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

Резюме

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.

Аннотация

The work is based on a reported study which investigates the processability of canola oil (bio-feed) in the presence of bitumen-derived heavy gas oil (HGO) for production of transportation fuels through a fluid catalytic cracking (FCC) route. Cracking experiments are performed with a fully automated reaction unit at a fixed weight hourly space velocity (WHSV) of 8 hr^-1, 490-530 °C, and catalyst/oil ratios of 4-12 g/g. When a feed is in contact with catalyst in the fluid-bed reactor, cracking takes place generating gaseous, liquid, and solid products. The vapor produced is condensed and collected in a liquid receiver at -15 °C. The non-condensable effluent is first directed to a vessel and is sent, after homogenization, to an on-line gas chromatograph (GC) for refinery gas analysis. The coke deposited on the catalyst is determined in situ by burning the spent catalyst in air at high temperatures. Levels of CO₂ are measured quantitatively via an infrared (IR) cell, and are converted to coke yield. Liquid samples in the receivers are analyzed by GC for simulated distillation to determine the amounts in different boiling ranges, i.e., IBP-221 °C (gasoline), 221-343 °C (light cycle oil), and 343 °C+ (heavy cycle oil). Cracking of a feed containing canola oil generates water, which appears at the bottom of a liquid receiver and on its inner wall. Recovery of water on the wall is achieved through washing with methanol followed by Karl Fischer titration for water content. Basic results reported include conversion (the portion of the feed converted to gas and liquid product with a boiling point below 221 °C, coke, and water, if present) and yields of dry gas (H₂-C₂'s, CO, and CO₂), liquefied petroleum gas (C₃-C₄), gasoline, light cycle oil, heavy cycle oil, coke, and water, if present.

Введение

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

протокол

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.

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:.. 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.

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.

2. 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.
3. 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.
4. 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.
5. вычисления
   1. Масса газообразного продукта
      1. Рассчитать общий объем газообразного продукта через объем вытесненной воды в соответствии с формулой:
         
         
         
         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:
         
         
         
         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 <sub>С3 + 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).</sub>
      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 <sub>кокс кокс = W подача ÷ W × 100
         
         где Y кокс ненормализованное выход (% по массе корма) кокса.</sub>
      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).

Результаты

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 коммерче...

Обсуждение

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 на...

Материалы

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