Waiting
Login processing...

Trial ends in Request Full Access Tell Your Colleague About Jove
JoVE Journal Chemistry
Click here for the English version

Chemistry

Лаборатория производства биотоплива и биопрепаратов из рапсового масла через каталитического крекинга конверсии

Published: September 2, 2016 doi: 10.3791/54390
Automatic Translation
1, 1, 1, 1, 1
1CanmetENERGY, Natural Resources Canada

Summary

В данной работе представлен экспериментальный метод для производства биотоплива и биохимикаты из рапсового масла, смешанного с ископаемым на основе сырья в присутствии катализатора, при умеренных температурах. Газообразные, жидкие и твердые продукты из реакционной единицы количественно и охарактеризованы. конверсионные выходы и индивидуальный продукт рассчитывается и сообщается.

Introduction

Существует сильная глобальный интерес как в частном и государственном секторах, чтобы найти эффективные и экономические средства для производства транспортного топлива из биомассы, полученных исходных материалов. Этот интерес обусловлен общей озабоченности по поводу существенного вклада сжигания ископаемого топлива нефти в парниковых газов (ПГ) и связанного с ним вклад в глобальное потепление. Кроме того, есть сильная политическая воля в Северной Америке и Европе, чтобы вытеснить иностранного производства нефти с возобновляемыми внутренних жидкого топлива. В 2008 году биотопливо предусмотрено 1,8% от мировых транспортных топлив 1. Во многих развитых странах, требуется , чтобы заменить биотоплив от 6% до 10% нефтяного топлива в ближайшем будущем 2. В Канаде, правила требуют , среднее содержание возобновляемого топлива в размере 5% в бензине С декабря 15, 2010 г. 3. Директива по возобновляемым источникам энергии (RED) в Европе также имеет мандат 10% целевой возобновляемой энергии для Европейского Союза транспорт сектор к 2020 году 4.

Задача состояла в том, чтобы разработать и продемонстрировать жизнеспособные пути для производства взаимозаменяемых транспортного топлива из биомассы. Биологические источники включают триглицерида на основе биомассы, таких как растительные масла и животных жиров, а также отходы растительное масло и целлюлозной биомассы, таких как древесные стружки, отходов лесной промышленности и в сельском хозяйстве остатков. За последние два десятилетия исследования были сосредоточены на оценке биомассы , полученных переработки нефти с использованием обычного каталитический крекинг (FCC) 5 - 12, технологию отвечает за производство большую часть бензина в нефтеперерабатывающем заводе. Наш новый подход в данном исследовании, заключается в совместном процессе рапсовое масло, смешанное с нефтеносных песков битумной полученного сырья. Обычно, битум должен быть повышен до переработки, производства НПЗ сырья, такие как синтетическую сырую нефть (SCO) -это маршрут обработки особенно энергоемким, что составляет 68-78% от выбросов парниковых газов emissiДополнения от производства ШОС 13 и в 2011 году, что составляет 2,6% от общего объема выбросов парниковых газов в Канаде 14. Замена части модернизированного HGO с biofeed приведет к сокращению выбросов парниковых газов, поскольку производство биотоплива включает в себя гораздо меньше выбросов углекислого газа. Рапсовое масло выбрано в этой работе, потому что это в изобилии в Канаде и США. Этот исходный материал обладает плотностью и вязкостью, аналогичные HGOs в то время как содержание серы, азота и металлов, которые могут повлиять на результаты FCC или качество продукта незначительны. Кроме того, этот вариант совместной переработки предлагает значительные технологические и экономические преимущества, поскольку это позволило бы использование существующей инфраструктуры нефтеперерабатывающих заводов и, следовательно, потребует немного дополнительного оборудования или модификации НПЗ. Кроме того, могут возникнуть потенциал синергии, которые могли бы привести к повышению качества продукции при совместной обработке высоким содержанием ароматических битумной корма с его аналог биомассы с прямой цепью. Тем не менее, совместная обработкавлечет за собой важные технические проблемы. К ним относятся уникальные физические и химические характеристики био-кормов: высокое содержание кислорода, парафиновых-богатому составу, совместимости с нефтяного сырья, засорение потенциал, и т.д.

Это исследование дает подробный протокол для производства биотоплива в лабораторном масштабе из масла канолы с помощью каталитического крекинга. Полностью автоматизированная система реакция - идет речь в этой работе в качестве лабораторной испытательной установки (LTU) 15 - используется для этой работы Рисунок 1 показывает схематически , как это устройство работает.. Этот LTU стал промышленным стандартом для лабораторных исследований FCC. Цель данного исследования заключается в проверке пригодности LTU для крекинга рапсовое масло для производства топлива и химических веществ, с целью снижения выбросов парниковых газов.

Рисунок 1
Рисунок 1: Концептуальная Illustratioп реактора. Рисунок , показывающий линии потока катализатора, корма, продуктов и разбавителя. Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

Subscription Required. Please recommend JoVE to your librarian.

Protocol

Внимание: Пожалуйста, обратитесь все соответствующие паспорта безопасности материала (MSDS) перед использованием материалов. Работа с образцами сырой нефти должно быть сделано только при ношении надлежащего средства индивидуальной защиты (защитные очки, перчатки, брюки, закрытые носок обуви, лабораторный халат), а также открытия, передачи и обработки сырых образцов должно происходить в вентилируемом fumehood. Подогретые углеводороды могут быть воспламеняется в воздухе, и реакционная система должна быть тщательно проверен на утечку перед использованием смеси сырой нефти. Реактор может достигать температуры до 750 ° C, а также защитные перчатки при высокой температуре следует использовать при работе вблизи горячих поверхностей.

1. Общие соображения

  1. Для того, чтобы наилучшим образом использовать автоматизированную реакционного блока, который может завершить шесть трасс подряд в течение ~ 8 часов, выбрать постоянную скорость подачи 1,2 г / мин. Это устанавливает среднечасовая скорость подачи (WHSV) до 8 ч -1 через соотношение ССПС = 60 / [(C / O) × T] = 60 × (O / T) / C , где T является Feе изд время доставки в течение нескольких минут и C и O являются массы катализатора и подачи, соответственно, в граммах. Изменяя время впрыска подачи, набор отношений масс катализатор / масло 4, 6, 8, 10 и 11.25 (x2) была достигнута для каждой температуры реакции, чтобы достичь широкого спектра преобразования.

2. сырьевая и Приготовление катализатора

  1. Получить HGO отгонкой C фракцию -343 ° (прядением полоса) из синтетической сырой нефти (ШОС).
  2. Закупка съедобные класса рапсовое масло из местного магазина продуктов питания, а также использовать без дальнейшей обработки.
  3. Приготовьте 15 v% смеси с канолы путем смешивания 79.645 г HGO (0,9370 г / мл плотности) с 13.7535 г масла канолы (0.9169 г / мл плотности).
  4. Экран равновесного катализатора с использованием 60 Тайлера сито меш (отверстие 250 мкм), за которым следует второй скрининг с 400 Тайлер меш сито (отверстие 38 мкм) а.
  5. Прокалить на размеру частиц (38-250 мкм) при 600 ° С в течение 4 ч, а затем загрузить их в тон шесть бункеров автоматизированной реакционного блока.

3. Методика испытаний

  1. система подготовки
    1. Программа подготовки
      1. Используя программное обеспечение, которое управляет реакционный блок, открыть окно для условий выполнения.
      2. Тип в идентификаций сырья и катализатора, барометрического давления, время впрыска, и заданная температура точки для системы подачи, реактор, линейки продуктов, охлаждающей жидкости и СО катализатора на каждой стадии периода выполнения ,
    2. Приготовление катализатора
      1. Для получения каждого катализатора стеклянного бункера над процессом трубки, снимите крышку и снимает 9 г прокаленного на-размера катализатора в бункер. Приложить уплотнительное кольцо в верхней части бункера и снова зажимают его крышку.
    3. Калибровка скорости подачи
      1. Установить топливопровод насос для доставки корма с постоянной скоростью впрыска корма (1,2 г / мин) для всех прогонов крекинг.
      2. Отключите О.И.л линия подачи ниже клапана продувки (КВ-114) 16 и прикрепить короткую временную трубку к нижней части клапана для подачи масла в тарированный стакан.
      3. Предварительный нагрев сырья до 85 ° С для того, чтобы HgO-смесь легко течь в и из шприца и вдоль линии подачи.
      4. Установите время впрыска для калибровки насоса на ту же величину, что и для первого запуска в серии (настройка по умолчанию).
      5. TARE мензурку, и поместить его на выходе короткого временного трубопровода. Запуск предустановки "PUMPCAL" пользовательскую программу 17 в реакционный блок программного обеспечения.
      6. После того, как PUMPCAL программа будет завершена, удалить и взвесить стакан, содержащий канал. Разделить массу корма, доставленного в химическом стакане времени впрыска, чтобы получить скорость подачи.
      7. Отрегулируйте скорость работы насоса до выше или ниже (с использованием трехзначного диск на насосе) и повторите шаги 3.1.3.5 до 3.1.3.6 до желаемой скорости подачи не достигается.
      8. Удалитькороткая временная труба и повторно подключить линию подачи.
    4. Калибровка ГХ для газового анализа
      Примечание: Этот шаг необходим, если ГХ для анализа газов оказывается из калибровки, которые могут быть установлены из справочных проверок, анализ тенденций данных и материального баланса. Опыт показывает, что калибровка ГХ можно полагаться в течение длительного периода времени.
      1. Подключите цилиндр коммерческого стандарта многокомпонентный газ нефтепереработки с ручным клапаном (HV-190) 16.
      2. Загрузить метод в программном обеспечении GC, который способен элюирования и разделения всех пиков в стандарте газ нефтепереработки. Используйте параметры для метода ГХ в таблице 1.
      3. С помощью программного обеспечения GC, выполнить анализ перспективе стандарта НПЗ газа.
      4. Откройте хроматограмму стандарта газ нефтепереработки и интегрировать пики на хроматограмме.
      5. Определение пиков на хроматограмме, гарантируя, что все компоненты в CALIBРацион газа найдены. Удалите все пики, которые присутствуют, но не могут быть отнесены к компонентам в стандарте.
      6. На основе диапазонов удержания времени, глыбы и раздели соединений , элюированных после того, как C 5 в C 6 + 1, C 6 + 2, C 6 + 3, и С 6 + 4 групп. Для этого метода комочков пентена - изомеров в одну С 5 олефин группу.
      7. С помощью программного обеспечения GC, присваивать значения концентрации для каждого интегрированного пика от стандартного газа, под функцией калибровки.
      8. Сохранить калибровки в файл метода для использования с целью определения концентрации пиков в последующих тестах. Отключите стандарт коммерческого газа.
    5. Калибровка анализатора CO 2
      1. Через реакционный блок программного обеспечения, переключить клапан (KV-170) 16 в положение , которое дает нулевой газ (азот) , чтобы течь в ИК - анализатора газа. Отрегулируйте поток поворотом ручки в сочетании с управления потоком ВалуВе (FCV-107) 16, если это необходимо, чтобы получить около 250 SCCM на индикаторе (FI-107) 16 потока.
      2. Нулевая анализатор с помощью регулировочного винта нуля на передней панели анализатора с помощью плоской отвертки.
      3. Переключите ручной клапан (HV-107) 16 для подачи СО 2 (19,8 моль%) стандартного газа в анализатор. Отрегулировать ручной клапан (MV-107) 16 с получением потока приблизительно 250 кубических сантиметров в минуту на индикаторе потока (FI-107).
      4. Настройка показаний анализатора, чтобы соответствовать концентрации (19,8 моль%) стандартного калибровочного газа, используя SPAN винт на передней панели.
      5. Отключите калибровочный газ и вернуть ручной клапан (HV-107) в положение RUN.
    6. Приготовление жидкого продукта Receiver
      Примечание: Каждый приемник состоит из конденсатора и ампулу GC, подключенный к нижней части конденсатора коротким куском силиконовой трубки.
      1. Последовательно назначать номера в Кондеnsers и GC флаконах.
      2. Поместите маленький штекер стекловаты внутри верхней части каждого приемника на выходе рычага , как показано на рисунке 2.
      3. Держите приемник вертикально с некоторой поддержкой в ​​химическом стакане или колбе подходящего размера. Взвешивание каждого приемника в аналитических весах верхнее окно которого покрыта кубическим пластиковым щитом , чтобы обеспечить проект свободной среды (рисунок 3).
      4. Запись сухой массы (W) до подготовленного приемника совместно с мечеными пробками.
      5. Установите и подключите приемник к навеска продуктовой линейки (Рисунок 4).
    7. Подготовка реактора
      1. Установить линию подачи масла в реакторе с длиной, что позволяет 1,125 дюйма инжектора высотой.
      2. Поместите фильтр на выходе из реактора, чтобы предотвратить любой катализатор, попадание пыли в линию продуктов, замена фильтра после 50-100 прогонов.
      3. Выполните проверку давления на реакторной системы бу запуска программы PTEST1 17 после калибровки подачи насоса и установки приемников. Закройте газовый вентиль и давление в системе реактора с 150 мм ртутного столба, азота, с последующим выделением системы.
      4. Обратите внимание давление чтение в течение нескольких минут, чтобы обеспечить падение давления не более 0,4 мм рт.ст. в минуту, указывающие, что никаких утечек нет. Если наблюдается падение давления больше, чем на 0,4 мм рт.ст. в минуту, выполнить тест на герметичность в соответствии с инструкциями изготовителя, и устранить утечки соответственно.
Образец на входе T 90 ° C Сообщение Давление запуска 30 фунтов на квадратный дюйм
Инжектор T 90 ° C уравновешивания давления 10 сек
время работы 300 сек Детекторы Теплопроводность
давление на колонке 30 фунтов на квадратный дюйм Скорость сбора данных 50 Гц
канал A канал B канал C канал D
Предварительно колонка ГРАФИК-U; 30 мкм × 320 мкм × 3 м ГРАФИК-Q; 10 мкм × 320 мкм × 1 м Оксид алюминия; 3 мкм × 320 мкм × 1 м -
колонка Molsieve; 12 мкм × 320 мкм × 10 м ГРАФИК-U; 30 мкм × 320 мкм × 8 м Оксид алюминия; 8 мкм × 320 мкм × 10 м OV1; 2 мкм × 150 мкм × 10 м
газ - носитель аргон гелий гелий гелий
режим Впускной Обратная продувка Обратная продувка Обратная продувка Фиксированный объем
Колонка T 100 ° С 90 ° C 130 ° С 90 ° C
время впрыска 30 мс 120 мс 0 мс 100 мс
время обратной промывкой 12,5 сек 5,0 сек 5,5 сек -

Таблица 1: GC параметры метода для анализа газа , добываемого на LTU.

фигура 2
Рисунок 2: колба крепление к конденсатору. Фотографии с указанием местоположения стекловаты пробки и крепление ГХ флакона в конденсатор с силиконовой трубки. Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

Рисунок 3
Рисунок 3:.. Взвешивание приемника продукта Пластиковая крышка для весов взвешивать длинный жидкостной ресивер продукта, который может выпасть из верхнего окна Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

Рисунок 4
Рис . 4: Жидкость крепления приемника Фотография показывает крепление жидких приемников линейки продуктов.Объявление / 54390 / 54390fig4large.jpg "целевых =" _blank "> Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

  1. Работа системы в автоматическом режиме
    1. На экране настройки LTU, введите соответствующую информацию для эксперимента: запустить номер, название корма, идентификации катализатора, атмосферного давления, установленных точек для кожи и внутренних температур в реакторе как для крекинга и регенерации катализатора и времени впрыска масла. Пропустите этот шаг, если полная информация была включена в разделе 3.1.1.
    2. Установите систему в режим запуска, нажав на кнопку "RUN" на экране технологического процесса. Это инициирует тестовую последовательность 17, которая включает в себя действия , описанные в автоматическом режиме , который будет описан в обсуждении.
  2. Non-Авто Операционная система Режим
    1. С помощью компьютера, подключенного к ГХ, интегрировать пики и обрабатывать данные с использованием калибровки установленной. Входные окончательные GC данные в программу LTU через компьютер LTU.
  3. После запуска операции
    1. Определение массы жидкого продукта
      1. После снятия зажима, наклоняя приемник и собирать любые капли жидкости продукта на скошенный наконечник металла ниже продукта клапана.
      2. Немедленно запечатать приемник с мечеными резиновыми пробками и осторожно удалите его из ванны. Смывать этиленгликоль из ванны с холодной водой и высушить снаружи бумажным полотенцем.
      3. Поместите ресивер жидкости устройство на полке при комнатной температуре в течение 20 мин, что позволяет любому замороженный продукт оттаивать и разряжаться в ампулу GC в нижней части приемника.
      4. Собирают задержка жидкости вокруг металлического шарнира для приемника с тарированный ватным тампоном. Определяют массу задержка жидкости (W) тампона и записи.
      5. Откройте ресивер жидкости продукта в атмосферу в вентилируемом вытяжном шкафу для выравнивания давления на мгновение снимая пробку на верхнем выходе приемника.
      6. Положилстопор обратно и получить массу приемника (W после). Извлеките GC ампулу из конденсатора. Колпачок и хранить пробы продукта в холодильнике при температуре 4 ° С для последующего анализа.
      7. Если капелька воды появляется на GC флаконе нижней части, как и в случае трещин масло канолы, используют чистый шприц для передачи столько воды, свободной от нефтепродукта в другую пробирку, как это возможно, и довершение немедленно.
      8. Промыть внутренние стенки конденсатора приемника тщательно с небольшим качеством метанола и собрать все промывки метанолом в оригинальный GC флакон, содержащий капли воды. Пробирки закрывают крышками и получить массу жидкости внутри для использования в определении воды.
    2. Анализ жидкого продукта для имитированной дистилляции
      1. Используя стандартный метод испытания ASTM D2887 18, определяют массовый процент воды , свободной от жидкого продукта , кипящих в диапазоне бензина (IBP-221 ° C), легкий газойль (LCO, 221-343 ° C), и ч тяжел ых цикла масла (HCO, 343 ° C-FBP).
    3. Анализ воды продукта
      1. С помощью стандартного метода испытаний ASTM D4377 19, определяют содержание воды (W H2O) смывки метанола в сочетании с каплей воды во флаконе.
  4. вычисления
    1. Масса газообразного продукта
      1. Рассчитать общий объем газообразного продукта через объем вытесненной воды в соответствии с формулой:

        Equation1

        где V газ объем (мл) собранных в стандартных условиях (0 К и 101,3 кПа) газа, V вода объем (мл) вытесненной воды во время испытания, Т температура газа (° C) и P представляет собой давление газа ( кПа).
      2. Вычислить массу каждого компонента газа с использованием:

        JPG "/>

        где W я есть масса (г) I - го газообразного продукта, N я это мол% от I - го компонента в газе, и М я является молекулярный вес I - го газообразного продукта. Молекулярная масса С 5 + неразрешенной комка предполагается 86.
      3. Вычислить общую массу газообразного продукта в виде:

        Equation3

        где W газ общая масса газообразного продукта, и W я есть масса I - го газообразного продукта, рассчитанного в 3.5.1.2.
    2. Масса жидкого продукта
      1. Вычислить общую массу жидкого продукта с:

        W жидк = W после - W + W Перед тампоном

        где W жидк является масса (г) жидкого продукта, после того, как W является масса (г)жидкого приемника продукта после реакции, W перед масса (г) жидкого продукта приемника перед реакцией, и W мазок масса (г) задержка жидкости , собранной на ватный тампон.
    3. Масса кока-колы
      1. Вычислить общую массу кокса, полученного из LTU с использованием:

        W = W кокс углерода × 1.0695

        где W кокс масса (г) кокса, W углерода масса (г) углерода, и 1,0695 является фактором углерод-кокса.
    4. Массовый баланс (восстановление)
      1. Расчет баланса массы с помощью

        R = (W газ + W + W жидк кокса) ÷ W корма × 100

        где R является восстановление (% по массе корма) и W подача массы (г) подачи масла. R должно быть в диапазоне от 96 до 102%. Если нет, то отвергают испытание, как неудовлетворительное.
    5. Ненормированной Урожайность и преобразования
      Примечание: Вычислить каждый выход продукта (% по массе корма) по формулам, приведенным ниже.
      1. Рассчитать сухого газа (Н 2 -С 2 'S, CO и CO 2)

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

        где Y DG является ненормализованное выход (% по массе корма) сухого газа, W Н2 масса (г) H 2, W С1 масса (г) С 1 газа (метана), W С2 масса (г) газа с 2 (этана и этилена), Вт СО масса (г) СО и СО2 Вт масса (г) СО 2. Обратите внимание , что поправка на незначительное количество CO 2 , растворенного в воде , нет необходимости.
      2. Рассчитать сжиженного нефтяного газа (LPG)

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

        где Y сжиженного нефтяного газа является ненормализованное выход (% по массе корма) продукта LPG, Вт С3 масса (г) газа С 3 ​​(пропан и пропилен), и W С4 масса (г) газа С 4 (бутанов и бутенов в том числе 1,3-бутадиен).
      3. Рассчитать Бензин

        Y GLN = [X GLN × (W жидк - W H2O - W тампон) + W C5 +] ÷ W подача × 100

        где Y GLN является ненормализованное выход (% по массе корма) бензина, Х глутамином (полученный путем имитированной дистилляции) является массовая доля бензина в безводной жидкого продукта, Вт Н2О масса (г) воды в жидком продукте, если любой, и W С5 + является масса (г) с 5 + продукта в газовой фазе (неразрешенный с 6 </ суб> плюс C 6 + единовременная).
      4. Рассчитать Light Cycle Oil (LCO)

        Y LCO = [X LCO × (W жидк - W H2O - W тампон)] ÷ подача W × 100

        где Y LCO является ненормализованное выход (% по массе корма) от LCO продукта и X LCO (полученного имитированной дистилляции) является массовая доля LCO в воде , свободной от жидкого продукта.
      5. Рассчитать Heavy Cycle Oil (HCO)

        Y HCO = [X HCO × (W жидк - W H2O - W тампон) + W тампон] подача ÷ W × 100

        где Y HCO является ненормализованное выход (% по массе корма) из HCO и X HCO (полученный моделируемой дистилляции) является массовая доля HCO в безводной жидкого продукта.
      6. Рассчитать кока-колы

        Y кокс = W подача ÷ W × 100

        где Y кокс ненормализованное выход (% по массе корма) кокса.
      7. Вычислить воды

        Y H2O = W H2O ÷ W подача × 100

        где Y Н2О ненормализованное выход (% по массе корма) воды.
      8. Расчет преобразования

        CON unnorm = 100 - Y LCO - Y HCO

        где CON unnorm является ненормализованное конверсия (% по массе корма).
    6. Нормированные Урожайность и преобразования

      Y 0 я = Y я ÷ R × 100

      где Y 0 я нормализуется выход (% по массе корма) из I - го продукта.

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

      где CON норма нормализуется конверсии (% по массе корма).

Subscription Required. Please recommend JoVE to your librarian.

Representative Results

Установленный протокол был успешно применен к масляной смеси 15:85 отношение объема (т.е. 14,73: 85,27 массовом соотношении) между рапсовым маслом и SCO-производного HGO 20. По практическим причинам (стоимость, наличие масла канолы, а также возможные проблемы в коммерческой эксплуатации), исследование было сосредоточено на сырье, содержащем 15% v добавление масла канолы, хотя каналы с более высокими концентрациями также пытались. Смесь каталитическому крекингу при 490-530 ° С и 8,0 ч -1 WHSV с изменением соотношения катализатор / нефть (в последовательности 11,25, 10, 8, 6, 4, и 11,25). Для сравнения, базовое масло (чистый HGO) был также трещины при тех же самых условиях. В таблице 2 приведены данные конверсии и выход , которые были подробно обсуждены ранее 20. В крекинг смеси, при условии, что нет помех между двумя компонентами, очевидные выходы предоставлены каждый из них может быть вычисленаарифметически. Таблица 2 демонстрирует качественно , что после взлома, то масло канолы в смеси существенно способствует повышению урожайности биотоплива (например, бензин и дизельное топливо) и биохимикатов (например, пропан, пропилен, I-бутана и бутилена в СНГ). Следуя выше предположения, отрицательные расчетные выходы HCO предоставлены рапсовое масло (15% v в смеси) на самом деле являются результатом интерференции между двумя компонентами во время трещин 20.

<TD> 3,35 <TD> 0,00 <TD> 0,59
Фактический ресурс базового масла (HgO)
Температура, ° С 490 510 530
Catalyst-к-нефти, г / г 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
Конверсия,% по массе 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
Восстановление,% по массе 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
Урожайность,% по массе:
сухой газ 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
бензин 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
ВСЕГО 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Фактические Урожайность смесей (15% против масло канолы в HGO)
Температура, ° С 490 510 530
Catalyst-к-нефти, г / г 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
Конверсия,% по массе 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
Восстановление,% по массе 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
Урожайность,% по массе:
сухой газ 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
бензин 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
коксовый 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
ВСЕГО 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Рассчитанные объемы вылова (% по массе) Предоставил 85 v% (85,27% по массе) HGO в смеси
сухой газ 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
бензин 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
коксовый 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
Всего 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
Рассчитанные объемы вылова (% по массе) Предоставил 15 v% (14,73% по массе) Рапсовое масло в смеси
сухой газ 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
бензин 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
коксовый 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
Всего 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
Восстановление,% по массе
Среднее значение 99.35
Стандартное отклонение 0,31

Таблица 2: FCC характеристики базового масла и смеси и очевидные преобразования и выход продукта компонентов в смеси.ble_2_Final.xlsx "> Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы загрузить эту таблицу в виде таблицы Microsoft Excel.

Присутствие воды и CO плюс CO 2 (входит в комплект сухого газа) в качестве продуктов крекинга из смеси , но не из HGO в одиночку (таблица 2) является прямым свидетельством того, что рапсовое масло в смеси участвует в реакциях. Вода производится путем сочетания водорода и кислорода и СО и СО 2 освобождаются от декарбонилирования и декарбоксилирование жирных кислот в масле канолы, соответственно.

Другие доказательства взлома масла канолы в смеси представлена ​​на рисунке 5, который показывает влияние параметров процесса на Н 2 и СО выходами. Наблюдения показывают, что все выходы не очень чувствительны к изменениям соотношения C / O для питания при данной температуре. Тем не менее, для подачи при заданном соотношении C / O, как H 2 и CO yiel DS увеличивается с ростом температуры, что является движущей силой для взлома (Примечание: Нет CO от HGO при любой температуре). Сравнение двух каналов, смесь дает более высокие урожаи , но меньшие CO 2 H урожаи , чем базовое масло на той же степени тяжести с точки зрения соотношения C / O и температуры. Последнее наблюдение обусловлено образованием воды из водорода и кислорода во время крекинга смеси.

Рисунок 5
Рисунок 5: Вариации H 2 и CO выходы с параметрами процесса Цветовой код-черный для 490 ° C, розовый для 510 ° C, синий для 530 ° C;. тонкие сплошные линии H-2 выход базового масла, толстые сплошные линии H-2 выход смеси; толстые пунктирные линии CO-выход смеси; нет CO не обнаружено базового масла (0% масс CO выход базового масла при трех температурах).Файлы / ftp_upload / 54390 / 54390fig5large.jpg "целевых =" _blank "> Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

Еще одно интересное наблюдение с рапсовым маслом показана на рисунке 6, в котором показаны профили температуры реактора во время работы. Перед инъекцией масла, реактор при номинальной температуре 530 ° С. После инъекции, температура в реакторе падает (из-за нагрева, испарения и крекинга нефти), достигая минимума (потребление тепловой энергии находится в балансе с подводом тепла от системы управления, когда температура падает до определенного предела) и повышается в сторону начальная температура. Таким образом, можно использовать минимальную температуру в качестве меры тепла, требуемого для процесса в целом. Для данного корма, минимальная температура зависит от количества масла, нагнетаемого или отношение C / O, так как вес катализатора остается постоянным. Как отношение C / O увеличивается, температура капли дecreases поскольку меньше нефти нагнетают. При сравнении двух каналов, смесь последовательно демонстрирует меньшую каплю примерно на 1,5 ° С при заданном соотношении C / O вследствие высвобождения тепла от экзотермической реакции Н 2 (г) + ½ O 2 (г) → H 2 O ( г) (-241,8 кДж / моль при 25 ° C) 21. Аналогичные явления наблюдаются и в двух других реакционных температурах.

Рисунок 6
Рисунок 6: Температура реактора падает до и после инъекции подачи при 530 ° C (номинальной) Цветовой код - черный для базового масла, розовый для смеси;. тонкие линии - перед инъекцией подачи; толстые линии -. после инъекции подачи Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

Subscription Required. Please recommend JoVE to your librarian.

Discussion

Протокол, описанный здесь, использует циклическую работу одного реактора, содержащего порцию псевдоожиженных частиц катализатора для имитации подачи крекинга нефти и регенерации катализатора. Масло для лущения предварительно нагревается и подается сверху через инжектор трубки с наконечником, близкой к нижней части псевдоожиженного слоя. Пар генерируется после того, как каталитический крекинг, конденсируют и собирают в приемнике, а жидкий продукт, собранный затем анализируют для имитированной дистилляции для определения выходов фракций в различных диапазонах температур кипения. Неконденсирующихся газообразный продукт направляют в онлайн-газовый хроматограф для анализа, чтобы определить выход сухого газа и сжиженного нефтяного газа. Объем газообразного продукта измеряется методом вытеснения воды. После того, как подходящий катализатор отгонки время, осажденный кокса на катализаторе, определяется на месте путем сжигания дезактивированного катализатора в воздухе при высоких температурах (обычно более 700 ° C).Уровни CO 2 измеряют количественно с помощью ИК - клетки и преобразуются в выход кокса. Любая вода, образующа извлекают и определяют титрованием по Карлу Фишеру. Общее извлечение (баланс массы) корма должен быть в пределах от 96 до 102% до нормализации каждого выхода продукта.

Одним из преимуществ этой процедуре является использование автоматизированной последовательности проводимой LTU в процессе реакции. После начала последовательности испытаний на этапе 3.2.2, система начинает с системой грунтования, в течение которого LTU использует предварительно установленные условия запрограммированных до запуска. Если есть отработанный катализатор, оставшийся в реакторе, после предыдущих плавок, он выгружается в сточные сосуд, и свежий катализатор из указанного бункера загружают в реактор. Затем система ждет, достаточной длины, чтобы позволить времени температуры реактора, питающей линии, шприц, и кормить из бутылочки для стабилизации в пределах 5 ° С их заданных значений. Затем шприц физаполняли при скорости подачи 1,2 г / мин в течение 20 с ( что соответствует два раза отстойные), плюс время впрыска, а линия продукт продувают N 2. Затем система снова ожидает, пока реакторные внутренние и кожные температуры не находятся в пределах 2 ° С их заданных значений, а температура охлаждающей жидкости в пределах 3 ° C от установленной точки. И, наконец, N 2 поток в ИК - анализатора газа , и система записывает начальной массы на шкале , используемой для взвешивания вытесненной воды и давление исходного газа продукта (который должен быть равен нулю).

После грунтования шприц насос приводится в движение и подачи сначала переадресованы обратно в бутылку корма в течение 10 секунд (первый раз отстойные) с последующим впрыском подачи в реактор в течение заданного времени после переключения обратно трехходовой кран перед шприцевой насос. После завершения инъекции, подача отводится обратно в бутылку корма в течение еще 10 секунд (второй раз отстойные). В конце ввода сырья, рассчитывает начатькак для жидкости время полосы и времени катализатор полосы. Первый из них выбран в качестве 7 (жидкая полоса множитель) раза время впрыска подачи в то время как последняя равна жидкости время полосы менее 10 сек с максимальной 360 сек. Потоки продукта направляются в сборный сосуд газа через жидкие приемниках, где высококипящих продуктов конденсируются.

Регенерация катализатора начинается с коммутаторами клапанов в конце каталитического цикла отгонки. Воздушный поток начинается и температуру реактора повышают до ~ 715 ° C. Концентрация CO 2 непрерывно контролируется с помощью анализатора ИК - газа , пока не будет ниже 0,3%. Воздух выключен , и поток N 2 в реактор восстанавливается в конце регенерации. Показание шкалы (масса вытесненной воды) регистрируется вместе с давлением и температурой газа в сосуд для сбора с последующим смешением газа и тепла (до ~ 30 ° С). На данном этапе, жидкий приемник для запуска можно удалить вручную изСистема для последующей обработки, если это необходимо. Линия между накопительную емкость и GC продувают газообразным продукта, и цикл заполнения для последующего анализа с помощью ГХ. Охлаждают реактор до тех пор пока температура кожи не 50 ° С ниже их реакции контрольных точек и сохранить все данные для завершенного прогона. Верните устройство первой стадии тестовой последовательности для нового запуска или выброс отработанного катализатора в отходящие судна, если это последний запуск.

Установленный протокол окажется успешным в производстве транспортного топлива из рапсового масла в смеси. Хорошие материальные балансы (массовые возмещений) получают в этом исследовании при среднем значении 99,35% и стандартным отклонением 0,31% по сравнению с 18 LTU трасс (таблица 2). Преобразования и выходы из дублированных работает на 11,25 отношение C / O для каждого кормления при данной температуре достаточно воспроизводимым (таблица 2). Несколько типичных явлений FCC и характеристики растрескивание часто сообщалось в облегченнойратура также наблюдались в этом исследовании: (1) в качестве катализатора отравлению подачи основного азота 22-24 особенно заметно для HGO при низких температурах (490 ° C в этой работе). Эффект может быть уменьшен при более высоких температурах или отношения C / O; (2) Наличие или истощение crackable компонентов в исходном материале и жидкого продукта. Те , в корме, как правило , называют "бензин предшественники", определяется как сумма насыщается и моноароматикам 20,25-28; (3) Доступность каталитических кислотных центров с молекулами; например, неполное разложение громоздких молекул триглицерида при 490 ° С , а их сломанные линейные жирные кислоты могут легко проникать поры катализатора и расколоть 6; (4) олигомеризации олефинов 29 из жирных кислот с образованием ароматических соединений и кокса; (5) Преимущественное скелетной изомеризации олефинов с образованием разветвленных соединений 23,29.

Протокол в значительной степени основана на инструкции по эксплуатации LTU. процедурыв руководстве должны быть строго соблюдены, за исключением того, как уже отмечалось. Критические шаги в рамках протокола включают получение равновесного катализатора (должен быть на размер и кокса бесплатно); Подготовка реактора (с использованием линии подачи, которая дает постоянную высоту форсунки, либо 1,125 или 2,125 дюйма); CO 2 калибровки анализатора; подготовка (калибровка скорости подачи) шприца и ресивер жидкого продукта (взвешивание длинной жидкости в приемнике без сквозняков среды; поддержание температуры теплоносителя в -12 до -15 ° C диапазоне); испытательное давление системы (чтобы обеспечить без утечек среды); Выбор подходящего времени катализатора полосы и полосы жидкого мультипликатора; анализ газов (анализ нефтепереработки газа) и жидкого продукта (имитированной дистилляции по ASTM D2887 18); Назначения молекулярной массы 86 ( по сравнению с 89 из ASTM D7964-14 30) для С 5 + нерешенной комок, и углерод-кокса коэффициент 1,0695 ( в сравнении с 1,083 с ASTM D7964, который предполагает , что один моль водорода связан Wiго один моль углерода в коксе).

Одна из модификаций в протоколе , который отклоняется от LTU руководство по эксплуатации и ASTM D7964-14 30 является то , что на последнем этапе взвешивания жидкого приемника, пробка быстро удаляется из и положить обратно в приемник для выравнивания давления перед взвешиванием. Это позволяет высвобождение избытка N 2, который захватывается при температуре охлаждающей жидкости. Тем не менее, он может также риск шанс потери части газообразного продукта. Теоретически, этот шаг может уменьшить баланс массы на 2.71% по массе для пробега при соотношении C / O 10 в нашем исследовании, если предположить , что 149 мл N 2 в жидком приемника улавливается и расширяется от -15 до 25 ° C в 93,5 кПа (701 мм рт.ст.) при атмосферном давлении. Результат согласуется с экспериментальными значениями (по сравнению с уменьшается баланса массы на 3,10 и 3,22% по массе для прогонов при соотношении / O C 10).

Этот протокол также был расширен до смесей, содержащих 50 и 100 V% масла канолы вHGO. Высокая концентрация рапсового масла, как представляется, быть вредным для системы, что требует более частой замены инжектора, чем обычно, особенно когда чистый рапсовое масло треснул. При низких концентрациях, таких как тот, представленные в этом исследовании, обрастания не произошло.

Кроме того, модуль LTU не может быть применен к пиролизе биомассы масла, содержащего эмульгированной воды, которая может испаряться при высоких температурах в течение длительного периода времени. В этом случае, альтернативный блок 31 тест со свободным , но присоединяемой шприц , чтобы доставить корм вариант 12. Кроме того , модуль LTU не может определить , H 2 S выход количественно в связи с методом вытеснения воды , используемой для сбора газообразных продуктов из которых H 2 S , частично растворяется в воде. Было установлено , что альтернативный тестовый модуль модифицирован для размещения газометре , состоящий из двух газовых камер (с поршнями внутри), соединенных последовательно , чтобы быть удовлетворительным для этого приложения 22,23.

31. Упомянутый альтернативный тестовый модуль широко используется для характеристики производительности катализаторов FCC из-за его относительной простоте, гибкости, универсальности и низкой стоимости. На протяжении многих лет, метод тестирования участвует был расширен , чтобы предоставить дополнительную информацию , такую ​​как селективностью продукта и качества, а также рабочей переменной и в качестве исходного сырья 32 эффектов. При адекватной предосторожности дальше винтерпрета-, результаты тестирования могут быть использованы для оценки эффективности коммерческой установки 33.

Следует отметить, что приведенные выше эксплуатационные недостатки с использованием LTU относятся к нашей существующей конкретной модели. Поскольку технология развивается, новые продукты могут преодолеть проблемы, описанные выше.

Subscription Required. Please recommend JoVE to your librarian.

Disclosures

Авторы заявляют, что у них нет конкурирующих финансовых интересов.

Acknowledgments

Авторы хотели бы поблагодарить аналитическую лабораторию технологического центра CanmetENERGY для его технической поддержки, а также Suncor Energy Inc. за поставку синтетического сырой нефти. Частичное финансирование данного исследования было предоставлено природных ресурсов Канады и правительством Межведомственной программы Канады энергетических исследований и развития (ОРИВС) с проектом ID A22.015. Yi Чжан хотел бы признать его естественных и технических наук исследовательский совет (NSERC) Канады приглашенный стипендий с января 2015 года по январь 2016 года.

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 

DOWNLOAD MATERIALS LIST

References

  1. Bringezu, S., et al. Towards Sustainable Production and Use of Resources - Assessing Biofuels. United Nations Environment Programme. , (2009).
  2. Sheehan, J., Camobresco, V., Duffield, J., Graboski, M., Shapouri, H. Life cycle inventory for biodiesel and petroleum diesel for use in an urban bus. National Renewable Energy Laboratory Report. , (1998).
  3. Renewable Fuels Regulations. Canada Gazette Part II. 144 (18), 1614-1740 (2010).
  4. Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC (Text with EEA relevance). Official Journal of the European Union. 140, 16-62 (2009).
  5. Al-Sabawi, M., Chen, J., Ng, S. Fluid catalytic cracking of biomass-derived oils and their blends with petroleum feedstocks: A Review. Energy Fuels. 26 (9), 5355-5372 (2012).
  6. Dupain, X., Costa, D. J., Schaverien, C. J., Makkee, M., Moulijn, J. A. Cracking of a rapeseed vegetable oil under realistic FCC conditions. Appl. Catal. B: Environ. 72 (1-2), 44-61 (2007).
  7. Tian, H., Li, C., Yang, C., Shan, H. Alternative processing technology for converting vegetable oils and animal fats to clean fuels and light olefins. Chin J Chem Eng. 16 (3), 394-400 (2008).
  8. Melero, J. A., Clavero, M. M., Calleja, G., Garcia, A., Miravalles, R., Galindo, T. Production of bio-fuels via the catalytic cracking of mixtures of crude vegetable oils and nonedible animal fats with vacuum gas oil. Energy Fuels. 24 (1), 707-717 (2010).
  9. Bielansky, P., Reichhold, A., Schönberger, C. Catalytic cracking of rapeseed oil to high octane gasoline and olefins. Chem Eng Process. 49 (8), 873-880 (2010).
  10. Ng, S. H., Shi, Y., Ding, L., Chen, S. Catalytic cracking of a rapeseed oil for production of transportation fuels and chemicals: Yield structure. 2010 AIChE Annual Meeting. Salt Lake City, UT, USA, , (2010).
  11. Bielansky, P., Weinert, A., Schönberger, C., Reichhold, A. Catalytic conversion of vegetable oils in a continuous FCC pilot plant. Fuel Process Technol. 92 (12), 2305-2311 (2011).
  12. Ng, S. H., Lay, C., Bhatt, S., Freel, B., Graham, R. Upgrading of biomass-derived liquid to clean fuels. 2012 AIChE Annual Meeting. Pittsburgh, PA, USA, , (2012).
  13. Ordorica-Garcia, G., Croiset, E., Douglas, P., Elkamel, A., Gupta, M. Modeling the energy demands and greenhouse gas emissions of the Canadian oil sands industry. Energy Fuels. 21 (4), 2098-2111 (2007).
  14. Canada's Emission Trends. , Government of Canada, Environment Canada. (2013).
  15. Versatile fluidized bed reactor. US Patent. Kayser, J. C. , 6069012 The fluidized bed reactor described herein and the trade mark "ACE" are covered by this patent (2000).
  16. ACE Operating Manual: PID Drawing No. R+ 101 and 102. , Kayser Technology. (2007).
  17. System Manual: ACE - Model R+. , Kayser Technology. (2007).
  18. ASTM D2887-15 Standard test method for boiling range distribution of petroleum fractions by gas chromatography. , ASTM International. West Conshohocken, PA. (2015).
  19. AASTM D4377-00 Standard test method for water in crude oils by potentiometric Karl Fischer titration. , ASTM International. West Conshohocken, PA. (2015).
  20. Ng, S. H., et al. FCC coprocessing oil sands heavy gas oil and canola oil. 1. Yield structure. Fuel. 156, 163-176 (2015).
  21. Cox, J. D., Wagman, D. D., Medvedev, V. A. CODATA Key values for thermodynamics. , Hemisphere Publishing Corp. New York. (1984).
  22. Ng, S. H., et al. FCC study of Canadian oil-sands derived vacuum gas oils. 1. Feed and catalyst effects on yield structure. Energy Fuels. 16 (5), 1196-1208 (2002).
  23. Ng, S. H., Dabros, T., Humphries, A. Fluid catalytic cracking quality improvement of bitumen after paraffinic froth treatment. Energy Fuels. 21 (3), 1432-1441 (2007).
  24. Scherzer, J. Chapter 5, Correlation between catalyst formulation and catalytic properties. Fluid Catalytic Cracking: Science and Technology. Magee, J. S., Mitchell, M. M. Jr , Studies in Surface Science; 76. Elsevier Science Publishers BV. 145-182 (1993).
  25. Fisher, I. P. Effect of feedstock variability on catalytic cracking yields. Appl. Catal. 65 (2), 189-210 (1990).
  26. Ng, S. H., et al. Study of Canadian FCC feeds from various origins and treatments. 1. Ranking of feedstocks based on feed quality and product distribution. Energy Fuels. 18 (1), 160-171 (2004).
  27. Ng, S. H., et al. Study of Canadian FCC feeds from various origins and treatments. 2. Some specific cracking characteristics and comparisons of product yields and qualities between a riser reactor and a MAT unit. Energy Fuels. 18 (1), 172-187 (2004).
  28. Ng, S. H., et al. Key observations from a comprehensive FCC study on Canadian heavy gas oils from various origins. 1. Yield profiles in batch reactors. Fuel Process Technol. 87 (6), 475-485 (2006).
  29. Scherzer, J. Octane-enhancing zeolitic FCC catalysts: Scientific and technical aspects. Catalysis Reviews: Science and Engineering. 31 (3), 215-354 (1989).
  30. ASTM D7964/D7964M-14 Standard test method for determining activity of fluid catalytic cracking (FCC) catalysts in a fluidized bed. , ASTM International. West Conshohocken, PA. (2014).
  31. ASTM D5154-10 Standard test method for determining activity and selectivity of fluid catalytic cracking (FCC) catalysts by Microactivity test. , ASTM International. West Conshohocken, PA. (2010).
  32. Moorehead, E. L., McLean, J. B., Cronkright, W. A. Chapter 7, Microactivity evaluation of FCC catalysts in the laboratory: Principles, approaches and applications. Fluid Catalytic Cracking: Science and Technology. Magee, J. S., Mitchell, M. M. Jr , Studies in Surface Science; 76. Elsevier Science Publishers BV. 223-255 (1993).
  33. Rawlence, D. J., Gosling, K. FCC catalyst performance evaluation. Appl. Catal. 43 (2), 213-237 (1988).

Tags

Химия выпуск 115 каталитический крекинг рапсовое масло рапсовое масло жирные кислоты нефтеносные пески тяжелый газойль (HGO) бензин предшественники основного азота
Лаборатория производства биотоплива и биопрепаратов из рапсового масла через каталитического крекинга конверсии
Play Video
PDF DOI DOWNLOAD MATERIALS LIST

Cite this Article

Ng, S. H., Shi, Y., Heshka, N. E.,… More

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).

Less
Copy Citation Download Citation Reprints and Permissions
View Video

Get cutting-edge science videos from JoVE sent straight to your inbox every month.

Waiting X
Simple Hit Counter