l'huile, 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
Conversion,% en 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 73.81
Récupération,% en 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
Les rendements,% en masse:
gaz sec 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 3.21
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
De l'essence 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
du Coca 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 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
TOTAL 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Les rendements calculés (masse%) ont contribué de 85% v (85,27% en masse) HGO dans le mélange
gaz sec 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
De l'essence 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
du Coca 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 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Total 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
Les rendements calculés (masse%) ont contribué de 15 v% (14,73% en masse) d'huile de canola dans le mélange
gaz sec 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 0,57 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
De l'essence 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 1.69 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
du Coca 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
Total 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
Récupération,% en masse
moyenne 99,35
Ecart type 0,31

Tableau 2: Performances FCC de l'huile de base et le mélange ainsi que les conversions et les rendements apparents des produits des composants dans le mélange.ble_2_Final.xlsx "> S'il vous plaît cliquer ici pour télécharger ce tableau comme une feuille de calcul Microsoft Excel.

La présence d'eau et de CO , plus CO 2 (inclus dans le gaz sec) comme produits de craquage du mélange , mais pas de HGO seul (tableau 2) est une indication directe que l' huile de canola dans le mélange participe à des réactions. L' eau est produite par la combinaison de l' hydrogène et de l' oxygène et du CO et du CO 2 sont libérées à partir décarbonylation et la décarboxylation des acides gras dans l' huile de canola, respectivement.

D' autres preuves de craquage de l' huile de canola dans le mélange est présenté sur la figure 5, qui montre l'effet des paramètres du procédé sur H 2 et CO rendements. Les observations montrent que les rendements ne sont pas très sensibles aux changements de rapport C / O pour une alimentation à une température donnée. Cependant, pour une alimentation à un rapport C / S donné, tous les deux H 2 et CO yiel ds augmente lorsque la température augmente, ce qui est la force motrice pour le craquage (Note: Pas de CO de HGO à toute température). En comparant les deux alimentations, le mélange donne des rendements plus élevés de CO , mais inférieurs H 2 rendements que l'huile de base à la même sévérité en termes de rapport C / O et la température. Cette dernière observation est attribuable à la formation d'eau à partir d'hydrogène et d'oxygène pendant le craquage du mélange.

Figure 5
Figure 5: Variations de H 2 et CO rendements avec des paramètres de processus couleur code de noir pour 490 ° C, de rose pour 510 ° C, bleu pour 530 ° C;. de fines lignes-H solides 2 rendement de l' huile de base, épaisses lignes-H solides 2 rendement de mélange; épaisses lignes-CO en pointillés rendement de mélange; pas de CO détecté pour l'huile de base (0 masse de rendement% de CO de l'huile de base à trois températures).fichiers / ftp_upload / 54390 / 54390fig5large.jpg "target =" _ blank "> S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

Une autre observation intéressante avec de l' huile de colza est représentée sur la figure 6, qui montre les profils de température du réacteur pendant le fonctionnement. Avant l'injection d'huile, le réacteur est à une température nominale de 530 ° C. Après l'injection, la température du réacteur descend (à cause du chauffage, la vaporisation et le craquage de l'huile), atteignant un minimum (la consommation de chaleur est en équilibre avec l'apport du système de contrôle une fois que la température descend à une certaine limite de chaleur) et une hausse vers la température initiale. A ce titre, on peut utiliser la température minimale en tant que mesure de la chaleur nécessaire pour le processus global. Pour une charge donnée, la température minimale dépend de la quantité d'huile injectée ou le rapport C / O étant donné que le poids du catalyseur reste constante. Comme rapport C / S augmente, la baisse la température decreases depuis moins d'huile est injectée. En comparant les deux alimentations, le mélange présente systématiquement une goutte plus petite d'environ 1,5 ° C à un rapport E / S C donnée en raison de la libération de chaleur de la réaction exothermique H 2 (g) + ½ O 2 (g) → H 2 O ( g) (-241,8 kJ / mol à 25 ° C) 21. Des phénomènes similaires ont également été observées dans les deux autres températures de réaction.

Figure 6
Figure 6: La température du réacteur descend avant et après injection de la charge à 530 ° C (nominal) Code de couleur - noir pour l' huile de base, de rose pour mélange;. lignes fines - avant l'injection d'alimentation; lignes épaisses -. après l' injection d'alimentation S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

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Discussion

Le protocole décrit ici utilise un fonctionnement cyclique d'un réacteur unique contenant un mélange de particules de catalyseur fluidisées pour simuler l'huile d'alimentation de craquage et de régénération du catalyseur. L'huile à craquer est préchauffée et alimentée par le haut à travers un tube d'injecteur à son extrémité proche du fond du lit fluidisé. La vapeur générée après le craquage catalytique est condensé et recueilli dans un récepteur, et le produit liquide récupéré est ensuite analysé pour la distillation simulée pour déterminer les rendements des fractions de différentes plages d'ébullition. Le produit gazeux non condensable est envoyé à un chromatographe en phase gazeuse en ligne pour l'analyse afin de déterminer les rendements de gaz sec et de gaz de pétrole liquéfié. Le volume de gaz produit est mesurée par la méthode de déplacement d'eau. Après catalyseur approprié temps de décapage, le coke déposé sur le catalyseur est déterminée in situ par la combustion du catalyseur activé dans l' air à des températures élevées (typiquement supérieure à 700 ° C).Les niveaux de CO 2 sont mesurées quantitativement par l' intermédiaire d' une cellule IR et sont converties en rendement en coke. Toute eau formée est récupérée et déterminée par titrage Karl Fischer. La récupération totale (bilan massique) de l'alimentation doit être comprise entre 96 à 102% avant la normalisation de chaque rendement du produit.

Un avantage de ce procédé est l'utilisation de la séquence automatisée effectuée par le LTU au cours du processus réactionnel. Après avoir lancé la séquence de test à l'étape 3.2.2, le système commence par l'amorçage du système au cours de laquelle le LTU utilise les conditions prédéfinies programmées avant la course. Si l'on a passé le catalyseur restant dans le réacteur de la série précédente, il est déchargé dans le récipient de déchets, et un catalyseur frais provenant de la trémie spécifiée est chargé dans le réacteur. Le système attend alors une longueur de temps suffisante pour permettre à la température du réacteur, la conduite d'alimentation, la seringue et la bouteille d'alimentation pour se stabiliser à moins de 5 ° C à leurs points de consigne. La seringue est alors fiLLED à une vitesse d'alimentation de 1,2 g / minute pendant 20 secondes ( ce qui correspond à deux fois de décantation), ainsi que le temps d'injection, et la ligne de produit est purgé avec N2. Le système attend ensuite à nouveau, jusqu'à ce que le réacteur des températures internes et la peau sont à moins de 2 ° C de leurs points de consigne et la température du liquide de refroidissement est à moins de 3 ° C de son point de consigne. Enfin, N 2 flux à l'analyseur de gaz IR est démarré et le système enregistre la masse initiale sur l'échelle utilisée pour peser l' eau déplacée et la pression du gaz produit initial (qui devrait être égal à zéro).

Après amorçage, la pompe seringue est mis en mouvement et l'alimentation est d'abord dévié vers la bouteille d'alimentation pendant 10 secondes (la première fois de décantation) suivie d'une injection d'alimentation dans le réacteur pendant un temps prédéterminé après le passage de retour de la valve à trois voies avant la pompe à seringue. À la fin de l'injection, l'alimentation est déviée à nouveau à la bouteille d'alimentation pour un autre 10 sec (deuxième temps de décantation). A la fin de l'injection de la charge, le comptage commencepour les deux temps de bande liquide et le temps de la bande de catalyseur. L'ancien est choisi comme 7 (liquide bande multiplicateur) fois le temps d'injection d'alimentation tandis que le second est égal au temps de bande liquide moins de 10 secondes avec un maximum de 360 ​​sec. Les flux de produits sont envoyés vers la cuve de collecte de gaz à travers les récepteurs de liquide lorsque les produits à haut point d'ébullition est condensé.

La régénération du catalyseur commence avec des commutateurs de soupape à la fin du cycle d'extraction de catalyseur. Le flux d'air commence et la température du réacteur est portée à ~ 715 ° C. La concentration en CO 2 est surveillée en permanence par l'analyseur de gaz infrarouge jusqu'à ce qu'elle soit inférieure à 0,3%. L'air est désactivé et le débit de N 2 dans le réacteur est rétablie à la fin de la régénération. La lecture de l'échelle (masse d'eau déplacée) est enregistrée en même temps que la pression et la température du gaz dans le récipient collecteur suivi d'un mélange de gaz et de chauffage (à ~ 30 ° C). A ce stade, le récepteur de liquide pour la course peut être enlevé manuellement à partir dusystème de manipulation ultérieure si désiré. La ligne entre le récipient collecteur et le GC est purgé avec du gaz produit, et la boucle est remplie pour l'analyse par GC ultérieure. Refroidir le réacteur jusqu'à ce que les températures de la peau sont de 50 ° C en dessous de leurs points de consigne de réaction et enregistrer toutes les données pour la course terminée. Remettez l'unité à la première étape de la séquence d'essai pour un nouveau terme, ou de décharger le catalyseur usé dans le récipient de déchets si elle est la dernière exécution.

Le protocole établi est un succès dans la production de carburants de transport de l'huile de canola dans un mélange. Bilans matières bons (recouvrements de masse) sont obtenus dans cette étude avec une moyenne de 99,35% et un écart type de 0,31% à partir de 18 pistes LTU (tableau 2). Les conversions et les rendements des courses en double à 11,25 C rapport d'E / S pour chaque aliment à une température donnée sont tout à fait reproductible (tableau 2). Plusieurs phénomènes typiques de la FCC et les caractéristiques de craquage souvent rapportés dans Litepérature ont également été observées dans cette étude: (1) l' empoisonnement du catalyseur par alimentation azote basique 22-24, particulièrement prononcée pour HGO à basse température (490 ° C dans ce travail). L'effet peut être réduit à des températures plus élevées ou des rapports C / S; (2) Disponibilité ou épuisement des composants craquables dans l'alimentation et le produit liquide. Ceux dans l'alimentation sont généralement appelés «précurseurs de l' essence", définie comme la somme des acides gras saturés et monoaromatiques 20,25-28; (3) L'accessibilité des sites acides du catalyseur à des molécules; Par exemple, la décomposition incomplète des molécules de triglycérides volumineux à 490 ° C , tandis que les acides gras linéaires brisés peut facilement pénétrer les pores du catalyseur et être craqués 6; (4) L' oligomérisation d'oléfines , 29 à partir d' acides gras pour former des aromatiques et du coke; (5) isomérisation du squelette de préférence des oléfines pour former des composés ramifiés 23,29.

Le protocole est en grande partie basé sur le mode d'emploi LTU. les procéduresdans le manuel doivent être strictement suivies, sauf indication contraire. Les étapes critiques au sein du protocole comprennent la préparation du catalyseur d'équilibre (doit être en taille et sans coke); Préparation de réacteur (en utilisant une ligne d'alimentation qui fournit une hauteur constante de l'injecteur, soit 1,125 ou 2,125 pouce); CO 2 étalonnage de l' analyseur; préparation de la seringue (étalonnage du débit d'alimentation) et le récepteur de produit liquide (pesage long récepteur de liquide dans un environnement sans courant, le maintien de la température du liquide de refroidissement en ° -12 à -15 gamme de C); test de pression du système (pour assurer un environnement exempt de fuites); choix de convenable temps de bande de catalyseur et bande multiplicateur liquide; analyse des gaz (analyse des gaz de raffinerie) et produit liquide (distillation simulée par ASTM D2887 18); missions de poids moléculaire 86 (contre 89 à partir de la norme ASTM D7964-14 30) pour C 5 + forfaitaire non résolue, et carbone-coke facteur 1,0695 (contre 1.083 à partir de la norme ASTM D7964, qui suppose que l' une mole d'hydrogène est associé with une mole de carbone dans le coke).

Une modification du protocole qui diffère de la commande manuelle LTU et ASTM D7964-14 30 est que , dans la dernière étape de pesage du réservoir de liquide, le bouchon est rapidement retiré et replacé dans le récepteur pour égaliser la pression avant la pesée. Ceci permet la libération d' un excès de N 2, ce qui est piégé à la température du liquide de refroidissement. Cependant, il peut également prendre le risque de perdre un peu de produit gazeux. Théoriquement, cette étape peut réduire le bilan de masse par 2,71% en masse pour une course à un rapport C / O de 10 dans notre étude, en supposant que 149 ml de N 2 dans le réservoir de liquide est piégé et l' expansion de -15 à 25 ° C à 93,5 kPa (701 mmHg) de la pression atmosphérique. Le résultat est en accord avec les valeurs expérimentales (par rapport à la diminution de bilan de masse par 3.10 et 3.22% en masse pour des courses au rapport C / S de 10).

Ce protocole a également été étendue aux mélanges contenant 50 et 100 v% d'huile de canola dansHGO. La concentration élevée d'huile de colza semble être nocif pour le système, ce qui nécessite des changements plus fréquents de l'injecteur que la normale, en particulier lorsque l'huile de canola pure est fissuré. A de faibles concentrations telles que celle présentée dans la présente étude, l'encrassement ne se produit pas.

En outre, la LTU ne peut pas être appliqué à la biomasse huile de pyrolyse contenant de l'eau émulsionnée, qui peut s'évaporer à des températures élevées pendant des périodes prolongées. Dans ce cas, une unité de test de remplacement 31 avec une seringue gratuite mais attachable pour fournir l'alimentation est une option 12. En outre, la LTU ne peut pas déterminer le rendement en H 2 S quantitativement en raison de la méthode de déplacement d'eau utilisée pour la collecte des produits gazeux dont l' H 2 S est partiellement dissous dans l' eau. L'unité de test alternatif modifié pour accueillir un gazomètre composé de deux chambres à gaz (avec pistons à l' intérieur) en série a été jugée satisfaisante pour cette application 22,23.

31. Ladite unité de test alternatif est largement utilisé pour caractériser les performances des catalyseurs FCC en raison de sa relative simplicité, la flexibilité, la polyvalence, et à faible coût. Au fil des ans, la méthode d'essai en cause a été élargi pour fournir des informations supplémentaires telles que des sélectivités de produits et qualités, et la variable d' exploitation et les effets des matières premières 32. Avec précaution adéquate dansinterpretation, les résultats des tests peuvent être utilisés pour évaluer la performance commerciale des plantes 33.

Notez que les lacunes opérationnelles ci-dessus en utilisant la LTU se rapportent à notre modèle particulier existant. Comme la technologie évolue, de nouveaux produits peuvent surmonter les problèmes évoqués ci-dessus.

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Disclosures

Les auteurs déclarent qu'ils ont aucun intérêt financier concurrents.

Acknowledgments

Les auteurs tiennent à remercier le laboratoire d'analyse du Centre de technologie CanmetÉNERGIE pour son appui technique et Suncor Energy Inc. pour fournir le pétrole brut synthétique. Un financement partiel pour cette étude a été fourni par Ressources naturelles Canada et le gouvernement du programme interministériel du Canada de recherche sur l'énergie et le développement (PERD) avec l'ID de projet A22.015. Yi Zhang aimerait remercier Conseil de recherches en génie (CRSNG) du Canada Visiting Fellowship de Janvier ici à 2015 à Janvier 2016 ses sciences naturelles et.

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 

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References

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Ng, S. H., Shi, Y., Heshka, N. E., Zhang, Y., Little, E. Laboratory Production of Biofuels and Biochemicals from a Rapeseed Oil through Catalytic Cracking Conversion. J. Vis. Exp. (115), e54390, doi:10.3791/54390 (2016).

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