Alcance los Retos de Combustibles Limpios Con el ... - Grace

NUMERO 103 Primavera 2008

El Sistema Catalítico GENESIS TM
Maximiza rendimientos
con el catalizador
GENESIS TM de Grace Davison
Muchos refinadores necesitan sistemas catalíticos que le permitan tomar
ventajas de escenarios cambiantes en la economía. Grace Davison le da esta
flexibilidad con el sistema catalítico GENESIS. Catalizadores GENESIS proveen
un medio para maximizar el potencial de rendimientos através de la optimización
de la funcionalidad discreta de craqueo catalítico. Catalizadores GENESIS son una
mezcla de dos tipos de catalizadores. El componente clave es MIDAS que maximiza
la conversión de fondos y mejora la selectividad de coque eliminando los
precursores de coque. El otro componente de GENESIS es más a menudo
un catalizador IMPACT. La inclusión de IMPACT provee área superficial
de zeolita crítica y actividad en adición a una selectividad superior
de coque y gas en un rango amplio de aplicaciones, desde gasóleos
severamente hidrotratados a cargas de residuos pesados.
Catalizadores GENESIS demuestran una verdadera sinergía de rendimientos con una relación
superior de coque a fondos mejor que cualquier de sus componentes individuales. Existe la
sinergía porque cada componente craquea especies específicas de la carga.
.
Catalizador GENESIS provee lo
último en formulación y flexibilidad
de operación en la FCC.
Para más información comuníquese con su Gerente de Ventas Técnicas de Grace Davison
www.grace.com 7500 Grace Drive • Columbia, MD 21044 USA

Un mensaje del editor…
Este ejemplar del Catalagrama nos encuentra de nuevo descubriendo la sinergía
entre los productos y las tecnologías y de Grace y de ART y aplicándolos a los
nuevos retos que enfrentan los refinadores. Nuestro artículo principal “Nuevas
Oportunidades para Co-Procesar Cargas Renovables en el Proceso de
Refinación”, presentado en la Reunión Anual del NPRA del 2008, es una colaboración
entre nuestros grupos de Tecnologías de Refinación, ART y Tecnologías de
Biocombustibles. Este artículo explora las ramificaciones de co-procesar combustibles
renovables en una FCC convencional o en una unidad de DHT con una
carga tradicional de diesel de corrida directa o de carga de FCC. Estudios extensivos
en planta piloto sobre un gran rango de mezclas de cargas y sobre una variedad
de condiciones de operación resultó en data valiosa que puede ayudar a los
refinadores a diseñar la configuración óptima para maximizar su profitabilidad.
Seguimos recibiendo noticias excitantes del campo sobre el funcionamiento comercial
de nuestros catalizadores innovadores. Hemos introducido dos componentes
catalíticos nuevos GENESIS TM de alta actividad y hemos hecho mejoras en
nuestras familias catalíticas MIDAS ® y PINNACLE ® que rendirán actividad más alta
y mejor selectividad de gasolina a rendimientos equivalentes de fondos y de
coque. Se espera que el catalizador 420 DX TM de ART, el miembro más nuevo de
la serie catalítica DX TM de actividad ultra-alta, exceda las expectativas de la refinería
en su habilidad de tolerar mezclas de cargas difíciles en aplicaciones exigentes
de ULSD.
Por favor acompáñenos en darle la bienvenida a nuestro nuevo Vice-Presidente y
Gerente General para Tecnologías de Refinación, Shawn Abrams. Shawn estará a
cargo del negocio mundial de FCC, mientras que Bob Bullard continuará como
Director Gerencial de ART, enfocando sus responsabilidades en Davison sobre
empresas en conjunto através de todos los negocios. Esta profundidad adicional
en nuestro equipo es otra manera en que Grace Davison y Tecnologías de
Refinación Avanzadas demostramos nuestro fuerte compromiso con el futuro de la
industria de la refinación.
Joanne Deady
Vice-Presidente
Mercadeo, I&D
Tecnologías de Refinación de Grace Davison

NUMBER 103 Spring 2008
CATALAGRAMA 103
Primavera 2008
Gerente Editorial:
Joanne Deady
Contribuidores:
Mike Beshara
Alan Birch
Wu-Cheng Cheng
Ruizhong Hu
Garry Jacobs
Al Jordan
Adam Kasle
Doc Kirchgessner
Ernst Köhler
Dave Krenzke
Hongbo Ma
Charles Olsen
Natalie Petti
Ben Prins
Terry Roberie
Greg Rosinski
Rosann K. Schiller
Kelly Stafford
Kevin Sutovich
Brian Watkins
Gordon Weatherbee
Por favor envíe sus
comentarios a
betsy.mettee@grace.com
©2008
W. R. Grace & Co.-Conn.
EN ESTE EJEMPLAR
Nuevas Oportunidades para Co-Procesar Cargas Renovables en el Proceso de
Refinación
Por Brian Watkins, Supervisor, Tecnología de Laboratorio, Tecnologías de Refinación
Avanzadas; Charles Olsen, Gerente de Servicios Técnicos, Tecnologías de Refinación
Avanzadas; Keith Sutovich, Químico Superior de I&D, Tecnologías de Refinación de Grace
Davison; Natalie Petti, Vandelay Management
En el mercado siempre creciente de combustibles de transportación, demostramos la efectividad
de un catalizador de hidroprocesamiento de ART y de catalizadores de vanguardia
de FCC en co-procesar aceites renovables (biocombustibles) como posibles nuevas oportunidades
de cargas para las unidades hidrotratadoras y de FCC.
Actualización Comercial del Catalizador GENESIS TM
Por Rosann K. Schiller, Gerente de Producto; Doc Kirchgessner, Gerente de Ventas Técnicas;
Kelly Stafford, Coordinadora de Ventas Técnicas, Tecnologías de Refinación de Grace
Davison
Catalizadores GENESIS TM proveen flexibilidad a los refinadores al ofrecer opciones catalíticas
de alta actividad para maximizar el craqueo de fondos permitiendo al refinador a operar dentro
de características óptimas de fluidización.
Efecto de la Presión Parcial de Hidrocarburos en la Producción de Propileno en la FCC
Por Ruizhong Hu, Científico Principal Superior; Gordon Weatherbee, Ingeniero Principal;
Hongbo Ma, Ingeniero de Investigación; Terry Roberie, Director de Evaluaciones de FCC;
Wu-Cheng Cheng, Director I&D, Tecnologías de Refinación de Grace Davison
Pudimos simular los efectos de variar la presión parcial de hidrocarburos en la unidad de la
FCC dentro de la unidad DCR de Grace Davison. Los resultados indican que aumentar la
presión parcial de hidrocarburos aumenta la actividad de transferencia de hidrógeno. El
resultado es una disminución en la olefinicidad y el rendimiento de olefinas livianas de GLP y
de gasolina, y una disminución en la concentración de especies de azufre en la gasolina.
Alcance los Retos de Combustibles Limpios con los Catalizadores Mas Recientes de
ULSD de Tecnologías de Refinación Avanzadas – ART 420 DX TM
Por Brian Watkins, Supervisor, Tecnología de Laboratorio, Charles Olsen, Gerente Mundial de
Servicios Técnicos; Dave Krenzke, Gerente de Servicios Técnicos, Tecnologías de Refinación
Avanzadas
ART ha desarrollado un catalizador de nueva tecnología que le proveerá al refinador una
actividad mejorada para remover azufre con una flexibilidad mayor en alcanzar sus nuevos
requerimientos de actividad HDS mientras se minimiza el consumo de hidrógeno.
Implementación Exitosa de una Tecnología de Vanguardia de ULSD/Desparafinaje en
Irving Oil, Saint John, NB Canadá
Por Mike Beshara, Gerente de Proyecto, Irving Oil; Greg Rosinski, Ingeniero de Servicios
Técnicos, Tecnologías de Refinación Avanzadas; Charles Olsen, Gerente Mundial de
Servicios Técnicos, Tecnologías de Refinación Avanzadas; Ben Pris, Ingeniero Superior de
Procesos, Fluor; Garry Jacobs, Director Técnico, Fluor; Alan Birch, Gerente de Cuentas, Süd
Chemie; Ernst Kohler, Gerente Mundial de Producto-Zeolitas, Süd Chemie
Irving Oil decidió convertir su Hidrocraquedor de GOV/Desulfurizador de ACL en la refinería
de St. John en New Brunswick, Canadá a una unidad de ULSD de ACL/Diesel pesado. Un
acercamiento integrado de Grace, Süd Chemie y Fluor alcanzó el pedido de Irving Oil para
un proceso para producir un diesel con 7 ppm de azufre dentro de las especificaciones de
punto de oscuridad permitiéndole “apagar” la función de desparafinaje durante el verano.
El Sistema Multi-Cargador de Grace Davison
Por Al Jordan, Director, Operaciones de Ventas; Adam Kasle, Gerente de Ventas Técnicas;
Tecnologías de Refinación de Grace Davison
El Sistema Multi-Cargador de Grace Davison provee una manera confiable y efectiva de
añadir catalizador fresco y aditivos de FCC en una forma continua, aunque esté alimentando
uno o varios materiales a la FCC.
W. R. Grace & Co.-Conn. • Advanced Refining Technologies
7500 Grace Drive • Columbia, MD 21044 • 410.531.4000
www.e-catalysts.com
La información presentada aquí es derivada de nuestras pruebas y experiencias. Se ofrece, libre de cargos, para su consideración,
investigación y verificación. Ya que las condiciones de operación varían significativamente, y ya que no están bajo
nuestro control, negamos toda garantía sobre los resultados que se pueden obtener por el uso de estos productos. No se
debe asumir que todas las medidas de seguridad o de protección del medio ambiente son indicadas o que otras medidas no
sean requeridas.
1
16
24
35
39
46

Nuevas Oportunidades para
Co-Procesar
Cargas Renovables en los
Procesos de Refinación
Brian Watkins
Supervisor,
Tecnología de Laboratorio,
Tecnologías de Refinación
Avanzadas
Charles Olsen
Gerente Mundial de Servicios
Técnicos,
Tecnologías de Refinación
Avanzadas
Kevin Sutovich
Químico Mayor de I&D,
Tecnologías de Refinación
Grace Davison
Natalie Petti
Vandelay Management
E
l uso de cargas de fuentes renovables
o bio-basados se está
empleando más ampliamente
como un medio de reducir la dependencia
de fuentes no renovables de
cargas fósiles. Tipicamente hay tres
rutas comunes de producción para el
bio-diesel. Se consideran Biodiesel
los combustibles que se producen
por el proceso FAME (Fatty Acid
Methyl Ester – Ester de Metilo de
Acidos Grasos) para alcanzar una
especificación de combustible ASTM
6751. Se consideran Diesel
Renovables los combustibles que se
producen de material biológico usando
despolimerización térmica para
alcanzar ASTM D975 o ASTM D396.
Se consideran Diesel renovables co-
procesados los combustibles que
se producen cuando se procesan
grasas de animal o aceites vegetales
en procesos tradicionales de
refinación.
Algunas fuentes comunes de cargas
renovables son aquellos que se
producen para aceites de grado de
alimentos como la soja, la semilla
de colza (rapeseed) y otros aceites
vegetales. El proceso tradicional
para introducir estas fuentes al
monto total de diesel es usar la
reacción de transesterificación para
romper el glicerol de las cadenas
de ácidos grasos. Esta reacción
requiere el uso de un alcohol (como
el metanol) y un catalizador (como
Catalagrama 103 Primavera 2008
1

2
CH2 O
CH2 O
CH2 O
O
C
O
C
O
C
R1
R2
el hidróxido de sodio o de potasio,
NaOH o KOH) para romper las
cadenas largas de los ácidos grasos
y separarlas de la molécula de
glicerina (Figura 1).
Estos ácidos grasos de cadenas
largas (Ésteres de Metilo de Acidos
Grasos o FAME) tienen comunmente
entre 16-20 carbonos de
largo con muy pocas excepciones.
Las cadenas largas de carbono son
similares en su estructura a las
cadenas de 16-20 carbonos que se
encuentran en un diesel típico,
excepto que los compuestos FAME
caso no contienen azufre ni
nitrógeno ni aromáticos, lo cual los
hace unos compuestos excelentes
R3
www.e-catalysts.com
Figura 1
Reacción de Transesterificación
CH3OH
C4:0 C6:0
Grasas y Aceites
Peso Molecular
Sebo, %p
Manteca, %p
Butírico Caproico
Mantequilla, %p
Coco, %p
Grano de Palma, %p
Palma, %p
Cártamo, %p
Mani, %p
Semilla de algodón, %p
Maíz, %p
Aceituna, %p
Girasol, %p
Soja, %p
Semilla de Colza, %p
Mostaza, %p
3.5 1.5
Aceite Hígado de Bacalao, %p
Linaza, %p
Aceite de Tung, %p
CH2 O
CH2 O
Catalizador
CH2 O
O
C
O
C
O
C
R1
R2
R3
CH2 OH
CH OH
CH2 OH
de mezclado en el monto total de
diesel. Productos FAME, sin embargo,
contienen un alto porcentage de
oxígeno que hace posible identificarlos
directamente en la bomba. La
producción FAME ocurre en facilidades
separadas y requiere una
infraestructura de distribución para
transportar los biocombustibles a un
lugar donde se pueden mezclar con
un diesel convencional. Para garantizar
un suminstro continuo se requiere
un almacenaje discreto y un inventario
de soporte de biocombustibles.
Usando uno de los catalizadores de
alto funcionamiento de hidrotratamiento
de ART (Tecnologías de
Refinación Avanzadas) hemos podido
Tabla I
Composición de Varios Aceites y Grasas 1,2
capitalizar en fuentes renovables de
combustibles al obviar la compra
de productos FAME y, en su lugar,
procesar las materias primas
através de equipo convencional de
hidrotratamiento para producir un
producto de ULSD de más alta calidad.
Refinadores que usan el
método de co-procesamiento tendrán
un conocimiento exacto de las
cargas bio-basadas que se incorporan
al monto total de diesel lo
cual ayudará a asegurar la calidad
del mezclado final.
Trasfondo
Una evaluación detallada de los
compuestos que se encuentran en
aceites renovables típicos muestra
que estos aceites se pueden tratar
como compuestos clásicos derivados
del petróleo. ART analizó varias
fuentes renovables diferentes de
combustibles para entender mejor
la química posible que ocurriría si
se procesaran en un hidrotratador
convencional. Se estudiaron
aceites de soja, palma y semilla de
colza, ya que estos materiales
están muy disponibles. Una lista de
varios aceites y su composición
estructural se muestran en la Tabla
1. Fuentes bio-basadas de aceites
pueden ser muy valiosas cuando se
incorporan al monto total de diesel
C20:0 Acidos mono- C20:1 C22:1
C22:0 insaturados Arachidónico-
C8:0 C10:0 C12:0 C14:0 C16:0 C16:1 C18:0 C18:1 C18:2 C18:3 Araquuídico- acids Erúcico y
Caprílico Cáprico Laúrico Mirístico Palmítico Palmitoleico Steárico Oleico Linoleico Linolénico Behénico &

de azufre ultra-baja debido a la
concentración baja de contaminantes
y al número alto de cetano
de los productos resultantes.
Componentes y Descripción
Los ácidos grasos mayores saturados
e insaturados que se encuentran
en estos aceites en porcientos
variantes consisten de ácido
palmítico (C16:0), ácido linolénico
(C18:3), ácido linoleico (C18:2),
ácido oleico (C18:1), ácidos
eicosenoico (C20:1) y erúcico
(C22:1). Si cada una de estas
cadenas de ácidos grasos se separaran
de la molécula de glicerina se
podrían incluir facilmente en el
monto total de diesel como componentes
de parafinas normales en el
rango de destilación de 500-650°F
(260-343°C). Estas parafinas normales
pueden tener un valor significativo
para el ULSD ya que tienen
números de cetano típicos entre 95
y 110, lo cual puede proveer un
refuerzo significativo para aquellos
refinadores procesando cargas con
un cetano más bajo (por ejemplo,
ACL de la FCC). Un hidrotratador
típico de diesel tiene un efecto
pequeño en el cetano con una
mejora entre 2-4 números.
En su forma íntegra, sin procesar,
las moléculas de triglicéridos están
bastante fuera del rango del monto
total de diesel ya que tienen pesos
moleculares de 700 o más, mientras
que el monto de diesel típico tiene
un peso molecular de menos de
400. El análisis simulado de GC
(cromatógrafo de gases) del aceite
de soja se ve en la Figura 2 e indica
que estos materiales tienen un
rango muy estrecho de destilación
que aparece en el rango de C 50-
C 60. Note que la destilación simulada
de estos compuestos está basada
en el contenido de carbón y el
peso molecular de los materiales y
que esto puede a veces tergiversar
los puntos de ebullición estimados.
Fuentes de bio-carga típicamente
tienen un punto verdadero de ebullición
que es mucho más bajo que
Figura 2
Destilación Simulada (D2887) de Aceite de Grano de Soja
Señal
2.000e+006
1.800e+006
1.600e+006
1.400e+006
1.200e+006
1.000e+006
8.000e+005
6.000e+005
4.000e+005
2.000e+005
Chromatograma:
Punto de Ebullición (°F)
100 200300 400 500 600 700 800 900 1000 1100
2.200e+006
Tiempo de Inicio
PIE
0.000e+000
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Tiempo de retención (min)
Tabla II
Análisis de Fuentes Diferentes de Biocargas
Aceite de
Soja
Aceite de
Colza
PFE
Tiempo Final
*Aceite de
Palma
API (°) 21.58 21.98 22.98
Gravedad Específica (g/cc) 21.6 22.0 23.0
Azufre, ppm 0 3 1
Oxígeno, %p 10.5 10.62 11.33
Nitrógeno, ppm 3.9 16 1.6
Destilación D2887, °F
PIE 702 710 625
5% 1059 1065 941
10% 1069 1077 1026
30% 1090 1095 1062
50% 1102 1106 1079
70% 1111 1115 1090
90% 1183 1188 1146
95% 1232 1238 1197
FBP 1301 1311 1302
Contaminación de metales,
ppm
Na 2.0 4.7 0.0
Ca 3.0 13.8
Mg 0.9 0.3
P 6.5 4.0
Zn 0.1 0.6
Al 0.1 0.2
Mn 0.0 0.1
* Se procesó el aceite para remover las impurezas
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Catalagrama 103 Primavera 2008
3

4
el reportado por equipo de destilación
simulada debido a interferencia
de peso molecular. En el estado
no convertido, estas moléculas de
triglicéridos no se pueden mezclar
en el monto de diesel a los niveles
requeridos para alcanzar las normas
de combustible renovable.
Otra preocupación es que estas
fuentes de cargas renovables
pueden incluir varios contaminantes.
Un análisis de varias
fuentes diferentes de biocargas ha
indicado la presencia de contaminantes
como sodio, calcio y fósforo.
La Tabla II muestra el nivel medido
de contaminantes en los aceites de
soja, palma y semilla de colza que
se usaron en este trabajo. El aceite
de palma no muestra tener
impurezas, lo que indica que se ha
procesado anteriormente mientras
que los aceites de soja y de semilla
de colza no lo han sido. Lo más
probable es que en el futuro no se
procesen más de 20% de estas
fuentes renovables en aplicaciones
convencionales de hidrotratamiento,
lo cual bajaría el nivel de todos
estos contaminantes a 2.5 ppm o
menos. A estos niveles los materiales
de protección de alta capacidad
de ART y los catalizadores
especializados de Grace Davison
son capaces de proteger los catalizadores
aguas abajo de estos
venenos dañinos.
Ya que estas cargas renovables se
derivan de fuentes biológicas, también
contienen una concentración
alta de oxígeno. Para los materiales
enumerados en la Tabla 1, el contenido
de oxígeno fluctúa entre 10 y
15% y depende completamente del
largo y del grado de saturación de
las cadenas de ácidos grasos.
Esta cantidad de oxígeno es importante
ya que bajo condiciones normales
de hidrotratamiento el
oxígeno reaccionará con el
hidrógeno para formar agua. Esta
agua, si se genera en cantidades
significativas, puede causar problemas
como el debilitar el soporte
catalítico o la redistribución de los
www.e-catalysts.com
Figura 3
Vías de Hidrotratar Aceites Renovables
+ 3 H2O
+ 6H2
H
H C -O-
C
O
O
H C -O-
C
metales activos y la pérdida de área
superficial. A las tasas de mezclado
anticipadas de 10%, el contenido de
oxígeno es entre 1.0 y 1.5 %p y, aún si
se convirtiera todo el oxígeno, esto no
generaría una cantidad apreciable de
agua para crear un problema significativo.
Ideas Generales de Co-Procesar
Mirando a estos productos desde una
perspectiva de hidrotratamiento, se
pueden clasificar las biocargas como
mono y di-olefinas, ya que la mayoría
=
=
O
H C-O-
C
H
=
H
H
H H
H
H C -H
H
H C -H
H
H C-H
H
H
H C -O-
C
O
O
H C -O-
C
=
=
O
H C-O-
C
H
+ 3 O2
=
H
H
H H
H H
H H
H H
+ 6H2
HEAT
H
H
+
4.5H2
HEAT
de estos compuestos tienen uno o
dos enlaces dobles por cada cadena
de ácido grasos con unos pocos
teniendo tres. Usando los números
que se encuentran en la Tabla I, el
aceite de palma tiene un promedio
de 1.1 enlaces dobles por cadena;
aceite de semilla de colza tiene 1.3
y el aceite de soja tiene 1.7. Se ha
establecido ampliamente que las
reacciones de saturación de olefinas
ocurren rapidamente y tienden
a ocurrir cerca de la cima del lecho
de catalizador en un hidrotratador.
Las reacciones proceden hasta
Figura 4
Cromatograma de Azufre, Carbón & Oxígeno
en una Carga Diesel

Figura 5
Cromatograma de Azufre, Carbón y
Oxígeno en un Producto Co-Procesado
casi completarse a condiciones típicas
de hidrotratamiento, y generarán
entre 130-150 BTU’s por pies
cúbicos estándar de hidrógeno
consumido. La vías de reacción de
hidrotratar los bio-aceites se ven en
la Figura 3.
En la primera etapa de la reacción,
las cadenas de ácidos grasos insaturados
se convierten rapidamente
en parafinas normales completamente
saturadas. La segunda reacción
que debe ocurrir para asegurarse
que los compuestos sean del
tamaño apropiado para el monto de
diesel es la separación de las cadenas
de ácidos grasos de la molécula
de glicerina que requiere la rotura
del enlace carbono-oxígeno. Se
espera que esta reacción ocurra a
una velocidad similar a la de los
compuestos de azufre como sulfuros
y sulfídricos. Para verificar
que esta es la reacción que verdaderamente
está ocurriendo, se
analizaron varias fuentes de carga
para oxígeno para entender mejor
dónde se van a distribuir en la
carga. Este análisis tiene un límite
de detección de aproximadamente
2.6 ppm de oxígeno. La Figura 4 es
un cromatograma de carbonoazufre-oxígeno
para una carga de
diesel que contiene 263 ppm de
oxígeno.
Técnicas analíticas usando GC-
AED han demostrado que en una
operación normal de ULSD no se
detecta oxígeno en productos con
niveles de azufre menores de 500
ppm. Esto se puede ver en la Figura 5
que muestra el análisis de uno de los
productos co-procesados que contiene
un azufre total de 31 ppm y un
nitrógeno menos de 1 ppm.
Aceite
CD
10%
Soja
10%
Palma
Pruebas de Planta Piloto de
Aceites Renovables
ART completó un número de estudios
de planta pliloto para entender
el proceso para co-tratar componentes
de combustibles renovables
en un hidrotratador. Se investigaron
un gran rango de condiciones de
operación de ULSD para determinar
si hay una ventana operativa
óptima para procesar estos tipos de
cargas. Las condiciones incluyeron
presiones de hidrógeno desde 450
hasta 1100 psia y relaciones de
hidrógeno/aceite desde 1000 a
3000 PCEB (Pies Cúbicos
Estándard por Barril).
Se mezclaron las tres fuentes diferentes
de aceites renovables por
separado con una carga típica de
diesel de corrida directa (CD). Se
varió el nivel del componente renov-
Tabla III
Análisis de Corrida Directa (CD) y Bio-Mezcla
10%
Colza
40%
Soja
80%
Soja
˚API 34.44 33.03 33.50 33.29 29.24 24.38
Gravedad
Específica g/cc
0.852 0.859 0.857 0.858 0.879 0.907
Azufre, %p 1.123 1.083 1.092 1.042 0.670 0.210
Nitrógeno
ppm
130 82 75 67 47 16
Oxígeno,
%p
Aromáticos,
%p
0.0 1.2 1.2 1.1 4.7 8.9
Mono 17.76 15.85 15.87 15.86 10.32 3.34
Di 7.39 6.60 6.60 6.60 4.29 1.39
Poli 2.1 1.87 1.88 1.87 1.22 0.39
Total
Destilación
2887 ˚F
27.25 24.32 24.34 24.33 15.84 5.12
PIE 222 209 209 210 239 329
10% 477 465 459 465 498 571
30% 579 559 557 559 579 1009
50% 613 595 592 594 631 1119
70% 643 632 628 630 1108 1130
90% 681 720 688 715 1130 1135
PFE 740 1127 1121 1127 1134 1139
Punto de
Oscuridad, ˚F
19.9 21.7 24.1 22.8 22.0 19.1
Indice de Cetano 53.8 50.6 51.2 50.9 46.4 NA
Catalagrama 103 Primavera 2008
5

6
Figura 6
Resultados de Varios Componentes Renovables
TEPP (WABT), ˚F
630
620
610
600
590
580
570
www.e-catalysts.com
Niveles 10%
0 05 100 150
Azufre de Producto, ppm
CD 10% Soja 10% Palma 10% Colza
Figura 7
Aumento en Cetano al Co-Procesar Bio-Cargas
a Presión Alta
Indice de Cetano Ceta de Producto
63
62
61
60
59
58
57
56
55
570 580 590 600 610 620 630
TEPP (WABT), ˚F
CD 10% Soja 10% Palma 10% Colza
Figura 8
Aumento en Cetano al Co-Procesar Bio-Cargas
a Presión Alta
Indice de Cetano de Producto
60
59
58
57
56
55
590 600 610 620 630 640 650
TEPP (WABT), ˚F
CD Renovable
able entre 10% y 80% y se hidrotrató
en el rango de condiciones de
procesamiento mencionadas anteriormente.
Las propiedades del
componente de CD se ven en la
Tabla III, en adición a 5 mezclados
diferentes de los bio-componentes.
Como se ve en la tabla, los efectos
del mezclado con las fuentes renovables
son diluir el contenido de
azufre, el nitrógeno y de aromaticos
y disminuir la gravedad API
(aumentar la gravedad específica).
Luego ART condujo pruebas conteniendo
las varias fuentes de cargas
renovables al nivel de 10%. La
Figura 6 resume algunos de los
resultados en las pruebas. Las
pruebas demostraron que los
aceites de soja y de semilla de
colza tienen un compartamiento
muy parecidos cuando se coprocesan
en un diesel de CD. Las
mezclas de cargas requirieron
esencialmente la misma temperatura
para un azufre en el producto de
10 ppm, y la energía de activación
aparente (respuesta de temperatura)
para las dos mezclas de cargas
es similar a la de la carga de CD
sóla. El aceite de palma, que se
había procesado anteriormente,
aparentamente era más fácil de
tratar hacia niveles de azufre bajos,
pero para 10 ppm de azufre en el
producto la temperatura requerida
era sólo ligeramente más baja que
para la carga de CD. La aparente
energía de activación para esta
mezcla de carga era más baja que
para el componente de CD indicando
que la respuesta de temperatura
en la unidad era más baja.
Comparando las cargas a los niveles
de azufre ultra-bajos sugiere
que el co-procesado de los aceites
renovables sólo tiene un efecto
pequeño en el funcionamiento del
hidrotratador. La data indica que la
mezcla menos reactiva contiene
aceite de semilla de colza, seguido
de la mezcla con aceite de soja y
finalmente la mezcla de aceite de
palma. La diferencia, sin embargo,
es sólo como 10°F (5.6°C) para

Mirando a otras propiedades del
producto de diesel que son importantes
para los refinadores revela
que hay un aumento en el índice de
cetano del producto de casi dos
números. Este aumento en cetano
se vió através del rango amplio de
condiciones de las pruebas y es un
reflejo de las parafinas normales
proveniente del aceite removable
discutido anteriormente. La Figura
7 resume algunos de los resultados
de índice de cetano que se alcanzaron
a presión más alta para cada
una de las mezclas de bio-carga.
En la Figura 8 se ve el impacto de la
operación a presión baja en la
mejora en cetano para una mezcla
de carga renovable a un 10%. No
sorprendemente, la operación a
presión baja resulta en un índice de
cetano más bajo para la carga de
CD, pero la adición de carga removable
de nuevo provee un aumento
consistente de dos números en el
índice de cetano.
Esto es un buen indicador que las
moléculas grandes de ácidos grasos
se están descompiendo a tres
cadenas individuales de ácidos
grasos através de la rotura de los
enlaces de C-O. La Figura 9 compara
los cromatogramas de la destilación
D-2887 de los productos de
CD a 10 ppm de azufre con las de
los productos co-procesados. Es
evidente que hay un aumento en la
concentración de parafinas normales
entre los puntos de ebullición
de 500°F y 600°F (260°C y 316°C).
Este aumento es el que causa un
aumento significativo en cetano.
El hidrotratamiento de aceites biomezclados
resulta en un producto
que ya no contiene material en el
rango de C 50 a C 60. Esto es consistente
con la teoría que las cadenas
individuales de ácidos grasos se
están rompiendo hacia hidrocarburos
de tamaño similar a los que
se encuentran en el diesel de CD.
Debido a la adición de cadenas
insaturadas del bio-componente, se
espera que haya un aumento en el
Chromatograma:
100 200300 400 500 600 700 800 900 1000 1100
1.000e+006
9.000e+005
8.000e+005
7.000e+005
6.000e+005
Señal
5.000e+005
4.000e+005
3.000e+005
2.000e+005
IBP
Start Time
1.000e+005
Figura 9
Comparación de Punto de Ebullición
entre CD y 10% Bio Mezclas
Punto de Ebullición (°F)
FBP
End Time
0.000e+000
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Tiempo de Retención (min)
Producto de CD
@ 10 ppm sulfur
Aromåticos Totales de Productos, %p
30
25
20
15
10
Chromatograma:
100 200300 400 500 600 700 800 900 1000 1100
1.800e+006
1.600e+006
1.400e+006
1.200e+006
1.000e+006
Señal
8.000e+005
6.000e+005
4.000e+005
Start
IBP
Time
2.000e+005
0.000e+000
Punto de Ebullición (°F)
FBP
End Time
0 5 10 15 20 25 30 35 40
5
570 580 590 600 610 620 630
TEPP (WABT), ˚F
CD 10% Palma
Tiempo de Retención (min)
Figura 10
Comparación de Aromáticos Totales de Aceite de CD con
10% Aceite Renovable a Presión Alta
Punto de Oscuridad de Producto, ˚F
32
30
28
26
24
22
20
18
Producto Co-procesado
@ 10 ppm sulfur
Figura 11
Puntos de Oscuridad de Cargas Bio-Mezcladas
Comparados con Carga CD
16
570 580 590 600 610 620 630
TEPP (WABT), ˚F
CD 10% Soja 10% Palma 10% Colza
Catalagrama 103 Primavera 2008
7

8
consumo de hidrógeno para saturar
estos enlaces C=C. Con este uso
adicional de hidrógeno, es importante
también reconocer cualquier
cambio en la aromaticidad del producto,
ya que reacciones para saturar
aromáticos consumen mucho
hidrógeno y competirán con las
reacciones de saturación bajo
condiciones de limitaciones de
hidrógeno. La Figura 10 resume la
aromaticidad de producto para una
de las cargas bio-mezcladas. Los
aromáticos totales del producto son
consistentemente dos números
más bajos que la carga de CD, que
es igual a la diferencia actual en el
contenido total de aromáticos entre
las dos cargas. El contenido de
aromáticos más bajo de las cargas
bio-mezcladas le permite al refinador
alcanzar un contenido más
bajo de aromáticos en el producto,
que puede ser valioso ya que regulaciones
en el futuro pueden
requerir un límite más bajo en los
aromáticos totales en el diesel.
˚API
Azufre, %p
Nitrógeno Total/Básico, ppm
Concarbón, %p
Factor K
Anillo Aromático, %p
Anillo Nafténico, %p
Carbonos Parafínicos
Vanadio, ppm
Niquel, ppm
www.e-catalysts.com
delta Conversión, %p
112.0
109.0
106.0
103.0
100.0
97.0
94.0
Carga Base
7.5% Bio
15% Bio
A una presión y relaciónes de
H 2/aceite más bajas, el contenido total
de aromáticos muestra una respuesta
similar, con dos números más bajos
en aromáticos totales cuando se coprocesan
cargas bio-basadas.
Cuando se reduce la presión de
Tabla IV
Análisis de Carga para Estudio de FCC
Destilación D6352, ˚F
PIE
10
30
50
70
90
95
PFE
Residuo
Compuesto
24.4
0.53
813/287
1.12
11.96
22.7
13.6
63.8
2.5
1.1
494
689
775
834
899
1018
1110
1279
Figura 12
Conversión vs. Cat/Aceite
4 6 8
GOV
Hidrotratado
27.3
0.20
800/280
0.2
12.23
18.9
11.5
69.5
1.8
0.7
460
703
786
849
923
1034
1088
1226
Cat/Aceite
operación, hay una disminución en
la habilidad de saturación de aromaticos
del catalizador, y el uso
potencial de aceites renovables
puede mitigar esto.
Las especificaciones de punto de
oscuridad varían basado en la ubicación
de la refinería y del consumidor
eventual del combustible.
Aunque el mezclado del bio-componente
rinde mejoras en el cetano
del diesel, hay una preocupación
sobre el punto de oscuridad de
diesel basado en biocarga. Se sabe
que las parafinas normales tienen
un punto de oscuridad mucho más
alto que otros hicrocarburos con un
número de carbono similar. Ya que
el hidrotratamiento convierte las
cadenas de ácidos grasos a parafinas
normales de cadenas largas, el
punto de oscuridad de la mezcla
aumentará. La Figura 11 resume
los puntos de oscuridad luego de
hidrotratar las tres cargas mezcladas.
Se incluye la carga de CD
como comparación.
Procesando la carga de corrida
directa esencialmente no tiene
impacto en el punto de oscuridad
del producto y los productos están
todos dentro de unos pocos grados
del punto de oscuridad de la carga
mostrado en la Tabla III. La carga
que contiene aceites renovables
todos tienen puntos de oscuridad
ligeramente más altos comparado
con la carga base de CD (Tabla 3),

Conversión, %p
81.0
80.0
79.0
78.0
77.0
76.0
75.0
74.0
73.0
72.0
71.0
3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0 7.5
Carga Base
y luego de hidrotratar, el punto de
oscuridad aumenta entre 6 y 10°F
(3.3 y 5.35°C). Este aumento en el
punto de oscuridad puede ser significativo
especialmente en climas
frios. El uso de otras tecnologías
suplidas por ART puede reducir o
eliminar el problema del aumento
de punto de oscuridad.
Co-Procesar en la Unidad de FCC
Otra opción para refinadores puede
ser co-procesar bio componentes
en la unidad de craqueo catalítico
(FCC). A diferencia de las
unidades de hidrotratamiento
donde no se puede cambiar el
catalizador sin sacar la unidad de
servicio para cargar el reactor, el
reemplazo continuo de catalizador
en la unidad de FCC le permite al
refinador ajustar la formulación del
catalizador para optimizar los
rendimientos. La caracterización
de la bio-carga y un entendimiento
de los objetivos del refinador
pueden permitir que el suplidor del
catalizador desarrolle una formulación
para maximizar ganancias.
Pruebas de Planta Piloto de
Aceites Renovables
Para ilustrar el impacto en los
rendimientos de la FCC con la
incorporación de cargas de aceites
vegetales en la carga de FCC,
Grace condujo un estudio comprensivo
de planta piloto comenzando
con una carga compuesta
Figura 13
Conversión vs. Coque
Estudio de Planta Piloto de Biocargas
Coque, %p
7.5% Colza 7. 5% Soja 7.5% Palma 15% Soja 15% Colza 15% Palma
de GOV y residuos cuyas
propiedades se encuentran en la
Tabla IV. Entonces se mezclaron los
aceites de soja, palma y semilla de
colza que se usaron en las pruebas
de hidrotratamiento a concentraciones
de 0%, 7.5% y 15%. Se usa el
GOV hidrotratado en esta tabla en un
estudio posterior para comparar los
efectos de diferentes cargas bases.
Las cargas mezcladas de FCC se
craquearon sobre un catalizador de
FCC que había sido desactivado
usando un protocolo tipo CPS-3 3,4 a
1000 ppm níquel y 2000 ppm vanadio.
El catalizador fue formulado para
proveer el máximo mejoramiento de
fondos. Propiedades del catalizador
desactivado se ven en la Tabla V.
La unidad piloto se operó a una temperatura
constante de reacción de
1000°F (538°C) y se probó el catalizador
desactivado a tres relaciones
de catalizador/aceite (4, 6 y 8) para
cada una de las cargas mezcladas en
la planta piloto.
La Figura 12 demuestra que las tres
mezclas de bio-cargas craquean
más facilmente que la carga base.
La adición de los bio-componentes
aumenta la actividad de craqueo
(relación cat/aceite más bajo para
una conversión dada), y el aumentar
la concentración de un bio-componente
dado rinde un aumento en
conversion a una relación constante
de catalizador a aceite.
La Figura 13 muestra que las biocargas
producen significativamente
menos coque por unidad de conversión
que la carga base.
Aumentar la concentración de
cualquiera de los tres bio-componentes
reduce aún más la cantidad
de coque producido para una conversión
dada. El aceite de semilla
de colza es el más fácil de craquear,
seguido por el aceite soja, con el
aceite de palma siendo el más difícil
de los componentes para
craquear.
Las tendencias observadas en las
Figuras 12 y 13 se pueden explicar
por las composiciones individuales
de ácidos grasos para cada biocomponente
reportado anteriormente
en la Tabla I. Las vías de
reacción para los triglicéridos se
han estudiado extensivamente por
Dupain y cia. 5, y bajo condiciones
de la FCC se encontró que ocurren
en dos etapas distintas.
Primeramente ocurre el craqueo
térmico del triglicérido, descargando
las cadenas de ácidos grasos
de la columna de glicerina. La conversión
de ácidos grasos libres
através de craqueo térmico es muy
baja, requiriendo craqueo catalítico
MAT, %p
SuperficieTotal, m2/g 175
Superficie Zeolita, m 99
76
Tamaño Unidad Celda, Å 24.29
Tierras Raras, %p 2.04
Alúmina, %p 50.23
2/g
Tabla V
Propiedades de Catalizador Desactivado
Sperficie Matriz, m2/g
Catalagrama 103 Primavera 2008
9

10
Delta Cambio, %p sin octanaje
Hydrógeno, %p
0.55
0.50
0.45
0.40
0.35
0.30
0.25
0.20
0.15
0.10
Figura 14
Comparación de Cargas Mezcladas al 15%
Hidrógeno
Total Gas Seco
Coque Constante, 5%
Conversión Constante, 76%
Propileno
Total C3's
Total C4='s
Total C4's
C5+ Gasolina
RON
Figura 15
Rendimiento de Hydrógeno vs. Conversión
MON
0.05
71.0 72.0 73.0 74.0 75.0 76.0 77.0 78.0 79.0 80.0 81.0
Convers ión, wt.%
Carga base
Gaso. Isoparafinas
Gaso. Aromáticos
Estudio de Planta Piloto de Biocargas
Gaso. Naftenos
Gaso. Olefinas
15% Palma 15% Soja 15% Colza
Figura 16
Red de Vía de Reacción para Craqueo de Alkano
Reacciones
Iniciales
Alkano
+ H+ Bronsted
Fuerte
Lewis
-H+ Fuerte
Ión de Carbonio
Ión Carbenio
Ión Carbenio
Reacciones
en cadena
+Alkano
Craqueo
Protolítico
-H+
Cisión
ß
Reformado
Bronsted
+ H+ Reformado
Lewis
Alkano
(Producto)
Olefina
(Producto)
Alkano
(Producto)
Olefina
(Producto)
Alkano
(Producto)
ACL
INICIACION
PROPAGACION
TERMINACION
Catalytic Cracking Catalysts, Chemistry and Kinetics, Chemical
Industries 25, reimpreso con permiso
www.e-catalysts.com
Fondos
Coque
Conversión
en el paso subsecuente para
romper las moléculas de ácidos
grasos de alto peso molecular
hacia productos más pequeños y
más valiosos. Ácidos grasos libres
con más saturación serán más difíciles
de craquear que aquellos que
contienen una cantidad mayor de
enlaces dobles 6. Con el promedio
más bajo de 1.1 enlaces dobles por
cadena de ácidos grasos, esto
explica el funcionamiento del aceite
de palma comparado con el aceite
de soja o de semilla de colza.
Las bio-cargas también tienen
mucho menos contaminantes
(azufre, nitrógeno y potencialmente
metales) que la carga base, pero la
caracterización adicional de estos
materiales es muy difícil. Métodos
tradicionales de análisis desarrollado
para hidrocarburos fósiles no
aplicarán para materiales bio-basados.
Medidas tales como con-carbón,
n-d-M (que es un estimado de
la composición química de la carga
usando índice de refracción (n), la
densidad (d) y el peso molecular
(M) de la carga para calcular la
cantidad de especies de carbón
parafínicos (Cp), nafténicos (Cn) y
aromáticos (Ca) en la carga) y aún
destilaciones basadas en GC
pueden tener sus fallas debido a la
respuesta de craqueo térmico a las
bio-cargas. Con casi ningún azufre
en cada una de las bio-cargas,
incorporándolos a la carga de FCC
diluirá el nivel de azufre en algunas
corrientes de productos claves de a
FCC, potencialmente permitiendo
beneficios de hidrotratamiento
aguas abajo (menos pérdida de
octanaje de la gasolina, tiempo
extendido de corrida para el catalizador)
o para una carga base de la
FCC de menor costo a un nivel constante
de azufre en el producto.
Ya que el aumento en la concentración
de los bio-componentes en
la carga aumenta direccionalmente
la magnitud de respuesta en los
rendimientos de la FCC, para simplificar
las tendencies presentaremos
los resultados restantes sólo a
mezclas del 15%. Adicionalmente,
ya que unidades de FCC comerciales
operan a un coque con-

stante, si hay una diferencia significativa
en rendimiento de coque
cuando se comparan rendimientos
de productos individuales, la comparación
a coque constante acentuará
la diferencia en rendimientos.
Comparando la data a conversión
constante hará más suave la data y
permitirá una comparación más
representativa. La Figura 14 muestra
los rendimientos para las biocargas
a una concentración de
15% para coque constante y conversión
constante comparados con
la carga base.
Comenzando con hidrógeno, la
Figura 15 confirma que la reducción
en rendimiento de hidrógeno
con las bio-cargas es significativa.
Hidrógeno puede venir de tres
fuentes: un producto secundario de
deshidrogenación con metales, un
producto de craqueo térmico, o un
producto de craqueo catalítico.
Un método potencial para determinar
la razón para la reducción de
hidrógeno con los bio-materiales
envuelve una comparación de los
rendimientos de olefinas C 5 en la
gasolina para las cargas probadas.
Durante reacciones de deshidrogenación,
olefinas en el rango de la
gasolina reaccionan con los metales
en el catalizador para producir
hidrógeno 7. Si los materiales de las
bio-cargas producen menos olefinas
en el rango de la gasolina que
la carga base, esto puede ser la
causa de la reducción de
hidrógeno.
De nuestro análisis la adición de
bio-cargas a la carga base no
reduce la cantidad de olefinas en la
gasolina producida. Por lo tanto la
reducción de hidrógeno observada
con las bio-cargas probablemente
no se debe a una reducción en las
reacciones de deshidrogenación.
Como alternativa, el potencial para
las bio-cargas de producir
hidrógeno durante el proceso de
craqueo catalítico se puede evaluar
comparando el rendimiento de
propano para las cargas probadas.
Figura 17
Vía de Reacción de Parafina
H H
R CH2 CH2 R’ HZ R CH2CR’ H Z -
-H2
+
-RH
Propano, %p
1.4
1.3
1.2
1.1
1.0
0.9
0.8
0.7
H
R CH2 C
+
Z -
H
R’
R CH2 C Z - +
Figura 18
Rendimiento de Propano vs. Conversión
Estudio de Planta Piloto de BioCargas
0.6
71.0 72.0 73.0 74.0 75.0 76.0 77.0 78.0 79.0 80.0 81.0
Convers ión, %p
Gasolina, %p
52.0
51.5
51.0
50.5
50.0
49.5
49.0
48.5
Carga Base
15% Palma 15% Soja 15% Colza
Figura 19
Rendimiento de Gasolina vs. Conversión
Estudio de Planta Piloto de Biocargas
48.0
71.0 72.0 73.0 74.0 75.0 76.0 77.0 78.0 79.0 80.0 81.0
Conversióon, %p
Carga Base
15% Palma 15% Soja 15% Colza
Catalagrama 103 Primavera 2008
H
11

12
Al craquear una bio-carga, las
moléculas de ácidos grasos que
fueron liberadas por la etapa inicial
de craqueo térmico subsecuentemente
craquearán según las vías
definidas para las moléculas de
parafinas o de olefinas. Si la mezcla
de ácidos grasos es más olefínica,
será muy reactiva y craquerá facilmente
para producir olefinas más
pequeñas en el rango de la gasolina6.
Una mezcla de ácidos grasos
más parafínica, puede reaccionar
através de multiples vías de reacción
para producir una variedad de
productos (Figura 16).
El paso de iniciación ocurre en un
sitio ácido Lewis o Bronsted en el
catalizador. En el sitio Bronsted hay
dos vías potenciales adicionales
para que la parafina reaccione para
producir un ión de carbenio.
Craqueo protolítico puede ocurrir
con la eliminación de la parafina, o
se puede formar el ión de carbenio
con la eliminación de la molécula
de hidrógeno (Figura 17).
Si el craqueo protolítico es prevalente,
el producto al terminar la
cadena es propano. La Figura 18
muestra que el rendimiento de
propano para las tres bio-cargas es
menor que para la carga base. Por
lo tanto hay una indicación de que
la reducción en propano e
hidrógeno es potencialmente
debido a la reducción en el craqueo
protolítico de los ácidos grasos
comparado con una carga típica de
FCC. Esto también indica que los
enlaces dobles en cada una de las
moléculas libres de ácidos grasos,
que son más reactivas, son los
lugares de iniciación para las reacciones
de craqueo.
Las moléculas de ácidos grasos
están craqueando hacia gasolina y
propileno como se ve en las Figuras
19 y 20.
La tendencia de gasolina indica
sobre-craqueo para las tres biocargas,
y también para la carga
base. Sobre-craqueo ocurre cuando
las moléculas de gasolina producidas
son craqueadas subsecuentemente
a moléculas más
www.e-catalysts.com
Total C4='s, %p
8.2
8.0
7.8
7.6
7.4
7.2
7.0
Propileno, %p
RON Gasolina
Figura 20
Rendimiento de Propileno vs. Conversión
7.0
6.5
6.0
5.5
5.0
4.5
4.0
71.0 72.0 73.0 74.0 75.0 76.0 77.0 78.0 79.0 80.0 81.0
C onvers ión, %p
94
93.5
93
92.5
92
91.5
91
90.5
90
Carga Base
Estudio de Planta Piloto de Biocargas
15% Palma 15% Soja 15% Colza
Figura 21
RON & MON de Gasolina para Bio-mezclas
71 73 75 77 79 81
Carga Base Palma Soja Colza
Figura 22
Rendimiento de Butileno vs. Conversión
6.8
71.0 72.0 73.0 74.0 75.0 76.0 77.0 78.0 79.0 80.0 81.0
Convers ión, %p
Carga Base
Estudio de Planta Piloto de Biocargas
15% Palma 15% Sojay 15% Colza
85
84
83
82
81
80
79
MON Gasolina

Figura 23
Rendimientos Cuantitativos para Diferentes Mezclas de
Aceite de Colza/Hidroparafinas
Fracción de Producto, %p
livianas. Factores que pueden
impulsar una reacción hacia sobrecraqueo
son actividad catalítica,
relación cat/aceite y temperatura.
Según la carga sea más fácil de
craquear, mayor es la tendencia
para que ocurra sobre-craqueo. La
Tabla IV muestra que la carga base
en sí es bastante parafínica con un
Factor K Watson que indica que
producirá conversiones altas. La
incorporación de los ácidos grasos
altamente parafínicos de las biocargas
hace que la carga sea aún
más fácil de craquear. La actividad
catalítica se determinará basada en
las limitaciones específicas y los
obejetivos de cada unidad cuando
se procese comercialmente las cargas
mezcladas de biocomponentes.
Las tendencias de sobrecraqueo
que se observaron en
estas pruebas de planta piloto se
puede corregir y no se esperan en
operaciones comerciales.
La influencia de los materiales biobasados
en las propiedades de la
gasolina es importante, ya que las
especies de oxígeno en los
triglicéridos se pueden descomponer
a agua, o pueden potencialmente
ser convertido a especies de
aldehido y furano que son indeseables
desde una perspectiva
ambiental, de salud y de seguridad.
Se llevo a cabo un Detector de
Emisión Atómico – Cromatógrafo de
70
60
50
40
30
20
10
fracciones de producto HWX/RSO
525 °C/CTO 4/21.2m
Gas
Gasolina
ACL
ACP
Coque
0
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Fracción RSO en mezcla de carga (-)
Applied Catalysis B, Environmental 72, reprinted by permission
Gases (GC-AED) en el producto líquido
que se recuperó después de cada
corrida de la planta piloto. Se corrió el
GC-AED en el modo de oxígeno para
poder detectar las especies de
oxígeno usando la misma técnica que
en las Figuras 4 y 5. Los únicos picos
que aparecieron fueron los picos iniciales
entre dos y cuatro minutos
desde los solventes de lavado de la
jeringuilla. No hay picos notables de
oxígeno en el producto líquido. Por lo
tanto no había especies de oxígeno
indeseables presente.
El octanaje (R+M)/2 de la gasolina
producida por las bio-cargas es más
bajo que el caso base, con contribuciones
de RON y de MON con-
Hidrógeno
Gas Húmedo
Gasolin Gasolina
ACL
Fondos
Coque Co
GOV Hidrotratado
Rojo: Indeseable Verde: Indeseable
Gris: Depende de los objetivos y limitaciones del refinador
tribuyendo a la tendencia. La magnitud
de la respuesta en el RON de
la gasolina puede depender de la
fuente de la bio-carga, pero en general
la pérdida de RON es pequeña
(Figura 21). El MON es consistentemente
más bajo con las bio-cargas,
y esto se debe al contenido más
bajo de aromáticos de la gasolina
producida con los materiales biobasados
en la carga.
Se puede explicar la respuesta en
los rendimientos de C4 revisando
de nuevo la composición de los ácidos
grasos individuales para las
tres bio-cargas como se mostró
anteriormente. El aceite de palma
contiene porcentajes significativos
de ácidos de C16 (palmítico) y de
C18 (oleíco). El porcentaje más alto
de ácidos grasos en el aceite de
soja es de C18 (linoleico), y los ácidos
de C20 y C22 (araquidónico y
erúcico) están presentes en las
concentraciones más altas en el
aceite de semilla de colza. Una vez
que estas moléculas son liberadas
de la columna de glicerina através
de craqueo térmico, se aplican
unas reglas típicas asociadas con
la FCC, que es que mientras más
larga sea la cadena (o sea, mientras
más alto sea el número de carbono
de la molécula), la distribución
de olefinas en el producto del
craqueo catalítico de la molécula
será más amplia. Por lo tanto, el
Figura 24
Comparación de Tendencias de Rendimientos para Cargas
a Conversión Constante
Carga Compuesta
Catalagrama 103 Primavera 2008
13

14
aceite de palma produce la cantidad
mayor de olefinas C 4, como se
ve en la Figura 22.
Influencia de las Propiedades
Base
Al final, la respuesta en los
rendimientos por la adición de
material de bio-carga a una carga
de FCC dependerá de las
propiedades de la carga base de la
FCC. Dupain y cia.5 observó que la
adición de aceite de semilla de
colza a una carga de hidro-parafina
rendirá menos gasolina y productos
de C4 y más livianos, y cantidades
mayores de ACL, fondos y coque
(Figura 23).
Aunque no se conocen las
propiedades específicas de esa
carga de hidro-parafina, en general
estas cargas son altamente
parafínicas y la adición de aceites
vegetales a ese tipo de carga
degradará las propiedades globales
de esa carga. Esto se confirma
al comparar la respuesta en
rendimientos al añadir aceite de
semilla de colza a las dos cargas
bases de FCC de la Tabla IV. Se
muestran las tendencias generales
en rendimientos para una conversión
constante en la Figura 24. La
adición de aceite de semilla de
colza a la carga de GOV hidrotratada
produce más coque y gas, a
conversión constante, pero a coque
constante la conversión fue más
baja con el aceite de semilla de
colza en la carga. Por comparación,
la carga compuesta muestra
bastantes mejoras en rendimientos
con la adición de semilla de colza.
Estas tendencias sugieren que si
una carga base de FCC es parafínica,
rendimientos pueden empeorar
con la adición de material bio-basa-
www.e-catalysts.com
do a la carga, mientras que para cargas
de GOV o de resíduos, los
rendimientos pueden mejorar.
Trabajos en el futuro incluirán examinar
el rol de la carga base en
rendimientos con la incorporación de
materiales de bio-carga en la carga
de FCC.
Conclusión
Basado en estos resultados, el uso de
catalizadores de hidroprocesamiento
de alta actividad de ART o de catalizadores
de FCC de Grace Davison
de alto funcionamiento, puede habilitar
al refinador a co-procesar aceites
renovables através de equipo convencional
de refinación. Se puede incorporar
el co-procesamiento a una
estrategia de operación de un refinador
con un detrimento mínimo a la
estabilidad del catalizador o a los
rendimientos, pero el efecto en una
operación particular dependerá de la
carga y condiciones bases. El Grupo
de Tecnologías de Biocombustibles
de Grace Davison utiliza los vastos
recursos de Grace y sus afiliados
para evaluar opciones para refinadores
que desean considerar
incorporar el co-procesado de biocargas
a sus operaciones, pero que
quieren entender la configuración
óptima para maximizar su profitabilidad.
Los autores de este trabajo quieren
agradecer a las personas siguientes
de Grace Davison por sus contribuciones
a este proyecto:
Susan Ehrlich, Directora de Negocios
del Grupo de Tecnologías de Biocombustibles;
Rick Wormsbecher,
Asociado de Investigación y
Desarrollo, Tecnologías de
Refinación.
Referencias
1. Data derived from Organic Chemistry,
W.W. Linstromberg, D.C. Health and Co.,
Lexington, MA, 1970
2. Data derived from Organic Chemistry,
Morrison and Boyd, 6th Edition, 1992
3. Wallenstein, D., Roberie, T., and Bruhin, T.,
Catalysis Today 127, 2007, pp. 54-69.
4. Wallenstein, D., Harding, R.H., Nee,
J.R.D., and Boock, L.T., Applied Catalysis A:
General 204, 2000, pp. 89-106.
5. Dupain, X., Costa, D.J., Schaverien, C.J.,
Makkee, M., Moulijn, J.A., Applied Catalysis
B: Environmental 72, 2007, pp. 44-61.
6. W.-C. Cheng , E.T. Habib, Jr., K.
Rajagopalan, T.G. Roberie, R.F.
Wormsbecher, M.S. Ziebarth, Handbook of
Heterogeneous Catalysis, 2nd edition, G.
Ertl, H. Knoezinger, F. Schueth, J. Weitkamp
(Editors), Wiley-VCH, Weinheim, 2008,
Chapter 13.5.
7. Zhao, X., J. A. Rudesill, W-C. Cheng,
Preprints of Symposia - American Chemical
Society, Division of Fuel Chemistry, 46(1),
2001, pp. 240-244.
8. B. W. Wojciechowski, and A. Corma,
Cataytic Cracking. Catalysts, Chemistry,
and Kinetics. Chemical Industries 25, 1986,
New York: Marcel Kekker.

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Rosann K. Schiller
Gerente de Producto,
Tecnologías de Refinación
Grace Davison
Doc Kirchgessner
Gerente de Ventas Técnicas,
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Grace Davison
y
16
Kelly Stafford
Coordinadora de Ventas Técnicas,
Tecnologías de Refinación
Grace Davison
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Catalizador GENESIS TM
Actualización Comercial
l mercado ha mostrado gran
entusiasmo para el acercamiento
del catalizador GEN-
ESISTM para las formulaciones de
catalizadores1. E
El número de aplicaciones
está creciendo y esperamos
que esta tendencia continúe en el
2008 y más allá.
El funcionamiento del catalizador
GENESIS TM ha alcanzado o excedido
expectativas en sus aplicaciones
comparado con tecnologías competetivas,
al igual que comparado con
otras tecnologías catalíticas existentes
de Grace Davison.
Compartiremos parte de esos resultados
con ustedes en este artículo.
Nos complace también introducir
dos componentes nuevos de alta
actividad en GENESIS TM. Hemos
hechos mejoras en nuestras familias
catalíticas MIDAS y PINNACLE
que suplirán actividad más alta y
una selectividad mejorada de
gasolina a rendimientos equivalentes
de fondos y de coque.
El Catalizador GENESIS TM provee
Flexibilidad Operativa a un
Refinador de los EE.UU.
Una refinador principal de los
EE.UU. procesando carga hidrotratada
estaba usando un catalizador
LIBRA de Grace Davison.

10
5
0
-5
-10
-15
-20
Delta T Rgn, ˚F Delta T Rxn, ˚F
Una nueva economía operativa
dictaba un cambio en la formulación
catalítica, especificamente
para maximizar ACL con una meta
adicional de aumentar el rendimiento
de gasolina + ACL (G+D). Ya
que la refinería estaba limitada por
el soplador de aire (MAB) y el compressor
de gas húmedo (WGC), los
cambios deseados deben alcanzarse
sin un aumento en GLP,
coque o gas seco. La estrategia
principal para la operación era
reducir la conversión sin sacrificar
el craqueo de fondos. Las pruebas
de laboratorio estimaban que el
catalizador GENESIS TM proveería
un incremento de 0.8%p en G+D,
fondos más bajos y una reducción
en rendimiento de H 2 a rendimientos
constantes de coque y de GLP.
Basado en estos resultados positivos
de laboratorio, se seleccionó
una formulación de GENESIS TM
para uso en esta aplicación.
El catalizador GENESIS TM ha excedido
las expectativas en esta refinería.
En adición a los beneficios de
selectividad que se observaron en
las pruebas de laboratorio, el catalizador
GENESIS TM también ha
demostrado una reducción significativa
en delta coque e hidrógeno.
La mejora en el delta coque le permitió
al refinador aumentar la
relación catalizador/aceite (C/O) a
una severidad menor de operación.
El aumento en el C/O en conjunto
Figura 25
Data Comercial del Refinador A
Cambio Delta
Coque, % Rel
Cambio C/A % Rel
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
-0.5
-1.0
G+D, vol.%
con las ventajas en selectividad resultaron
en un aumento en el G+D de
más de 2%vol (Figura 25). La reducción
en el gas seco alivió la limitación
de WGC, proveyendo espacio para
optimizar la temperatura de reacción
sin comprometer el octanaje. Desde
la introducción del catalizador GENE-
SIS TM, la unidad ha realizado una flexibilidad
operativa significativa. según
márgenes favorables en la refinería
cambian entre la producción de
gasolina, alquilato y de ULSD.
La reducción en la severidad operativa
le ha dado al refinador la habilidad
de optimizar las operaciones de la
FCC con la operación del hidrotratador
de la carga,
Catalizadores GENESIS TM Mejoran
las Propiedades de Fluidización del
Inventario Circulatorio
Los sistemas catalíticos GENESIS TM
han demostrado funcionamiento
superior en rendimientos en aplicaciones
de campo. También se han
observado mejoras en las características
de fluidización donde se han
usado los sistemas catalíticos GENE-
SIS TM. El Umb/Umf es un factor de fluidización
que se usa para determinar
la capacidad de fluidización de un
catalizador de equilibrio 2. Un valor
bueno para el Umb/Umf es individual
para cada unidad y un valor de 2 o
mayor representa una operación óptima.
La Figura 26 muestra tendencias
fondos, %vol GLP, %vol Gas Seco, %p
de Umb/Umf através del tiempo
para cuatro aplicaciones de FCC
diferentes.
El primer ejemplo es el Refinador B,
que tenía buenas características de
fluidización en el inventario con un
catalizador Grace antes de
empezar a usar catalizador GENE-
SIS TM. Según la unidad fue cambiando
su inventario hacia GENE-
SIS TM el Umb/Umf mejoró facilitando
una circulación suave.
Refinadores C, D & E estaban usando
catalizadores de la competencia
antes de usar GENESIS TM.
Refinadores C & D estaban operando
con un factor de fluidización
menor que el óptimo deseado de
2.0. Las características de flujo de
GENESIS TM les permitieron a estas
unidades alcanzar los niveles óptimos
de Umb/Umf y minimizar problemas
operativos causados por
inestabilidad en la circulación. En
el último ejemplo, el Refinador E
consiguió una mejora dramática de
un 15% en las características de
flujo con el catalizador GENESIS TM,
y esta mejora se ha sostenido por
más de un año.
¿Cómo mejoran la fluidización los
sistemas catalíticos GENESIS TM? El
Umb/Umf es una función de operaciones
de la unidad en adición a
propiedades del catalizador como
la distribución de tamaño de
partículas y volumen de poros. La
Catalagrama 103 Primavera 2008
17

18
UMB/UMF
UMB/UMF
2.30
2.25
2.20
2.15
2.10
2.1
2.0
1.9
1.8
Figura 26
Catalizador GENESIS Mejora las Tendencias de Umb/Umf del Ecat
Nov
Nov
Ene
retención excelente de finos de
catalizadores de alúmina sol de
Grace Davison asegura que se
retiene una mezcla óptima de
partículas en el inventario circulatorio.
Catalizadores MIDAS tienen un
volumen de poros muy alto1 que
cuando se combina con una distribución
de partículas óptima
aumenta el Umb/Umf creando un
inventario que se fluidiza facilmente.
Mientras más alta sea esta relación,
más perdonable es el catalizador
fluidizado a cambios en la densidad,
y más facilmente circulará en
una unidad de FCC 3. Las
propiedades únicas de los componentes
individuales del sistema
catalítico GENESIS TM resultan en un
inventario de catalizador de equilibrio
que tienen propiedades preferidas
de características de flujo.
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Base Grace Davison
GENESIS TM
Competidor 1
GENESIS TM
Dec
Refinador B
Mar
Refinador D
Feb
Abr
May
UMB/UMF
UMB/UMF
2.00
1.95
1.90
1.85
1.80
2.4
2.3
2.2
2.1
2.0
Sep
Ene
Componentes de Actividad Alta del
Catalizador GENESIS TM
La industria requiere estabilidad y
actividad alta de su catalizador de
FCC. Se necesita la estabilidad para
combatir la desactivación catalítica a
cargas altas de metales cuando se
procesan residuos. Actividad alta y
características óptimas de fluidizacion
pueden contrarestar límites de
circulación. Una actividad estable
provee el delta coque necesario para
una carga hidrotratada muy limpia.
Grace Davison se complace en introducir
dos nuevas tecnologías catalíticas
para manejar estos retos operativos
específicos. Las series catalíticas
MIDAS-200 y PINNACLE suplen
un aumento en actividad comparado
con los catalizadores IMPACT y
MIDAS-100. Ambos catalizadores
son excelentes soluciones catalíticas
Jul
Competidor 1
GENESIS TM
Competidor 2
GENESIS TM
Nov
Jul
Refinador C
Ene
Refinador E
Ene
Mar
individuales y exhiben beneficios
sinergísticos cuando se utilizan en
sistemas catalíticos GENESIS TM.
Se Comercializa el Nuevo
Sistema Catalítico MIDAS de Alta
Actividad
Catalizadores MIDAS están diseñados
para refinadores que están
interesados en el máximo mejoramiento
de fondos y estabilidad
catalítica sin una penalidad de
gas 4. Su morfología de partícula
abierta facilita a catalizadores
MIDAS a craquear selectivamente
los componentes más pesados de
la carga sin comprometer la selectividad
de coque y gas. El balance
entre los mesoporos con un tamaño
apropiado y la fuerza acídica optimizada
de matriz suple las ventajas
en selectividad sobre los sistemas

Tabla VI
Propiedades de Catalizadores MIDAS ® -200
Propiedades Catalizador Fresco
MIDAS-238 MIDAS-138
Al 2O 3 wt.% 49.8 50.8
RE 2O 3 wt.% 2.35 1.97
Area Superficial m2/g 280 290
ASZ m2/g 170 175
ASM m2/g 110 115
DBA g/cc
0.73 0.75
DI 12 12
Propiedades desactivadas con 3000 ppm Ni y 3000 ppm V
Area Superficial m2/g 155 160
ASZ m2/g 90 85
ASM m2/g 65 75
Tamaño Unidad Celda Å
24.32 24.30
Figura 27
Catalizador MIDAS ® -238 es Más Activo que
Catalizador MIDAS ® -138 a una Relación Constant de C/A
Relación Cat/Aceite
9.5
9.0
8.5
8.0
7.5
7.0
6.5
6.0
5.5
MIDAS -238
MIDAS -138
5.0
66 68 70 72
Conversión, %p
74 76 78
Tabla VII
Comparación de Actividad Constante de Carga Residual
MIDAS ® -238 MIDAS ® -138
Conversión, %p 74.5 72.0
Gas Seco Total, %p 2.8 3.1
Total C3, %p 10.1 9.9
Total C4, %p 13.6 13.2
Gasolina, %p 41.6 39.5
ACL, %p 18.4 19.9
Fondos, %p 7.1 8.1
Coque, %p 6.2 6.1
catalíticos de la competencia.
Volumen de poros en el rango de
100-600 Å es crítico para le
destrucción de hidrocarburos pesados,
y catalizadores MIDAS contienen
la cantidad mayor de mesoporosidad
disponible en la industria
hoy.
Para contestar el reclamo de la
industria para mayor actividad,
hemos comercializado la serie
catalítica MIDAS-200. Cada tecnología
catalítica de FCC está limitada
por la cantidad de ingredientes
activos que se pueden incorporar
antes que se comprometa la
resistencia a la atrición. La familia
MIDAS-200 de catalizadores alcanza
nuestra meta de mayor conversión,
sin afectar la integridad de
partículas, a una selectividad de
coque y gas equivalente a MIDAS-
100. Las propiedades catalíticas se
ven en la Tabla VI.
Come se ve en la Figura 27, el catalizador
MIDAS-238 aumenta la conversión
por 2.5 #’s sobre la base
MIDAS-138 a una relación constante
de C/O en la prueba de planta
piloto en el DCR. El aumento en
la actividad de transferencia de
hidrógeno de la zeolita mejora la
selectividad de gasolina y reduce el
gas húmedo sin comprometer la
selectividad de coque (Tabla VII).
Pruebas comerciales demuestran la
ventaja de actividad de la serie
catalítica MIDAS-200. El Refinador
F cambió de un catalizador GENE-
SIS TM-1, que contenía catalizador
MIDAS-138, a un catalizador GENE-
SIS TM-2 con una cantidad equivalente
de catalizador MIDAS-238
reemplazando al MIDAS-138 en la
formulación. Como se ve el Figura
28, el catalizador GENESIS TM-2
aumentó la actividad MAT del catalizador
de equilibrio (Ecat) por 1# a
adiciones equivalentes de catalizador.
La data comercial se ve en
la Figura 29 y confirma la ventaja en
la selectividad de gasolina que se
vio en la planta piloto.
Catalagrama 103 Primavera 2008
19

20
Se están usando actualmente catalizadores
de la serie MIDAS-200 en
cuatro unidades de FCC alrededor
del mundo. La habilidad de ajustar
la actividad catalítica de MIDAS
sobre un rango amplio provee flexibilidad
adicional a usuarios de
catalizadores GENESIS TM que
pueden requerir una actividad MAT
mayor pero que no pueden sacrificar
selectividad de fondos o de
coque.
Grace Anuncia Mejoras en la
Familia Catalítica PINNACLE
Nos complace anunciar una mejora
en la familia catalítica PINNACLE.
Catalizadores PINNACLE están formulados
ahora con una tecnología
novedosa de zeolita que maximiza
la selectividad de gasolina a un
rendimiento equivalente de coque.
Las nuevas formulaciones son
apropiadas para refinadores interesados
en maximizar la producción
total de combustibles y en reducir la
carga a su compresor de gas
húmedo (WGC).
Introducidos en el 2006, catalizadores
PINNACLE son catalizadores
de alúmina-sol formulados
con la matriz resistente a níquel
TRM-400 de Grace Davison que
provee selectividad superior de
coque y gas en la presencia de cargas
con alto nivel de níquel 5. La
tecnología catalítica PINNACLE
combina TRM-400 con un nivel
moderado de una trampa integral
de vanadio que es emblemático de
nuestra tecnología catalítica
IMPACT. Esta combinación de tecnologías
premias de trampas de
metales minimiza la desactivación y
reduce la formación de coque
proveniente de los contaminantes,
resultando en una estabilidad
zeolitíca mayor. Y como los catalizadores
IMPACT 1, las trampas integrales
de metales de los catalizadores
PINNACLE son efectivos a
cargas de metales bajos, moderados
o elevados, demostrando una
ventaja de coque y gas sobre catalizadores
competitivos aunque estén
procesando cargas hidrotratadas,
GOV o residual.
www.e-catalysts.com
Figura 28
GENESIS con el Catalizador MIDAS-238 Aumentó
la Actividad MAT del Ecat
MAT Ecat , %p
79
78
77
76
75
Refinador F
GENESIS TM - 1 GENESIS TM - 2
Figura 29
Data Comercial Demuestra la Ventaja en Selectividad de
Gasolina del Catalizador GENESIS-2
C 5 + G as olina, %p
51
50
49
48
47
46
GENESIS-1
GENESIS-2
70
72
74
Conversión, %p
76
Refinador F
Tabla VIII
Propiedades Catalíticas de GENESIS
78
80
GENESIS A GENESIS B
IMPACT ® PINNACLE ®
c/ MIDAS ® c/ MIDAS ®
Al2O3, %p 46.7 48.4
RE2O3, %p 4.9 3.6
AS, m2/g 315 300
Zeolita, m2/g 240 225
Matriz, m2/g 75 75
Propiedades Desactivada
AS, m2/g 175 160
Zeolita, m2/g 125 110
Matriz, m2/g 50 50

Las modificaciones propietarias de
la zeolita en los catalizadores PIN-
NACLE mueven los livianos hacia la
gasolina y entregan actividad incremental
relativa a formulaciones de
catalizador IMPACT. Esta actividad
mayor debe beneficiar a operaciones
con limitaciones de circulación
en las unidades de FCC. El
nuevo sistema zeolítico ha sido formulado
óptimamente con las tecnologías
de matriz de Grace para
evitar cualquier detrimento de
propiedades físicas o de selectividad
de coque. Esto hace que el
catalziador PINNACLE sea un componente
clave de mezclado para
sistemas catalíticos GENESIS TM.
La data de planta piloto demuestra
la diferencia en el funcionamiento
entre dos sistemas catalíticos de
GENESIS TM. El caso base, catalizador
A GENESIS TM está compuesto
de catalizadores IMPACT y
MIDAS. Catalizador B GENESIS TM
está compuesto de catalizadores
PINNACLE y MIDAS. Note que
ambos catalizadores contienen la
misma formulación de MIDAS y en
las mismas proporciones. Las
propiedades catalíticas se presentan
en la Tabla VIII. Ambas mezclas
fueron desactivadas y probadas
sobre una carga de GOV en una
unidad ACE.
La tecnología zeolítica mejorada y
propietaria en el catalizador PINNA-
CLE alcanza una actividad equivalente
a un número menor de C/O. El
aumento en actividad aumenta el
rendimiento de gasolina por 0.5 %p
(Figura 30) y reduce el gas húmedo
por 0.3 %p a un coque equivalente
(Tabla IX). Los beneficios en los
rendimientos se logran a una
relación equivalente de coque a
fondos (Figura 31). Como en el
catalizador MIDAS-200, el alivio en
el límite del WGC permite que se
aumente la conversión con actividad
u optimización de severidad de
la unidad. Disponible puro o en sistemas
cataliticos GENESIS TM, el
catalizador PINNACLE suple profitabilidad
mejorada a cualquiera
refinería interesada en maximizar la
producción de gasolina.
C 5+ Gasolina, %p
Figura 30
Sistemas Catalíticos GENESIS con Catalizador
PINNACLE ® Aumentan la Selectividad a Gasolina
53
52
51
50
49
48
47
62 64 66 68 70 72 74 76 78 80
Conversión, wt.%
GENESIS TM A
GENESIS TM B
Tabla IX
Comparación a Conversión Constante de Carga de GOV
Fondos, %p
10
9
8
7
6
5
4
GENESIS A GENESIS B
Relación Cat/Aceite 7.2 6.1
Hydrógeno, %p 0.13 0.11
Gas Seco, %p 1.70 1.63
Total C3's, %p 5.7 5.6
Total C4’s, %p 11.0 10.9
Gasoline, wt.% 51.4 51.9
ACL, %p 21.1 21.0
Fondos, %p 6.4 6.6
Coque, %p 2.8 2.6
Figura 31
Ambas Formulaciones del Catalziador GENESIS TM tienen
una Relación Equivalente de Coque a Fondos
1.5 2 2.5 3 3.5 4
Coque (%p carga)
GENESIS A
GENESIS B
Catalagrama 103 Primavera 2008
21

22
Conclusiones
En este ejemplar hemos demostrado
como sistemas catalíticos GEN-
ESIS TM han mejorado la operación
en 6 refinerías. Comuníquese con
su Representante de Ventas
Técnicas para escuchar más sobre
cómo los sistemas catalíticos GEN-
ESIS TM pueden mejorar su
operación y la profitabilidad de su
refinería.
www.e-catalysts.com
Referencias
1.Schiller, R.K., et.al., “The GENESIS Catalyst
System,” Catalagram 102, Fall 2007.
2.Abrahamsen, A.R. & Geldart, D., "Powder
Technology", 26 (1980), pp35-46.
3.Mott, R.W., “Trouble-Shooting FCC Standpipe
Flow Problems,” Catalagram 83, 1992.
4.Hunt, L., “Maximize Bottoms Upgrading: Give
Resid the MIDAS® Touch,” Catalagram 93, Fall
2003.
5.Petti, N., Yaluris, G., Hunt, L., “Recent
Commercial Experience in Improving Refinery
Profitability with Grace Davison Alumina-sol
Catalysts,” Catalagram 99, Spring 2006.

Grace Davison:
Su solución comprobada
a las emisiones de la FCC
Las tecnologías ambientales de Grace Davison
han ayudado a los refinadores a reducir emisiones
de la FCC por más de un cuarto de siglo.
La mayor fuente puntual para emisiones de SOx y NOx dentro de la refinería es
a menudo la FCC. El uso de tecnologías catalíticas innovadoras reduce las
emisiones del regenerador de la FCC sin la necesidad de recurrir a soluciones
que requieran inversión sustancial de capital para la construcción e instalación
de equipo.
Super DESOX ® ofrece un método efectivo de remover el SOx de liderazgo
en la industria. Más refinadores están encontrando que Super DESOX puede
controlar las emisiones de SOX por debajo de 25 ppm desde unas emisiones
de base de SOx descontroladas en una manera efectiva de costos.
Los investigadores de Grace Davison han estudiado la formación
compleja de NOx y han desarollado dos aditivos para reducir NOx.
XNOx es un promotor de combustión de bajo NOx que está diseñado
para reemplazar promotores convencionales que a menudo causan
un aumento en la formación de NOx. Para unidades que no
usan promotor, o que requieren reducción de NOx adicional,
DENOX es el aditivo a eligir. Se han observado reducciones
comerciales de NOx en exceso de 50% con ambos productos.
Con más de 50 aplicaciones comerciales de aditivos de NOx,
Davison tiene más esperiencia que toda la industria combinada
y estaría en la mejor disposición de ayudarle a reducir
sus emisiones de NOx en la FCC.
Esfuerzos extensivos de investigación en Grace impulsado por los clientes están proveyendo nueva
perspicacia para remover SOx y NOx. ¿Quiere saber más sobre nuestras tecnologías ambientales?
Comuníquese con nosotros en www.e-catalysts.com o llámenos al (410) 531-8226.
Deje que Grace le ayude a enfrentar sus retos de emisiones de la FCC.

24
Efecto de la Presión Parcial de
Hidrocarburo
Sobre la Producción de Propileno en la
FCC
Ruizhong Hu
Científico Principal Mayor
Gordon Weatherbee
Ingeniero Principal
Hongbo Ma
Ingeniero de Investigación
Terry Roberie
Director, Evaluaciones FCC
Wu-Cheng Cheng
Director, Tecnologías de Refinación
I&D
Tecnologías de Refinación
Grace Davison
www.e-catalysts.com
Introducción
M
uchos refinadores han revisado
y eliminado limitaciones
de sus FCC’s para aumentar
la tasa de carga y aumentar la profitabilidad.
La mayoría de las
unidades de FCC operan a tasas de
carga mucho más altas que su diseño
original. Con el aumento en tasa de
carga, para poder mantener las
velocidades de catalizador y de vapor
en el riser y en los ciclones, hay que
aumentar la presión de la unidad y
consecuentemente la presión parcial
de hidrocarburo.
Métodos actuales de laboratorio para
evaluar catalizadores y aditivos de
FCC no pueden igualar la presión parcial
de los HC en unidades comerciales
de FCC. Una razón es que el
equipo de pruebas disponibles en el
laboratorio, como el ACE y el MAT, tipicamente
operan a presión atmosférica.
La Planta Circulatoria de Davison
(DCR), una unidad de pruebas a
escala de planta piloto, se opera regularmente
a una presión total pareci-
da a la de unidades comerciales de
FCC 1. Sin embargo, debido al
diámetro pequeño del riser del
DCR, se necesita una cantidad considerable
de nitrógeno para levantar
el catalizador, así disminuyendo
la presión parcial del hidrocarburo.
Estudios documentando el efecto
de la presión parcial de hidrocarburo
sobre los rendimientos de la
FCC son escasos.
Se espera generalmente que un
aumento en la presión parcial de
hidrocarburo aumente la velocidad
de todas las reacciones bimoleculares,
incluyendo transferencia de
hidrógeno, relativo al craqueo que
es unimolecular. Un aumento en la
tasa de transferencia de hidrógeno
resultará en la reducción de olefinas
en gasolina y en GLP y un
aumento en aromáticos y parafinas
en el rango de gasolina. El cambio
en la tasa de transferencia de
hidrógeno también puede afectar la
concentración de azufre en la
gasolina y la efectividad de los
catalizadores y aditivos de reduc-

ción de azufre en la gasolina. En
adición, la efectividad de aditivos
de ZSM-5, que se usan para producir
olefinas livianas, especialmente
propileno, se puede afectar
por la presión parcial de hidrocarburo.
Ya que el ZSM-5 trabaja
craqueando moléculas de olefinas
del rango de la gasolina, cambiar la
tasa de transferencia de hidrógeno
puede tener un impacto profundo
en el rendimiento de propileno.
En este trabajo se discutirán los
resultados de una serie de experimentos
de craqueo en el DCR,
donde se varió la presión parcial de
hidrocarburo variando la presión
total del reactor, la tasa de carga y
la cantidad de gas de levantamiento.
Se discutirá el efecto de cambiar
la presión parcial de hidrocarburo
sobre el rendimiento de hidrocarburo,
especialmente las olefinas
livianas, y el azufre en la gasolina.
Experimental
A la derecha se presenta un diagrama
esquemático de un DCR estándar.
En la Tabla X se muestra el
rango de condiciones de operaciones
del DCR. La operación del
DCR se ha decrito anteriormente 1.
Similar a las unidades comerciales
de FCC, el DCR opera en un modo
adiabático. En una operación típica
de DCR, se fijan las temperatures
de regeneración, de la salida del
riser y la tasa de alimentación de la
carga. Se cambia la tasa de circulación
de catalizador y, por ende, la
relación catalizador a aceite, cambiando
la temperatura de precalen-
Tanques
Carga
Metro
Balanza Balanza
Válvula
Control
Regenerador
tamiento de la carga. Durante la
operación del DCR, una bomba de
medición controla precisamente la
tasa de la carga según se alimenta la
carga de una celda de carga através
de un precalentador. Se usan el
nitrógeno y el vapor que se inyectan
por un vaporizador/precalentador
separado como un dispersante de la
carga. Catalizador y productos pasan
del riser hacia el separador de flujo de
la cima del despojador. Los productos
salen del separador através de
una columna refrigerada de estabilización
hacia una válvula de control
que mantiene la presión de la unidad
a un nivel deseado. Una sección de la
línea de transferencia del catalizador
gastado del despojador/regenerador
consiste de un intercambiador de
calor de casco y tubo. La tasa de
intercambio de calor através del intercambiador
provee un método confi-
Tabla X
Rangos de Operación del DCR
Precalentador de carga
Bomba de Carga
Parametro de Control R ango
Presión del Sistema < 45 psig
Carga de Catalizador 1500-4000 g
Tasa de Circulación de Catalizador 2500-15000 g/h
Tasa de Carga 350-2000 g/h
Tipo de Carga GO, GOV, Residuo
Temp de Precalentamiento de carga 120-400°C (250-750°F)
Temp de Riser

26
D CR
FCCU
Condic ión 1 C o n d ición 2 C o n d ición 3 A C E Comercial
Temp de Cima del Reactor (˚F)
970 970 970
Temp de Regenerador (˚F) 1300 1300 1300
Presión de la Unidad (psig) 40 25
25
Delta P del reactor (pulg H2O) 5.24 4.11 3.45
Temp de Carga (˚F)
575 575 300
Tasa de Carga (Gal/hr) 1500 1000 1000
180
Tasa de Agua del Reactor (g/h)
30 30 30
N2 al Reactor (lt/hr) 25 31 131 7.8
Tasa de Circ de catalizador (g/h)
8820 6160 6790
Relación Cat/Aceite
5.9 6.1 6.9 6.0 6 to 9
Conversión, %p 72.0 72.2 72.7
Expansión Molar 4.3 4.3 4.2
Tiempo de Residencia del Gas (seg)
2.4 2.3 1.7 2.0 2 to 4
Factor de Deslizamiento 2.0 2.0 1.7 Infinito 1 to 1.3
Tiempo de Contacto Catalizador (seg)
4.9 4.6 2.9 30 to 150 2 to 5
Inventario de Catalizador (gal)
11.9 7.9 5.4 9
WHSV (h-1)
Presión Parcial de HC
125 126 183 20 100 to 250
1/3 entrada + 2/3 salida (psia)
44 28 20 12 20 to 50
La Tabla XI muestra las tres condiciones
de operación del DCR. La
Condición 3 es una condición de
operacion de DCR usado comunmente,
mientras que las condiciones
1 y 2 son modificaciones
para aumentar la presión parcial de
hidrocarburo más cerca del valor
en una operación comercial de
FCC. Ya que el craqueo es un proceso
de reducción de peso molecular,
la fracción molar de hicrocarburos
y, a su vez, la presión parcial
aumenta através del riser. La
expansión molar (moles de producto/moles
de carga) en una unidad
típica de FCC es entre cuatro y
cinco. Para propósitos de cálculos
de ingeniería, es común aproximar
la fracción molar de hidrocarburo
como igual a 1/3 parte de la fracción
molar en la entrada y 2/3 parte
de la fracción molar a la salida del
riser. El total de moles del producto
de hidrocarburo se calculan usando
análisis GC de los gases livianos
y el PIONA de la gasolina y asumiendo
un peso molecular promedio
de 200 y 350 para el ACL y los fondos
respectivamente.
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Tabla XI
Condiciones Operativas en el DCR
Al variar la presión parcial de hidrocarburo,
eligimos condiciones de
operación para no cambiar mucho la
velocidad espacial por hora por peso
(WHSV), ya que eso puede por sí solo
cambiar la selectividad y complicar la
interpretación de los resultados. El
factor de deslizamiento en el riser
(relación entre velocidad del gas y la
velocidad del catalizador), estimada
por la correlación de Pugsley y
Berruti 2 varió desde 1.7 a 2.0. Estos
valores son consistentes con aquellos
reportados por Bollas y cía. 3 Cuando
se determinó el factor de deslizamiento,
se pudo calcular facilmente la
retención de catalizador (cantidad
de catalizador en el riser), el tiempo
de contacto del catalizador y el
WHSV (Tabla XI). Los valores de
retención de catalizador siguieron
la tendencia de la medida de caída
de presión através del riser. Las
condiciones 1 y 2 variaron en presión
parcial de hidrocarburo por un
factor de 1.55. Sin embargo, los
valores de WHSV, la relación
cat/aceite y la conversión eran
esencialmente idénticos. Por lo
tanto los cambios en selectividad
se pueden atribuir principalmente al
cambio en la presión parcial del
Tabla XII
Propiedades de Catalizadores Desactivados a
500 ppm Ni/ 500 ppm V CPS 3/1480°F
Análisis Catalizador A
Catalizador B
Al2 O 3 , %p 40.8 46.9
RE2 O 3 , %p 1.16 3.05
Na2 O, %p 0.39 0.28
Ni, ppm 537 523
V, ppm 520 510
Area Superficial, m2/g
219 146
ASZ, m /g 179 113
ASM , /g 40 33
Tamaño Unidad Celda, Å 24.24 24.32
2
m2

Gravedad API
Gravedad Específica, g/cc
25.5
0.9012
Peso Mol Promedio
Ni, ppm
406
0.4
Factor K 11.94 V, ppm 0.2
Indice de Refracción
1.5026
Azufre, %p 0.369 Destilación Simulada
Nitrógeno Básico, %p
0.05 PIE 307
Nitrógeno Total, %p
0.12 10% 607
Carbón Conradson, %p
0.68 30% 740
Análisis ndm 50% 818
Carb de Anillos Aromáticos, Ca, %p 18.9 70% 904
Carb de Anillos Nafténicos, Cn, %p 17.4 90% 1034
Carb de Anillos Parafínicos, Cp, %p 63.6 Punto Final 1257
hidrocarburo. Comparado con las
Condiciones 1 y 2, la presión parcial
de hidrocarburo de la
Condición 3 era 2.2 veces menor.
Sin embargo, su WHSV también era
bastante mayor, debido a la gran
cantidad de nitrógeno de levantamiento
que se usó. En este caso,
necesitaríamos racionalizar la contribución
de la presión parcial de
hidrocarburo a los cambios de
selectividad.
La Tabla XI también compara las
condiciones actuales de la DCR
con las de unidades comerciales
de FCC y ACE. Comparado con las
condiciones operativas anteriores
(Condición 3), las Condiciones 1 y 2
se acercan más a unidades comerciales,
especialmente en presión
parcial de hidrocarburo. Además,
comparada con las condiciones
operativas de ACE, las condiciones
operativas del DCR se acercan más
a la unidad comercial.
Se usaron dos catalizadores comerciales
de FCC de Davison en este
estudio, marcados Catalizador A y
Catalizador B, que contenían 1.2%
y 2.3% de RE 2O 3, respectivamente.
Ambos catalizadores se desactivaron
de acuerdo al protocolo CPS-
34 a 1480°F (804°C) con 500 ppm
de níquel y 500 ppm de vanadio.
Las propiedades químicas y físicas
de los dos catalizadores se encuentran
en la Tabla XII. Las medidas de
Tabla XIII
Propiedades de Carga GOV
la unidad celda desactivada de los
catalizadores de RE 2O 3 bajas y altas
son 24.24Å y 24.32Å, respectivamente.
El Catalizador A también se
mezcló con 20% del aditivo
OlefinsUltra, un aditivo de ZSM-5
disponible comercialmente, y desactivado
según el protocolo CPS-3 a
1480°F (804°C) con 500 ppm de
níquel y 500 ppm de vanadio. Se usó
una carga de gasóleo de vacío de la
Costa del Golfo de EE.UU. Las
propiedades de esta carga se ven en
la Tabla XIII.
Resultados y Discusiones
Caso I
En este ejemplo, se probó el
Catalizador A en el DCR bajo ambas
Condiciones 1 y 2. Bajo la Condición
1, la presión de la unidad era 40 psig;
la tasa de carga era 1500 g/h; el vapor
de dispersión era 30 g/h; y se inyectó
25 l/h de nitrógeno para dispersar la
carga y para levantar el catalizador.
Basado en la discusión anterior, la
presión parcial del hidrocarburo promediado-por-tiempo
(1/3 en la entrada
y 2/3 en la salida) era de 44 psia.
Bajo la Condición 2, la presión de la
unidad era de 25 psig, la tasa de
carga era de 1000 g/h, mientras que
las tasas de vapor y de nitrógeno eran
iguales a las de la Condición 1. La
presión parcial de hidrocarburo bajo
estas condiciones era de 28 psia. La
comparación anterior es muy parecida
a una revisión común de una
unidad comercial de FCC donde,
para aumentar la tasa de carga y la
circulación de catalizador, se tiene
que aumentar la presión de la
unidad para mantener la velocidad.
La Figura 32 demuestra las gráficas
de la relación catalizador/aceite, C3 totales, C4 totales, gasolina, ACL y
coque vs la conversión. Cuando se
aumenta la presión parcial de hidrocarburo
se aumenta el gas seco y el
coque a cambio de la gasolina. Los
rendimientos de C 3
totales, C 4
totales y ACL se mantienen aproximadamente
iguales. El rendimiento
mayor de coque se puede atribuir a
una tasa mayor de oligomerización,
que es una reacción bimolecular y
está favorecida a presiones altas.
El aumento en gas seco se puede
deber a oligomerización/recraqueo.
La Figura 33 demuestra que
aumentar la presion parcial de
hidrocarburo disminuye los
rendimientos de propileno, butenos
y olefinas en la gasolina, mientras
se aumentan las isoparafinas en la
gasolina. Aumentar la presión parcial
de hidrocarburo disminuye sustancialmente
la olefinicidad de C 3 y
C 4’s. Estos cambios de rendimientos
sugieren que la tasa de transferencia
de hidrógeno aumenta con un
aumento en la presión parcial de
hidrocarburo, como se espera en
una reacción bimolecular.
Catalagrama 103 Primavera 2008
27

28
Figura 32
Efecto de Condiciones de Operación del DCR en los Rendimientos del Catalizador A
8
7
6
5
52
51
50
49
48
5.5
5.0
4.5
4.0
0.86
0.84
0.82
0.80
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70.0 72.5 75.0
Relación C/A
6.5
Total C3, %p
12
Total C4, %p
70.0
6.0
5.5
Gasolina, %p
5.0
ACL, %p
9
4.5
Coque, %p
72.5
75.0
23
22
21
20
19
Conversión, %p
11
10
4.0
3.5
3.0
2.5
28 psia base 44 psia base
Figura 33
Efecto de Condiciones de Operación del DCR en los Rendimientos y
Olefinicidad de Olefinas del Catalizador A
7.6
7.2
6.8
6.4
70.0
72.5
75.0
Conversión, %p
35.0
32.5
30.0
27.5
28 psia base 44 psia base
70.0
72.5
6.0
25.0
C3 = / Total C3 C4 = / Total C4 G-Con I, %p
0.76
28
70.0
C3 =, %p Total C4 =, %p
G-Con O, %p
72.5
75.0
0.72
0.68
0.64
0.60
26
24
22
20
70.0
72.5
75.0
75.0

Tabla XIV
Rendimientos Interpolados a Conversión de 73%p Sobre Catalizador A
Condi ción 1 Condi ción 2
Relación de Presión HC
Presión Parcial HC, psia
44 28 1.6
Cat/Aceite 6.1 6.5
Rend H2, %p 0.05 0.05
C1 + C2 's , %p
2.8 2.4
C2 =, %p 0.8 0.8
Total C3 , %p
5.9 5.9
C3 = , %p
4.7 5.0
Total C4 , %p
10.5 10.6
iC4 , %p
3.0 2.5
nC4 , %p
0.8 0.6
Total C4 = , %p 6.7 7.5
iC4 = , %p
1.9 2.4
Gasolina, , %p
50.1 50.8
G-Con P, %p 4.0 3.7
G-Con I, %p 24.8 22.2
G-Con A, %p 30.5 30.2
G-Con N, %p 10.9 11.5
G-Con O, %p 29.6 32.2
G-Con RON EST 92.2 92.0
G-Con MON EST 79.8 79.2
ACL, %p
20.5 20.7
Bottoms, %p 6.3 6.2
Coke, %p 3.5 3.0
Indice de Transferencia de H2
Relación de Indice HT
C3 /C3 = 0.24 0.17 1.4
nC4 /(1C4 = + t2 C4 = +c2 C4 =) 0.18 0.12 1.5
iC4 /iC4 = 1.56 1.05 1.5
Figura 34
Efecto de Condiciones de Operación del DCR en los Rendimientos del
Catalizador A con 20% del Aditivo OlefinsUltra
8
7
6
41
40
39
38
70.0
70.0 72.5 75.0
Relación C/A Total C3, %p Total C4, %p
12.5
12.0
11.5
Gasolina, %p
11.0
22
21
20
19
18
ACL, %p
14.5
4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
Coque, %p
72.5 75.0
70.0 72.5 75.0
Conversión, wt.%
16.5
16.0
15.5
15.0
28 psia 20% OlefinsUltra® 44 psia 20% OlefinsUltra®
Catalagrama 103 Primavera 2008
29

30
Figura 35
Efecto de Condiciones de Operación del DCR en los Rendimientos y Olefinicidad de
Olefinas del Catalizador A con 20% del Aditivo OlefinsUltra
11.5
11.0
10.5
10.0
9.5
0.900
0.885
0.870
0.855
0.840
Los rendimientos interpolados a
una conversión de 73% se encuentran
en la Tabla XIV. Una manera
conveniente de medir la tasa de
transferencia de hidrógeno es mirar
a la relación entre parafinas y olefinas
en el C 3, al igual que compuestos
lineares y ramificados de
los compuestos de C 4’s 5. Los
índices de transferencia de
hidrógeno se definen como la
relación de propano/propileno, nbutano/(1-butileno
+ trans-2butileno
+ cis-2-butileno) e isobutano/isobutileno.
Se ven estas relaciones
en la Tabla XIV. En este
análisis estamos asumiendo que los
alcanos C 3 y C 4 son el producto de
transferencia de hidrógeno de sus
alquenos de origen y estamos ignorando
los alcanos formados por
craqueo térmico o protolítico. La
reacción de transferencia de
hidrógeno de isobuteno procede
através de un intermedio de ión de
carbenio terciario y por lo tanto
ocurre a una velocidad mayor que
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70.0
70.0 72.5 75.0
C3 =, %p
11.7
Total C4 =, %p
40.0
G-Con O, %p
10.5
C3 = / Total C3 C4 = / Total C4 G-Con I, %p
0.80
72.5
75.0
las reacciones de transferencia de
hidrógeno de propileno y butenos lineares,
que proceden através de intermedio
de ión de carbenio secundario
que es menos estable. Todos los
índices de transferencia de hidrógeno
aumentan por un factor de 1.5 según
aumenta la presión parcial de hidrocarburo
casi proporcionalmente por
un factor de 1.6 de 28 a 44 psia. Por
lo tanto todos los cambios en
rendimientos son consistentes con un
aumento en la tasa de transferencia
de hidrógeno con el aumento en la
presión parcial del hidrocarburo.
Caso II
11.4
11.1
10.8
0.75
0.70
0.65
Conversión, %p
37.5
35.0
32.5
30.0
21.0
19.5
18.0
16.5
15.0
28 psia base 44 psia base
Se mezcló el Catalizador A con 20%
del aditivo OlefinsUltra y se probó en
la unidad DCR bajo Condiciones 1 y
2. En la Figura 34 se ven las gráficas
de la relación catalizador/aceite, los
rendimientos de C 3 total, C 4 total,
gasolina, ACL y coque vs la conversión.
Los rendimientos de C 3=, C 4=,
olefinas en la gasolina e isoparafinas
70.0
72.5
75.0
en la gasolina, y la olefinidad de C 3,
C 4 y la gasolina se ven en la Figura
35. Como en el caso sin el aditivo
OlefinsUltra (Caso 1), aumentar la
presión parcial de hidrocarburo
aumenta el coque y gas seco y disminuye
dramaticamente la olefinicidad
de gasolina y del GLP. La
olefinicidad de C 3 cerca de 0.84 a
la presión parcial de hidrocarburo
más alta es más realista y más
cerca al valor comercial observado.
Los rendimientos interpolados a
conversión constante de 73% se
ven en la Tabla XV.
Sorprendentemente, aumentar la
presión parcial de hidrocarburo de
28 a 44 psia disminuye el
rendimiento de propileno por 1%p
absoluto y disminuye el rendimiento
de butileno por 0.6%p absoluto. Se
sabe que la adición de ZSM-5
aumenta las olefinas en el GLP al
craquear las olefinas en el rango de
la gasolina 6-8. Aumentando la tasa
de transferencia de hidrógeno al

Tabla XV
Rendimientos Interpolados a Conversión de 73%p Sobre
Catalizador A con 20% del Aditivo Olefins Ultra
Presión Parcial HC, psia
Cat/Aceite
Rend H2, %p
C1 + C2 's , %p
C2 = , %p
Total C3,
%p
C3 = , %p
Total C4, %p
iC4, %p
nC4, %p
Total C4 = , %p
iC4 = , %p
Gasolina , %p
G-Con P , %p
G-Con I , %p
G-Con A , %p
G-Con N , %p
G-Con O , %p
G-Con RON EST
G-Con MON EST
ACL , %p
Fondos , %p
Coque , %p
Indice de Transferencia de H2
C3 /C3 =
nC4 /(1C4 = + t2 C4 = +c2 C4 =)
iC4 /iC4 =
Condición 1 Condición 2
44 28
Relación de Presión HC
1.6
6.7 6.7
0.04 0.05
3.0 2.6
1.4 1.3
11.4 12.0
9.7 10.7
15.8 15.5
3.9 3.3
1.0 0.8
10.9 11.4
4.1 4.3
39.2 39.8
4.0 3.8
19.6 17.1
33.7 33.9
8.9 9.2
33.5 35.8
95.2 94.9
81.5 80.9
19.6 19.8
7.3 7.1
3.3 2.9
Relación de Indice HT
0.17 0.12 1.5
0.15 0.11 1.4
0.95 0.76 1.2
Tabla XVI
Rendimientos Interpolados a una Conversión de 75%p sobre Catalizador A y B
Catalizador A Catalizador B
Condición 3 Condición 1 Condición 3 Condición 1
Presión Parcial HC, psia 19 44 19 44
Cat/Aceite 7 7 5 5
Rend H2, %p 0.04 0.05 0.03 0.03
C 1 + C 2's, %p 2.2 2.7 1.9 2.2
C 2=, %p 0.7 0.8 0.6 0.7
Total C 3, %p 5.9 6.2 5.6 5.6
C 3=, %p 5.2 5.0 4.9 4.4
Total C 4, %p 10.8 11.2 10.4 10.3
iC 4, %p 2.4 3.4 2.9 3.7
nC 4, %p 0.5 0.9 0.6 1.0
Total C 4=, %p 8.0 6.9 6.8 5.5
iC 4=, %p 2.7 1.9 1.8 1.4
Gasolina, %p 53.6 50.7 53.6 53.4
G-Con P, %p 3.4 4.0 4.0 4.6
G-Con I, %p 20.8 26.3 26.3 31.8
G-Con A, %p 29.1 31.3 30.8 32.3
G-Con N, %p 11.4 10.6 12.5 12.1
G-Con O, %p 35.4 27.7 26.3 19.5
G-Con RON EST 92.4 92.1 89.9 88.8
G-Con MON EST 79.2 80.0 78.4 78.6
ACL, %p 20.0 19.3 19.0 19.5
Fondos, %p 6.0 5.6 5.9 5.6
Coque, %p 2.9 3.9 3.2 3.7
Indice de Transferencia de H2
C3/C3= 0.13 0.24 0.14 0.27
nC4/(1C4= + t2C4= +c2C4=) 0.09 0.18 0.12 0.24
iC4/iC4= 0.88 1.79 1.57 2.69
Catalagrama 103 Primavera 2008
31

32
Figura 36
Variación en Rendimientos con Tamaño de Unidad Celda y Condiciones de Operación
7
6
5
54.0
52.5
51.0
49.5
48.0
5.6
5.2
4.8
4.4
4.0
0.87
0.84
0.81
0.78
0.75
64
64
www.e-catalysts.com
64
Relación C/O Total C 3 %p Total C 4 %p
6.5
6.0
5.5
5.0
Gasolina %p
4.5
ACL, %p
8
Coque, %p
25.0
6
72
80
22.5
20.0
17.5
15.0
24.24 19 psia 24.24 44 psia
24.24 19 psia 2.24 44 psia
72
Conversión, %p
Conversión, wt.%
80
12
11
10
9
5
4
3
2
64
72
24.32 19 psia 24.32 44 psia
Figura 37
Variación en Rendimientos y Olefinicidiad de Olefinas con
Tamaño de Unidad Celda y Condiciones de Operación
64
72
80
C3 = p% Total C4 = p%
G-Con O p%
7.5
35
7.0
30
6.5
6.0
5.5
15
C3 = / Total C3 C4 = / Total C4 G-Con I p%
0.8
36
72
80
0.7
0.6
0.5
0.4
25
20
32
28
24
20
64
72
80
2.32 19 psia 2.32 44 psia
80

aumentar la presión parcial de
hidrocarburo agota las olefinas en
el rango de la gasolina y disminuye
la efectividad del ZSM-5. La tasa
de transferencia de hidrógeno, estimado
por los índices de transferencia
de hidrógeno descritos anteriormente,
aumenta aproximadamente
proporcionalmente a la presión parcial
de hidrocarburo.
Caso III
En este ejemplo, Catalizadores A y
B, teniendo valores de unidad celda
de 24.24Å y 24.32Å respectivamente,
se probaron en el DCR bajo
Condiciones 1 y 3. La Condición 3
tenía una presión unitaria de 25
psig, tasa de carga de 1000 g/h,
vapor de 30 g/h y 128 l/h de
nitrógeno. La diferencia principal
entre Condición 1 y Condición 3 era
la cantidad mayor de gas de levantamiento
de nitrógeno usado en la
Condición 3, que no sólo disminuyó
la presión parcial de hidrocarburo
por un factor de 2.3 de 44 psia a 29
psia, pero también aumentó el
WHSV por un factor de 1.4. El efecto
del cambio en el WHSV se discutirá
más adelante.
Los rendimientos principales se ven
en la Figura 36, mientras que la
composición de GLP y de la gasolina
se ven en la Figura 37. Para los
catalizadores de alto y bajo tamaño
de unidad celda, la respuesta de
los rendimientos de olefinas en la
gasolina y en el GLP a los cambios
en las condiciones del DCR es muy
parecida a lo observado en el Caso
I, o sea, que el aumentar la presión
parcial de hidrocarburo disminuye
el rendimiento de olefinas y la
olefinicidad en la gasolina y en el
GLP. Los índices de transferencia
de hidrógeno aumentan por un factor
de 2 según aumenta la presión
parcial de hidrocarburo por un factor
de 2.3 (Tabla 7). Por lo tanto,
Esquema 1
R R
S TH
S
craqueo
R -C 4 + H 2S
como en el Caso I, el cambio en los
índices de transferencia de hidrógeno
es casi proporcional al cambio de
presión parcial de hidrocarburo. Esto
sugiere que el cambio en presión parcial
de hidrocarburo es responsable
principalmente por los cambios en
rendimientos mientras que los cambios
en WHSV pueden ser responsables
por los cambios en conversión a
una relación dada de catalizador a
aceite.
Los cambios en rendimientos debido
a cambios en el tamaño de unidad
celda son consistentes con lo que se
ha reportado en la literatura 9-10, o sea,
que un catalizador con un tamaño de
unidad celda más alto producirá más
gasolina, menor octanaje y menos
olefinas en la gasolina y en el GLP.
Estas tendencias se observan en
ambas condiciones del DCR. El efecto
de tamaño de unidad celda y de la
presión parcial de hidrocarburo sobre
la tasa de transferencia de hidrógeno
parece ser sencillamente aditivos. La
tasa de reacciones bimoleculares se
puede aumentar aumentando la densidad
de sitios ácidos al igual que
aumentar la presión parcial de
hidrocarburo. Las relaciones de los
índices de transferencia de
hidrógeno de Catalizador B a
Catalizador A son casi iguales a
presión parcial de hidrocarburo
baja o alta (Tabla XVI).
La Figura 38 demuestra la concentración
de azufre en la gasolina
(incluyendo todos las especies de
tiofenos con un punto de ebullición
menor de 430°F (221°C), tetrahidrotiofeno
y benzotiofeno) para ambos
Catalizador A y B bajo las dos
condiciones de operación del DCR.
La concentración de azufre en la
gasolina disminuye con un aumento
en el tamaño de unidad celda y con
aumento en la presión parcial de
hidrocarburo. Estos resultados
sugieren que la reducción de azufre
en la gasolina sigue la tendencia de
un aumento en la actividad de
transferencia de hidrógeno y son
consistentes con el mecanismo
propuesto anteriormente que está
mostrado aquí 11,12.
Esquema 1
Una tasa alta de transferencia de
hidrógeno aumenta la velocidad de
esta reacción al promover la formación
del intermedio de la reacción,
tetrahidrotiofeno.
Figura 38
Efecto de Tamaño de Unidad Celda y Condiciones de
Operación en la Concentración de Azufre en la Gasolina
Azufre de Gasolina (ppm)
230
220
210
200
190
180
170
160
150
140
65.0
67.5
70.0
72.5
Conversión, wt.%
75.0
77.5
80.0
24.24 19 psia
24.32 19 psia
24.24 44 psia
24.32 44 psia
Catalagrama 103 Primavera 2008 33

34
Conclusiones
Al variar las condiciones de
Operacion del DCR, hemos podido
conducir experimentos de craqueo
sobre un gran rango de presiones
parciales de hidrocarburo. Los
resultados indican que aumentar la
presión parcial de hidrocarburo disminuye
el rendimiento de olefinas y
de la olefinicidad en la gasolina y en
el GLP. Esta observación es consistente
con la noción que las reacciones
de transferencia de
hidrógeno, siendo bimoleculares de
naturaleza, aumentan con un
aumento en la presión parcial de
hidrocarburo. El índice de transferencia
de hidrógeno, definido como
la relación de parafinas/olefinas en
el C 3, C 4 linear y ramificado, aumenta
casi linearmente con la presión
parcial de hidrocarburo.
Se ha demostrado que la efectividad
de ZSM-5 se disminuye a una
presión parcial de hidrocarburo alta
debido al agotamiento de olefinas
en el rango de gasolina debido a
las reacciones de transferencia de
hidrógeno. La concentración de
especies de azufre en la gasolina
disminuye a presiones parciales de
hidrocarburo más altas, de nuevo
debido a una tasa alta de transferencia
de hidrógeno. Avances
recientes en la operación del DCR
hace posible simulaciones más
realistas de la operación comercial
de la FCC.
www.e-catalysts.com
Referencias
1. G.W. Young, G.D. Weatherbee, “FCCU
Studies with an Adiabatic Circulating Pilot Unit,”
AIChE Annual Meeting, November, 1989.
2. S. T. Pugley, F. A. Berruti, “A Predictive
Hydrodynamic Model for Circulating Fluidized
Bed Risers,” Powder Technol., 89 (1996) 57.
3. G. M. Bollas, I. A. Vasalos, A. A. Lappas, D.
Iatridis, “Modeling Small-Diameter FCC Riser
Reactors, A Hydrodynamic and Kinetic
Approach,” Ind. Eng. Chem. Res., 41 (2002)
5410.
4. D. Wallenstein, R.H. Harding, J.R.D. Nee, L.T.
Boock, “Recent Advances in the Deactivation of
FCC Catalysts by Cyclic Propylene Steaming
(CPS) in the Presence and Absence of Metals,”
Appl.Catal. A: General 204 (2000) 89.
5. Cheng, W-C., Suarez, W., and Young, G. W;
“The effect of catalyst properties on the selectivities
of isobutene and isoamylene in FCC,”
AIChE Symposium Series, 291 (1992) 38.
6. K. Rajagopalan, G.W. Young, in Fluid Catalytic
Cracking − Role in Modern Refining, M.L.
Occelli (Ed.), ACS Symposium Series 375
(1988) 34.
7. X. Zhao, T.G. Roberie,”ZSM-5 Additive in Fluid
Catalytic Cracking. 1. Effect of Additive Level
and Temperature on Light Olefins and Gasoline
Olefins,” Ind. Eng. Chem. Res. 38 (1999) 3847.
8. R.J. Madon, “Role of ZSM-5 and Ultrastable Y
Zeolites for Increasing Gasoline Octane
Number,” J. Catal. 129 (1991) 275.
9. L.A. Pine, P.J. Maher, W.A. Wachter,
“Prediction of Cracking Catalyst Behavior by a
Zeolite Unit Cell Size Model,” J. Catal. 85 (1984)
466.
10. G.W. Young, W. Suarez, T.G. Roberie, W.C.
Cheng, “Reformulated Gasoline: The Role of
Current and Future Catalysts,” NPRA Annual
Meeting, AM-91-34, 1991.
11. R.H. Harding, R. Gatte, J.A. Whitecavage,
R.F. Wormsbecher, “Reaction Kinetics of
Gasoline Sulfur Compounds,” in Environmental
Catalysis, J.N. Armor (Ed.), American Chemical
Society, Symposium Series 552 (1994) 286.
12. F. Can, A. Travert , V. Ruaux , J.-P. Gilson , F.
Maugé , R. Hu, R.F. Wormsbecher, “FCC
Gasoline Sulfur Reduction Additives:
Mechanism and Active Sites,” J. Catal. 249
(2007) 79.

Alcance los Retos de Combustibles
Limpios Con el Catalizador Más
Reciente de ULSD de Tecnologías de
Refinación Avanzadas -
ART 420DX TM
Brian Watkins
Supervisor, Tecnología de
Laboratorio
Charles Olsen
Gerente Mundial de Servicios
Técnicos
David Krenzke
Gerente de Servicios Técnicos
Tecnologías de Refinación
Avanzadas
l mantenernos al día con las
demandas de los refinadores
para tecnología superior y funcionamiento
premio, Tecnologías de
Refinación Avanzadas introdujo su
línea de catalizadores de la serie DX
de actividad ultra-alta. La serie de
catalizadores DXTM A
de ART ha excedido
las expectativas de las refinerías
en su habilidad de tolerar mezclas de
cargas difíciles en aplicaciones exigentes
de ULSD.
Una clave en ese esfuerzo es maximizar
la utilización de metales activos
en el catalizador através de la química
de quelato de ART. Esta tecnología
de impregnación ofrece un potencial
sobresaliente para mejorar significativamente
la utilización de metales
en el catálisis debido a una
habilidad superior para controlar
los iones de metales incluyendo Co
y Ni. Se ha demostrado que cuando
se aplican correctamente, quelatos
pueden promover la formación
de sitios de sulfuros de metales
Tipo II (vea Catalagrama 96, 2004).
El CDXi premio de ART ha
demostrado su ventaja en funcionamiento
con mayor estabilidad
Catalagrama 103 Primavera 2008 35

36
Figura 39
Línea de Tecnologías Avanzadas de Refinación de
Catalizadores de Alto Funcionamiento
RVA, %
175
150
125
100
75
26
LC243-260-1
24
22 22
20
18
16 16
14 14
12 12
10 10
8
6
AT405 CDXi 420DX TM
HDS HDN
Figura 40
Espectra IR del Material de Soporte para el
Catalizador 420DX TM de ART
1624.43
1616.20
1700 1650 1600 1550 1500 1450
Números de Ondas (cm-1)
1494.12
1451.67
Figura 41
Comparación del Catalizador CDXi y 420DX TM de ART
a Presión Alta
(presión parcial de hidrógeno a 980, 2500 H 2/aceite)
WABT, ˚F (10ppm azufre
y 1ppm nitrógeno)
650
640
630
620
610
600
www.e-catalysts.com
HDS HDN
CDXi 420DX TM
y actividad excepcional para utilizar
una cantidad mínimia de hidrógeno
para proveerle a los refinadores una
producción consistente de ULSD.
Manteniendo esta tradición, ART
está introduciendo su nueva generación
de catalizador CoMo DX de
actividad ultra-alta, 420 DX TM. La
Figura 39 compara la actividad de
una variedad de catalizadores
CoMo suministrado por ART.
Através de la optimización adicional
de la red de poros diseñado exclusivamente
por ART, este miembro
más reciente de la familia DX TM es
capaz de reducir significativamente
la temperatura de principio de corrida
(SOR) para un diesel de 10
ppm de azufre.
El catalizador 420 DX TM ofrece a
refinadores una ventaja significativa
debido a su habilidad para extraer
hasta las moléculas de azufre más
difíciles, pero evitando la saturación
adicional innecesaria de los compuestos
monoaromáticos que
pueden aumentar el consumo de
hidrógeno.
El personal dedicado de investigadores
de ART ha continuado
investigando maneras para mejorar
el funcionamiento catalítico, y ha
identificado la acidez de superficie
como una propiedad importante.
Se acepta generalmente que un
aumento en la acidez superficial
aumenta las reacciones controladas
através de saturación de anillos
tales como el remover nitrógeno
y azufre difícil. La acidez también
se ha demostrado que afecta la
interacción de metales activos con
la superficie de alúmina. ART pudo
aprovecharse de esto en el diseño
del catalizador ART 420-DX TM.
Este catalizador usa tecnología de
impregnación similar a la de CDXi,
pero está forjado sobre un portador
modificado de alúmina que resulta
en un aumento dramático en la
actividad. El gráfico IR en la Figura
40 muestra un pico doble a
números de onda de 1624 y 1616 y
también uno en el 1451 que se cree
son indicadores de la presencia de
sitios de ácidos Lewis.

Este rasgo no era tan prevalente en
el espectro del soporte de CDXi y
confirma la incorporación de acidez
superficial en el nuevo soporte.
Mientras que los sitios ácidos le dan
un funcionamiento superior al catalizador
420 DX TM de ART para actividad
HDS y HDN, no son lo suficientemente
fuertes como para iniciar
una reacción de craqueo bajo las
condiciones típicas de hidrotratamiento.
Figura 42
Comparación de Catalizador CDXi y 420DX TM de ART
a Presión Baja
(presión parcial de hidrógeno a 580, 1500 H 2/aceite)
WABT, F (10ppm azufre
y 1ppm nitrógeno)
680
670
660
650
300
240
180
120
60
HDS HDN
CDXi 420DX TM
Figura 43
Comparación de Catalizador CDXi y 420DX TM de ART
a Condiciones ULSD
Azufre de Producto, ppm
0
19
600 620 640 660 680
Temperatura, ˚F
420DX TM CDXi
29
27
25
23
21
ART ha conducido pruebas de planta
piloto a varias condiciones para poder
demostrar el funcionamiento superior
y las expectativas del comportamiento
del catalizador ART 420 DX TM. En
la Figura 41 vemos los resultados de
una prueba comparativa entre CDXi y
ART 420 DX TM a una presión parcial
de hidrógeno de 980 psi y 2500 PCEB
H2/Aceite. A estas condiciones ART
420 DX TM claramente funciona mejor
que el CDXi por más de 20°F a 10
Contenido Total de Aromáticos, %p
ppm de azufre sobre una carga difícil
conteniendo 30% de cargas
craqueadas.
Las mejoras en funcionamiento a
presiones altas también están
disponibles para refinadores
operando a presiones y circulación
de hidrógeno más bajas. La Figura
42 revela los beneficios de usar el
catalizador ART 420 DX TM de ART a
10 ppm de azufre y a una presión
Catalagrama 103 Primavera 2008 37

38
más baja. Una ventaja clara de
15°F sobre el CDXi es aparente aún
cuando hay una presión parcial de
hidrógeno de sólo 580 PCEB y 1500
PCEB H 2/Aceite usando una carga
conteniendo material craqueado.
El beneficio principal del catalizador
ART 420 DX TM es que un
aumento en la actividad HDN y HDS
no resulta en un aumento en satu-
ración de aromáticos y consecuentemente
no se aumenta el consumo de
hidrógeno. Como se ve en la Figura
43, el catalizador ART 420 DX TM
muestra una conversión de aromáticos
similar al de CDXi a un azufre en
el producto más bajo.
Esta activida mejorada de remover
azufre le ofrece a los refinadores una
flexibilidad mayor en alcanzar sus
Por favor demos la bienvenida...
requerimientos de actividad HDS
mientras se minimiza el consumo
de hidrógeno usando catalizador
ART 420 DX TM. Se puede usar este
catalizador como un catalizador
individual o en combinación con el
catalizador premio NDXi de ART en
una Serie del Sistema Catalítico
SmART para producir ULSD partiendo
de cargas difíciles.
Shawn Abrams se ha unido a Grace Davison como Vice-Presidente y
Gerente General de Tecnologías de Refinación. Shawn tendrá responsabilidad
directa para la Organización Global de Tecnologías de Refinación.
Shawn se une a nosotros con más de 20 años de experencia gerencial en
mercados industriales globales en Evonik Industries AG (anteriormente
Degussa); donde tuvo una variedad de posiciones progresivas de liderazgo
incluyendo Director de Ventas en Frankfurt, Alemania y Vice-Presidente
y Gerente General del Asia Pacífico para su Unidad de Negocios de
Blanqueador y Químicos de Agua. Por los últimos cinco años, Shawn ha servido como un
miembro del Grupo Ejecutivo de Degussa como su Vice-Presidente Superior y Gerente
General de su Unidad de Negocios de Oxígenos Activos.
Shawn se graduó de la Universidad de Lehigh con un B.S. en Ingeniería Mecánica y completó
su MBA en el Thunderbird School of Global Management. Se reportarán a Shawn:
Joanne Deady, Vice-Presidente Mercadeo/I&D
Frank Cunningham, Gerente General, Ventas y Servicios de Norteamérica
Al Jordan, Director, Operaciones de Ventas
Rubén Cruz, Gerente General, Latinoamérica
Jim Nee, Gerente General, Asia Pácifico
Bruno Tombolesi, Gerente General, EMEA
Por favor acompáñenos en darle la bienvenida a Shawn a Davison.
www.e-catalysts.com

Implementación Exitosa de una
Tecnología de Vanguardia de
ULSD/Desparafinaje en Irving Oil,
Saint John, NB Canadá
Mike Beshara
Gerente de Proyecto, Irving Oil
Greg Rosinski
Ingeniero de Servicios Técnicos,
Tecnologías de Refinación
Avanzadas
Charles Olsen
Gerente Mundial de Servcios
Técnicos, Tecnologías de Refinación
Avanzadas
Ben Prins
Ingeniero Superior de Procesos
Fluor
Garry Jacobs
Director Técnico, Fluor
Alan Birch
Gerente de Cuentas,
Süd Chemie
Ernst Köhler
Gerente Mundial de Productos-
Zeolitas,
Süd Chemie
N
uevas regulaciones para
Diesel de Azufre Ultra Baja
(ULSD) en Canadá y en los
Estados Unidos de América tomaron
efecto en Junio del 2006, reduciendo
el contenido de azufre en el diesel de
la carreterra de 500 a 15 ppm (peso).
Anticipando la nueva regulación de
azufre, Irving Oil decidió convertir la
unidad existente de
Hidrocraqueadora de GOV/
Desulfurizadora de ACL en la
Refinería de St. John en New
Brunswick Canadá a una unidad
ULSD de ACL/Diesel Pesado.
Requerimientos Técnicos
La Corporación Fluor suministró ingeniería,
obtención y dio soporte a la
selección de tecnología. El proyecto
incluiría aumentar la capacidad de
30,000 Barriles por día a 45,000 barriles
por día. A su vez, se debería producir
ULSD de una carga que contenía
hasta un 50% de ACL. Irving Oil
quería producir diesel con 7 ppm
de azufre y requería una mejora de
al menos 30°F en el punto de
oscuridad para el diesel de invierno.
Durante los meses de verano
querían “apagar” la función de
desparafinaje para maximizar el
rendimiento de ULSD ya que no se
requiere un punto de oscuridad
bajo en esa época del año. Irving
Oil también quería minimizar el consumo
de hidrógeno para poder
maximizar la tasa de carga dentro
de los límites de suministro de
hidrógeno.
En el verano del 2004, Irving Oil
contactó a varios suplidores de
catalizadores incluyendo ART y Süd
Chemie Inc. para iniciar el proceso
de la selección de catalizador para
la unidad renovada. ART es un
suplidor de catalizadores de
primera clase de hidrotratamiento,
pero no tiene un catalizador de
desparafinaje en su portafolio. Süd
Catalagrama 103 Primavera 2008 39

40
Chemie ofrece tecnología catalítica
premia de desparafinaje pero no
tiene productos de hidrotratamiento.
ART y Süd Chemie se unieron
para ofrecer una propuesta completa.
El alto nivel de ACL en la carga,
combinado con la presión alta de
operación de la unidad y la necesidad
de minimizar el consumo de
hidrógeno convirtió el proyecto en
un reto grande para diseñar el sistema
catalítico apropiado para
alcanzar las características
deseadas del producto. Esto se
complicó más por el alto nivel de
nitrógeno en la carga.
La hidrodesulfurización y saturación
de olefinas y aromáticos son reacciones
muy exotérmicas y se debe
controlar la actividad del lecho para
evitar un alza excesiva en la temperatura.
La unidad está equipada
con facilidades de templado intralecho
para controlar los niveles de
temperatura globales.
Hidrodesparafinaje (HDW) es
endotérmico y la actividad de
desparafinaje se controla através
de la temperatura de entrada del
lecho, usando una temperatura más
baja para “apagar” la actividad de
desparafinaje del catalizador.
Es más fácil controlar la temperatura
al primer lecho lo cual lo hace un
lugar muy conveniente para colocar
Temperatura, °F
670
665
660
655
650
645
640
635
www.e-catalysts.com
Tipo 50% ACL
API 22.8
Azufre, %p 1.16
Nitrógeno, ppmp
Aromáticos, %vol
409
Mono- 17.8
Di-
21.4
Poli
el catalizador HDW. Sin embargo, hay
varios problemas con colocar el catalizador
HDW en ese lugar. La mayoría
de los catalizadores de desparafinaje
son sensitivos a compuestos de
nitrógeno. Por lo tanto hay que protegerlos
con un catalizador NiMo. El
ACL contiene una concentración alta
de olefinas, y esto puede desactivar el
catalizador HDW rapidamente debido
a la polimerización de olefinas y la
producción de coque asociada.
La ventana de temperatura requerida
de operación para el catalizador HDW
no es compatible con el manejo del
perfil total de la temperatura, ya que
las olefinas en la carga y el azufre
“fácil” reaccionan rapidamente, produciendo
un alza muy grande en la
temperatura. Estas limitaciones dic-
Figura 44
Comparación de Actividad HDS
CDXi
Sistema Catalítico SmART ®
630
0 10 20 30 40
Azufre de Producto, ppm
Tabla XVII
Propiedades de Carga
11.1
Dest Sim(D2887)
PIE, °F 305
50% 588
PFE 798
AT505
taron que el catalizador HDW
debería colocarse por debajo de
por lo menos uno de los lechos de
catalizador de hidrotratamiento.
La pregunta clave se convirtió en
cómo alcanzar las especificaciones
de producto deseadas mientras se
reducía el consumo de hidrógeno.
Catalizadores NiMo tienden a tener
una actividad más alta para la saturación
de aromáticos y para
remover nitrógeno mientras que los
catalizadores CoMo tienden a tener
menos consumo de hidrógeno
através de menos saturación de
aromáticos.
Sistema Catalítico de
Hidrotratamiento
La Serie del Sistema Catalítico
SmART de ART ofrece el diseño de
un sistema hecho a la medida para
alcanzar los objetivos y no exceder
las limitaciones de un refinador.
Para ayudar a Irving a determinar la
actividad y el consumo de
hidrógeno esperado, ART probó
tres sistemas catalíticos en su planta
piloto: 100% NiMo, un catalizador
de la Serie del Sistema Catalítico
SmART de 50%/50% NiMo/CoMo y
un 100% CoMo usando la carga de
Irving cuyas propiedades se ven en
la Tabla XVII.
ART seleccionó el CDXi, un catalizador
premio CoMo de alta activi-

Consumo de H 2 , pceb
Contenido Aromático, %vol
1500
1400
1300
1200
1100
1000
900
800
630 640 650 660 670
50.0
45.0
40.0
35.0
30.0
25.0
20.0
Figura 45
Comparación de Consumo de H 2
CDXi
Sistema Catalítico SmART ® AT505
Temperatura, °F
Figura 46
Aromáticos del Producto Total
CDXi
Sistema Catalítico SmART ®
15.0
630 640 650 660 670
Temperatura, °F
Contenido Aromático de la Carga es 50.2%
AT505
Figura 47
Comparación de Indice de Cetano del Producto
Ind de Cetano Aumenta
11.0
10.0
9.0
8.0
7.0
6.0
CDXi
Sistema CatalíticoSmART ® AT505
Ind de Cetano de Carga es 35.5
5.0
620 630 640 650 660 670
Temperatura, °F
dad para el ULSD y AT505 que es
un catalizador convencional NiMo
de alta actividad y antecesor al
NDXi.
La Figura 44 compara la actividad
HDS observada para cada uno de
los sistemas catalíticos. Bajo estas
condiciones el sistema de 100%
NiMo es claramente el más activo
para remover azufre, seguido del
catalizador de la Serie del Sistema
Catalítico SmART y finalmente del
catalizador CoMo, CDXi.
En la Figura 45 se ve el consumo de
hidrógeno para cada sistema
catalítico. Como se esperaba,
AT505 exhibió el consumo más alto
de hidrógeno mientras que el CDXi
de ART tiene el consumo más bajo
de hidrógeno. La Serie del Sistema
Catalítico SmART cae entre los
catalizadores CoMo y NiMo.
Comparando las Figuras 44 y 45, es
aparente que la Serie del Sistema
Catalítico SmART provee la mejor
combinación de actividad y consumo
de hidrógeno. La actividad
HDS era sólo ligeramente menos
que el sistema de todo NiMo AT505,
y el consumo de hidrógeno fue significativamente
más bajo.
Irving Oil también quería mejorar el
contenido de aromáticos y el índice
de cetano del producto ULSD.
Estos atributos del producto se
resumen en las Figuras 46 y 47.
Hay un rango amplio en la conversión
de aromáticos entre los sistemas
NiMo y CoMo (como 15
números absolutos). Esto explica la
diferencia grande en el consumo de
hidrógeno que se ve en la Figura
45. La meta para el nivel de
aromáticos era

42
Figura 48
Ejemplo de Flujo de Proceso de ULSD/Desparafinaje y
Esquema de Cargar Catalizador
Mezcla de Gasóleo HDS
Hydex-G
Catalizador de
Desparafinaje
Hidrógeno de Suplemento
El aumento en el índice de cetano
narra una historia similar. El índice
de cetano para el sistema CoMo es
aproximadamente dos números
más bajos que la alcanzada por el
sistema de todo NiMo, y la Serie del
Sistema Catalítico SmART resultó
en un aumento de cetano esencialmente
igual al del catalizador de
100% NiMo.
La data de planta piloto que se
resume en las Figuras 44-47 muestra
claramente que el acercamiento
catalítico de etapas es mucho más
efectivo en alcanzar las metas
definidas por Irving Oil. La Serie
del Sistema Catalítico SmART
ofrece casi la misma actividad HDS
comparada con el catalizador
NiMo, pero con un consumo menor
de hidrógeno. También ofreció una
conversión mayor de aromáticos
comparada con el catalizador
CoMo, alcanzando facilmente las
metas de aromáticos y de cetano.
Usando esta data y haciendo unos
cálculos adicionales de simluación
le permitió a ART determinar las
porporciones óptimas de la Serie
del Sistema Catalítico SmART que
se usaron eventualmente en la
unidad comercial.
Catalizador de Desparafinaje y su
Impacto en el Diseño de Proceso
Con la relación de CoMo/NiMo ya
resuelta, el diseño procedió a la
www.e-catalysts.com
Hidrógeno Reciclo
Unidad de Amina
H 2S + NH 3 + H 2
HDS
Hidrógeno
GLP/Gas Combustible
Gasolina
ULSD
Combustible Diesel
cantidad y la ubicación del catalizador
de desparafinaje HYDEX-G.
Esto requirió una evaluación detallada
del sistema global con respecto a
descarga de calor, capacidad de templado
y requerimientos de catalizador.
El HDW consume hidrógeno y también
genera algunos livianos que
reducen ligeramente el rendimiento
de diesel. La actividad del lecho de
HDW se puede controlar con la temperatura
de entrada. Durante el verano
una temperatura menor reduce el
nivel de desparafinaje.
Como mencionado anteriormente, la
mayoría de los catalizadores HDW
son muy sensitivos a envenenamiento
Punto de Oscuridad (ºF) vs Meta
+25
+20
+15
+10
+5
0
-5
-10
-15
Rango Meta de Punto de Oscuridad
Efluente del Reactor
Carga
con nitrógeno y se deben colocar
aguas abajo del catalizador NiMo
de hidrotratamiento para proteger
la actividad del catalizador. El
HYDEX-G de Süd Chemie es muy
tolerante a nitrógeno. En conjunto
con su actividad alta, esto le da
mucha más flexibilidad en términos
de la ubicación del reactor. El
HYDEX-G se puede colocar en una
posición óptima en el reactor donde
se puede controlar más facilmente
la temperatura de entrada del lecho
de HDW con un templado intralecho.
La posición del HYDEX-G en la
carga del catalizador se determinó
por las limitaciones prácticas y un
análisis de sensitividad. Las limitaciones
prácticas incluyeron:
• Los volúmenes de los lechos de
catalizador en los reactores existentes
son fijos
• El total disponible de gas de
templado es fijo
• Las tasas individuales de gas
de templado deben ser compatibles
con el equipo existente de los
internos del reactor
• Las temperaturas picos del
lecho de catalizador deben ser limitadas
para conservar la actividad
el reactor
El análisis de sensitividad investigó
el impacto de varios parámetros en
la habilidad de manejar el perfil
Figura 49
Simulación en Planta Plioto para Confirmar
la Temperatura de Diseño de Desparafinaje
Rango de Diseño para TEPP Desparafinaje
Temperatura de Desparafinaje

global de temperatura (por ejemplo,
evitar sobretratar el catalizador HDS
y/o desparafinaje indeseada en el
catalizador HDW). Los parámetros
que se investigaron fueron los siguientes:
• Descarga menor de calor en la
parte superior de los lechos de
catalizador (por ejemplo, debido a
desactivación del catalizador)
• Variaciones en las temperaturas
requeridas de operación para los
catalizadores HDS y HDW (por
ejemplo, para compensar por diferencias
en las tasas de desactivación)
• Combinaciones seleccionadas
de lo mencionado aquí
El resultado de este análisis reveló
que el lecho 3 era la ubicación óptima
para el catalizador HDW.
La Figura 48 muestra un esquema
de flujo del proceso con un sistema
de dos reactores y un ejemplo de la
colocación de varias capas de
catalizador y de tubería de gas de
templado para ajustar para las temperaturas
óptimas de lecho.
Los experimentos que produjeron la
data que se ven en la Figura 49 se
hicieron por un contratista independiente
a pedido de Irving Oil para
entender la temperatura de
operación del catalizador HDW
requerida para alcanzar la meta de
reducción de punto de oscuridad.
Los experimentos también cuantificaron
la producción de nafta y
livianos. Estos datos se usaron en
el análisis de sensitividad mencionado
anteriormente. La curva
para el Punto de Oscuridad como
función de la temperatura de lecho
de HDW también provee un método
para predecir el grado de desparafinaje
que ocurrirá durante el modo
de operación del verano. La habilidad
para efectivamente “apagar” el
catalizador HDW depende de las
limitaciones prácticas y de otros
parámetros antes mencionados.
Con la colocación definida del
catalizador HDW, ART llevó a cabo
un segundo estudio en la planta
piloto usando el catalizador de la
Azufre (ppmp)
Cambio de Punto de Oscuridad, ºF
10000
1000
100
10
20
1
0
-20
-40
-60
-80
-100
Tabla XVIII
Carga de Segunda Prueba
Tipo 50% ACL
API 20.96
Azufre, %p 1.22
Nitrógeno, ppmp
Aromáticos, %vol
499
Total
53.5
2 anillos+
36.2
Destilación, D2887
PIE, °F 314
50% 607
PFE 763
Figura 50
Comparación de Azufre en Producto
Sistema SmART ®
Sistema SmART ® + HYDEX ® -G
Temperatura de 650Operación,
˚F
Figura 51
Mejoras en el Punto de Oscuridad
Sistema SmART ®
Sistema SmART ®
+ HYDEX ® -G
Azufre, ppmp
Temperatura de Operación, ˚F
60
50
40
30
20
10
0
Azufre de Producto, ppm
Catalagrama 103 Primavera 2008 43

44
Serie del Sistema Catalítico SmART
incluyendo el volumen requerido
del catalizador HYDEX-G. La Tabla
XVIII resume las propiedades de la
segunda carga suplida por Irving
Oil para la prueba.
En la Figura 50 se ve la conversión
de azufre alcanzado por la Serie del
Sistema Catalítico SmART comparado
con la de la Serie del
Sistema Catalítico SmART +
HYDEX-G observado en la prueba.
El azufre de producto es igual para
ambos sistemas catalíticos indicando
que la conversión de azufre no
se afectó por la adición del catalizador
HDW. Esto se esperaba ya
que HYDEX-G contiene sólo
pequeñas cantidades de metales
bases, y la función de metales
sobre este catalizador es para mantener
al catalizador limpio y evitar la
desactivación debido a coque
excesivo.
Mientras que la conversión HDS se
demostró en la primera prueba, la
segunda prueba enfocó en demonstrar
la viabilidad del diseño entero
y el funcionamiento de desparafinaje.
El punto de oscuridad era una
preocupación específica. La Figura
51 resume la Mejora en Punto de
Oscuridad (CPI) como una función
de la temperatura de la operación
para la Serie del Sistema Catalítico
SmART + HYDEX-G comparada
con la Serie del Sistema Catalítico
SmART sólo. El CPI para el sistema
HYDEX-G muestra una temperatura
umbral característica. Bajo este
umbral el CPI es bajo, mientras que
por encima de esta temperatura de
iniciación el CPI aumenta sustancialmente.
A la temperatura
requerida para alcanzar

ppm de azufre con un control del
grado de desparafinaje. La data de
la planta piloto indica que aumentar
la temperatura por 40°F sobre la
temperatura umbral aumenta el CPI
con HYDEX-G a 90°F, mucho más
de lo necesario. A este nivel alto de
CPI los rendimientos de nafta y de
livianos también aumentan lo cual
puede tener un efecto adverso en la
economía de la operación. Sin
embargo, esta reserva de actividad
asegura que el sistema esté en balance
con respecto a la estabilidad
de las funciones de HDS y HDW
garantizando que todas las especificaciones
de producto se alcancen
sobre el ciclo deseado de tres años.
Funcionamiento de Unidad
Comercial
La unidad comercial se puso en
marcha en el segundo trimestre del
2006 y ha estado produciendo
ULSD desde el primer día de
operación. La Figura 52 muestra la
temperatura normalizada para la
operación hasta ahora. Es
aparente de la figura que la
operación es muy estable especialmente
considerando la cantidad de
ACL incluída en la carga. La unidad
se puso en marcha con una actividad
mayor que lo anticipado y la
actividad de desparafinaje ha sido
excepcional.
Todas las indicaciones son que
Irving Oil podrá extender el ciclo
más allá del ciclo de 36 meses que
se había estimado.
La Figura 53 resume la activida de
desparafinaje del sistema. La
carga varía bastante dependiendo
de la fuente de la carga y de la cantidad
de ACL. Esta data se ha clasi-
ficado para demostrar el funcionamiento
sobre dos tipos diferentes
de crudo con cantidades aproximadas
de ACL procesadas en la
unidad. Como se observó en las
pruebas de planta piloto discutido
anteriormente, la mejora en el punto
de oscuridad es relativamente baja
para temperaturas bajas de
operación, y aumenta significativamente
según aumenta la temperatura.
Irving Oil no ha necesitado alcanzar la
meta original de CPI de 30°F en una
base consistente, pero como se
puede ver en la figura, la unidad ha
alcanzado CPI’s de 35°F a temperaturas
razonables de operación.
El aumento en API ha variado entre 4
y 8 números dependiendo de la
fuente de crudo y de la cantidad de
ACL que se esté procesando en la
unidad. Esto se ve en la Figura 54 al
igual que el azufre de producto. El
azufre del producto ha sido consistentemente
cerca de 5 ppm con un
aumento promedio del API de 6+
números. El aumento en cetano asemeja
el cambio en API y, por lo tanto,
la unidad está obervando un aumento
grande en cetano comparado con la
mayoría de las unidades ULSD.
Conclusiones
Basada en el funcionamiento excelente
de la unidad de Irving Oil, se
puede concluir que el trabajo de diseño
de ART, Süd Chemie y Fluor
descrito en este trabajo fue sumamente
exitoso. Prevaleció sobre propuestas
competitivas en el programa
extendido de evaluación de Irving Oil
y la operación comercial ha excedido
expectativas. No sólo la temperatura
de desparafinaje está a un nivel para
que el catalizador trabaje de manera
tan efectiva y confiable como se
esperaba; a la vez la unidad produjo
diesel de 7 ppm de azufre y de
punto de oscuridad bajo desde le
principio de la corrida, así creando
un estándar en la industria para tecnología
de ULSD de bajo punto de
oscuridad.
La selección óptima de catalizador
en adición a un trabajo preciso de
diseño es un pre-requisito cuando
se trata de alcanzar metas de unas
especificaciones máximas y de
ciclo de vida del catalizador. El
conjunto de catalizadores en la
unidad el ULSD de Irving Oil consiste
de la Serie del Sistema
Catalítico SmART de ART de alta
actividad en combinación con el
catalizador de desparafinaje
HYDEX-G de Süd Chemie. La configuración
de lechos apilados de
catalizadores CoMo y NiMo de alto
funcionamiento provee la actividad
alta HDS requerida para el ULSD
mientras que se minimiza el consumo
de hidrógeno. El catalizador
HYDEX-G toma ventajas de su
actividad alta, especialmente cuando
se procesan cargas pesadas y
difíciles con un contenido alto de
nitrógeno como en el caso de Irving
Oil.
Considerando los requerimientos
complicados para la unidad de
ULSD de Irving Oil, es obvio que
solamente un acercamiento integrado
a catalizadores y a diseño de la
unidad, como demostrado con la
colaboración de ART y Süd Chemie
con Fluor, conduce a una operación
comercial exitosa. La tecnología
según implementada en la unidad
ULSD de Irving Oil ofrece tremendo
potencial para mejorar la calidad de
producto y la economía en muchas
unidades de nuevas y renovadas de
ULSD.
Catalagrama 103 Primavera 2008 45

46
El Sistema
Multi-Cargador
de Grace Davison
Al Jordan
Director, Operaciones de Ventas
Adam Kasle
Gerente de ventas Técnicas
Tecnologías de Refinación
Grace Davison
www.e-catalysts.com
Resumen
Se ha entendido por mucho tiempo
que el funcionamiento óptimo de un
catalizador y de la estabilidad en una
unidad de FCC está ayudado mucho
por la inyección continua y fija del
Catalizadores y Aditivos durante el
transcurso del día. Sin embargo, esta
meta ha sido difícil de alcanzar para
muchos refinadores debido a sistemas
de adición inadecuados o no
confiables que no han dado el grado.
El reto ha sido complicado aún más
en los últimos años porque ahora los
refinadores tienen que operar para
cumplir varias regulaciones múltiples
del medio ambiente y dependen de
una operación estable y de adición de
productos para lograrlo. Una solución
que está ganando gran aceptación en
la industria es el uso del Sistema
Multi-Cargador de Grace Davison. El
sistema de adición de catalizador
de cuatro-en-uno provee un método
preciso y confiable para añadir
catalizador de craqueo y aditivos a
la unidad de la FCC permitiendo al
refinador optimizar la operación de
la unidad mientras cumple con las
regulaciones de producto y del
medio ambiente.
Justificación para el Sistema de
Aditivos
La meta continua de cada operador
de FCC es optimizar el funcionamiento
de la unidad y maximizar
profitabilidad. Según se eliminan
las limitaciones físicas y operativas
de la unidad con soluciones
mecánicas, y se ajustan las formulaciones
de catalizadores, refinadores
están enfocando en el control
en la unidad para sacar más
valor de sus bienes.

Tabla XIX
List Actualizada de Usuarios del Multi-Cargador
Ubicación de Refinería
(USA)
Un área tal de control es el mantenimiento
de una condición optimizada
en el catalizador en la unidad
através de una adición estable y
continua de catalizador fresco.
Esto permite que la unidad provea
una distribución de producto óptimo
através de todo el día sin la
degradación asociada con el cargado
en masa de catalizador.
Un manejo apropiado de craqueo
catalítico ha comenzado a jugar un
papel aún más crítico en la
ecuación de optimización de ganacias,
según la dinámica en el precio
del crudo ha resultado en cambios
continuos en la calidad de la carga
Número de
Productos
Inyectando
Fecha de
Instalación
1 Medio Occidente
3 Abr -04
2 Medio Occidente
3 Dic -04
3 Costa de Golfo
3 Mar -05
4 Suroeste 4 Mar -05
5 Costa del Este
2 Jun -05
6 Montañas Rocky 2 Ago -05
7 Costa del Este
4 Ago -05
8 Montañas Rocky 2 Ago -05
9 Costa de Golfo
1 Nov -05
10 Montañas Rocky 3 Dic -05
11 Costa de Golfo
2 Abr -06
12 Costa de Golfo
3 Ago -06
13 Costa de Golfo
1 Oct -06
14 Latinoamérica 1 Ene-07
15 Montañas Rocky 3 Mar -07
16 Montañas Rocky 1 Abr -07
17 Suroeste 2 Abr-07
18 Costa de Golfo
3 Jun - 07
19 Costa de Golfo
1 Jun - 07
20 Costa de Golfo
1 Jun - 07
21 Costa del Oeste
1 Ago - 07
22 Costa de Golfo
2 Oct -07
23 Costa de Golfo
2 Dic - 07
24 Medio Occidente
2 Ene-08
25 Medio Occidente
2 Ene-08
26 Medio Occidente
2 Ene-08
de FCC y en los niveles de contaminantes.
En adición a la optimización de la distribución
de los productos, está la
presión adicional de alcanzar las regulaciones
siempre cambiantes del
medio ambiente (NOx, SOx, CO) y de
calidad de producto (Azufre en la
Gasolina). Para poder cumplir con
estas regulaciones nuevas con una
ganancia máxima con una inversión
mínima de capital, muchos refinadores
están usando una serie de
aditivos en la unidad de FCC como
suplementos al Catalizador Catalítico
de FCC. No es raro que un refinador
esté usando un Promotor de
Combustión, un aditivo para reducir
el azufre para alcanzar regulaciones
de azufre en la gasolina
mientras se conserva octanaje, y un
aditivo para la reducción de NOx o
SOx para alcanzar metas de emisiones
- todos al mismo tiempo.
El Multi-Cargador de Grace
Historicamente, el refinador ha
inyectado el catalizador y los aditivos
con un sistema de cargador
separado que comparten una línea
común de inyección hacia el regenerador.
Sin embargo, varios cargadores
tratando de inyectar material
de una manera no sincronizada
pueden resultar en el cargado
simultáneo de varios productos.
Esto puede causar retropresión en
uno de los sistemas o el taponamiento
en la línea común, cada
una causando adiciones erráticas
de todo el material que está entrando
a la unidad.
Según las adiciones se tornan
erráticas, existe la posibilidad de
alteraciones en la unidad tales
como emisiones del regenerador,
excursiones de temperaturas en el
regenerador, cambios en la circulación
de catalizador, reducciones
requeridas en la tasa de la carga
y/o pérdida de conversión atribuída
a la pérdida de actividad catalítica.
Para resolver este problema para el
refinador, Grace Davison ha desarrollado
un sistema Multi-Cargador
que permite la adición continua de
hasta cuatro materiales independientemente
en una manera coordinada.
Esto incluirá cualquier combinación
de catalizador fresco,
catalizador de equilibrio y/o aditivos.
Para propósitos de control
este sistema incluye celdas de peso
para rastrear y registrar el peso de
cada inyección, y una programación
lógica que automaticamente
se ajusta para alcanzar las
metas de tasas de adiciones diarias
de cada catalizador/aditivo.
Catalagrama 103 Primavera 2008
47

48
Los beneficios de un sistema Multi-
Cargador se pueden resumir como
sigue:
• Control consistente de inyecciones
de catalizador/aditivos
• Confiabilidad con bajos requerimientos
de mantenimiento
• Rango robusto de tasas de
inyecciones
• Habilidad de tener inyecciones
precisos y un historial de los
mismos
• Control Avanzado de Pantalla
de Toque (Advanced Touch
Screen) para una operación
fácil para el usuario
• Diseño de montado a paleta
para una instalación fácil
• Contención de polvo fugitivo (no
hay impacto ambiental)
• Inyección independiente de
múltiples materiales
www.e-catalysts.com
• Flexibilidad para añadir material
de una tolva de catalizador fresco,
tambores, camiones de catalizadores
o cajón de cargar
• Señal de salida a Sistema de
Control Distribuído (Distributed
Control System – DCS)
• Capacidad de control de retorno
(compatible con DCS)
• Espacio en la planta reducido
comparado con multiples cargadores
Experiencia Comercial
Caso de Estudio #1 Refinador de
Costa del Golfo de EE.UU.
EL refinador sufría de excursiones
diarias en la temperatura del regenerador
como resultado de las adiciones
de catalizador una vez al día. Estas
excursiones en la temperatura causa-
ban una reducción en la tasa de
carga en la unidad de 5% por varias
horas cada día resultando en una
pérdida de casi $US 3000/día.
Basado en esta economía, se justificó
facilmente y se instaló un Multi-
Cargador de Grace Davison.
Caso de Estudio #2 Refinador de
Costa del Golfo de EE.UU.
Un refinador necesitaba mejorar su
sistema de inyección de catalizador
fresco y añadir un aditivo de SOx y
un aditivo de tipo ZSM-5.
Se tomó la decisión de instalar un
Multi-Cargador de Grace Davion.
Los resultados fueron dramáticos.
Pudieron fijar todas las adiciones
de productos y controlarlos independientemente
con todas las cantidades
de inyecciones transmitidas
Se puede añadir catalizador o aditivos de una tolva de alamacenamiento
o de un envase de envío (tambor de 55-galones o cajón de carga)
directamente al Multi-Cargador
Cargar directamente le permite al refinador desconectar un producto
sin dejar cantidades resagadas en el cargador
Cajón de carga
de Aditivo
Tambor
55 gal
Tolva
Cat
Fresco

al sistema de recopilación de datos
de la refinería. Además, la facilidad
de uso y la confiabilidad del cargador
ganaron mucha aceptación
de parte del personal operativo.
Caso de Estudio #3 Refinador de la
Costa del Este de EE.UU.
Un refinador con un sistema anticuado
de adición de catalizador
estaba teniendo problemas añadiendo
suficiente catalizador fresco
para mantener la actividad en la
unidad y para controlar los niveles
de contaminantes. Además, la naturaleza
desconfiable del sistema de
adición resultaba en muchas variaciones
en la temperatura del regenerador
através del día. La instalación
del Multi-Cargador de Grace
Unidad de 1 Tonelada
Davison le permitió al refinador
aumentar sus adiciones diarias de
catalizador en una manera controlada
que resultó en una actividad más alta
en la unidad y redujo el efecto de los
contaminantes, traduciéndose en
mayor profitabilidad. Desde la instalación
y la puesta en marcha del Multi-
Cargador de Grace Davison se han
reducido bastante las oscilaciones en
la temperatura del regenerador, permitiendo
mayor estabilidad en la
operación de la unidad.
Este sistema de cargador ha reducido
bastante los esfuerzos requeridos por
el personal de operaciones y de mantenimiento
para mantener suficientes
adiciones de catalizador mientras se
mejoran muchos aspectos de la
operación de la unidad.
Resumen
Multi-Cargador de Grace Davison
• Cargador único capaz de inyectar
y controlar la adición de
hasta cuatro materiales de FCC
• Construcción pre-ensamblada,
modular para una instalación
simplificada
• Puede inyectar entre 1.0 libra
hasta >24 tons/día
• Controles de tocado en la pantalla
fáciles para el operador
con menús de ayuda
• Señales de salida para cada
aditivo/catalizador
• Las piezas movibles protegidas
del clima para confiabilidad de
liderazgo en la industria
Catalagrama 103 Primavera 2008
49

50
Más que un Cargador
• Cada cargador se prueba en
nuestra facilidad de prueba
antes de enviarla al refinador
• Entrenamiento pre-instalación
disponible en nuestra facilidad
de prueba
• Asistencia en la unidad para
poner el equipo en marcha y
entrenamiento para operadores
y mantenimiento
• Manual de Operaciones del carargador
en línea
• Guía interactiva de diagnóstico
de fallas en el internet
• Se mantiene un inventario de
repuestos para las piezas críti
cas
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Conclusión
Adiciones estables de catalizador
fresco y aditivos a la unidad de FCC
son una parte importante para alcanzar
máxima profitabilidad en la FCC.
Según los refinadores se mueven
hacia alcanzar regulaciones estrictas
de producto y del medio ambiente, lo
sistemas de adición se convertirán en
una parte esencial de control en la
unidad.
El Sistema Multi-Cargador de Grace
Davison provee una manera efectiva y
confiable de añadir Catalizador
Fresco y Aditivos de una manera continua,
así esté añadiendo uno a varios
materiales a la FCC. Grace ha instalado
Multi-Cargadores con éxito en 26
unidades en los últimos cuatro años
con más instalaciones en la etapa de
planeamiento. Por favor comuníquese
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