李 正，王洁青，郭 群

（1.中国石化石油化工科学研究院，北京100083；2.中国石油化工股份有限公司科技开发部）

1 前 言

第109届NPRA年会于2011年3月20—22日在美国德克萨斯州（TX）圣安东尼奥（San Antonio）举行。本届年会技术单元共宣讲报告74篇，分为15个专题，包括议题2篇、炼油战略问题5篇、FCC技术6篇、FCC操作5篇、加氢技术6篇、氢气5篇、汽油5篇、可再生燃料5篇、燃油标准5篇、可靠性5篇、工艺安全6篇、操作与安全5篇、原油供应5篇、劳动力效率5篇、公用和界外设施4篇，重点介绍美国炼油业发展需面对的问题及新形势下炼油技术的进展。本文主要概述当前立法和经济因素对炼油工业的影响及主流炼油技术的应对措施。

2 美国炼油工业面临的政策法规问题［1］

2.1 温室气体排放

2009年6月26日美国众议院通过了《2009美国清洁能源安全法案》（即W－M法案），提出了碳总量控制及交易体系。W－M法案目前已搁置不议，在可以预见的未来也不可能通过立法，但炼油厂仍面临来自美国环保局（EPA）更加严格的要求［2］。EPA实施了三个重要的规定：①GHG PSD Permitting，要求炼油厂推行《最佳温室气体排放控制技术》（BACT），并对实施BACT对炼油厂的影响及如何实施BACT给出了具体指南；②EPA 2009年9月22日发布了《报告温室气体排放的强制性规定》，要求炼油厂自2010年1月1日开始报告GHG排放情况；③EPA 2010年最终确定了特定产业（炼油厂和电厂）新污染源排放标准的温室气体约束规则（NSPS，New Source Performance Standards），规定从2011年开始，要求大幅增加温室气体排放的新建或扩建项目必须获得空气许可证，并兴建符合效率成本的技术，确保减少温室气体排放。

2.2 燃料标准

2007年12月19日，美国总统布什签署了《能源独立和安全法案》，其目的在于从根本上改变美国的用能方式。《能源独立和安全法案》重新修订了轿车和轻型卡车的燃料经济性标准（CAFE），根据新标准的规定，到2020年，轿车和轻型卡车平均油耗应为35 mile/USgal（1 mile≈1.61 km，1 US gal≈3.785 L），100 km油耗约合6.7 L，较目前25 mile/USgal的水平提高40%。这一新标准可能意味着汽车生产商将必须花费数十亿美元的巨资以开发新的节能技术，同时，美国的油品消费量将大大降低。

《能源独立与安全法案》还规定第二阶段可再生燃料标准计划（RFS2）要求生物燃料的使用量逐年增加，2022年提高到3.60×1010USgal（约110 Mt），是现在的4倍，预计届时将占美国车用燃料的22%。其中，玉米乙醇的年使用量逐步增加并稳定在1.50×1010USgal（约46.5 Mt），其余将由包括纤维素燃料、生物基柴油等在内的先进生物燃料提供。

另外《能源独立与安全法案》的526节还规定了美国政府对替代燃料的采购将限制在那些生命周期温室气体排放量相当于或低于来自传统石油来源燃料的类别。加拿大油砂被视为非传统燃料，其生产过程中的温室气体排放量高于传统燃料。立法者承认本条立法的本意在于阻止美国空军购买煤制油燃料，因为该燃料较传统能源多产生1倍的温室气体排放。该条规定增加了美国进口加拿大低价油砂的不确定性。

美国加利福尼亚州于2009年4月通过了《低碳燃料标准》（LCFS），以降低交通运输燃料的温室气体排放，成为全美首个设立此类标准的州。根据这一标准，到2020年，在加州销售的汽车燃料，不管是汽油、柴油还是玉米乙醇等，其整个生命周期的单位能源二氧化碳排放必须降低10%，这就不仅要求从原油生产到加工、消费环节要减排，而且鼓励使用其它清洁的替代能源，如电池、高级生物燃料、氢燃料等“低碳燃料”。据估计，这一“低碳燃料”标准推行后，在未来10年内将使加州的碳排放量减少16 Mt，使加州20%的化石燃料被其它清洁能源替代。

2010年10月13日，EPA宣布，允许美国2007年后生产的汽车使用E15汽油，即将汽油中乙醇含量上限由目前的10%提高到15%。预计EPA不久将宣布是否允许在2001—2006年车型的机动车中掺混15%的乙醇燃料。

EPA出台的“有毒空气移动污染源”计划（MSAT2）已于2011年1月1日生效，要求美国炼油厂生产的汽油中苯体积分数降至0.62%。

2.3 税 收

美国政府为了克服金融危机而采取一系列税务新政，一方面是实施减税措施，另一方面则是筹集收入的条款，油气行业被纳入筹集收入的来源之一。2009年5月7日发布的2010年最终联邦财政预算中，包括未来9年新增315亿美元新的油气税，这一油气税将从2011财年开始征收，并持续到2019年。其中，油气生产商不再享受的税收减免将达133亿美元。在2011年初提出的2012年财政预算方案中，计划2012年取消石油和天然气行业约40亿美元的税项减免，取消的税收补贴主要用于筹集一系列清洁能源研发项目的资金。

3 美国炼油工业面临的市场问题

2008年快速上涨的油价以及紧随而来的全球金融危机改变了世界石油的需求模式。强制性可再生能源使用的增加、对碳排放的持续关注、汽车燃油效率的改善和经济衰退及伴随的高失业率，加速了炼油黄金时代的终结。近些年，美国炼油装置的负荷率持续下降，2009年降至85%以下，2010年虽略有恢复，达到85.3%，但仍远低于过去20年来的平均水平，预测未来美国炼油厂负荷率仍将维持低位运行［3］。如何使炼油厂在低负荷率下实现炼油利润最大化是美国炼油商必须面对的问题。

与前些年增加原油加工量就能增加利润不同，当今炼油商主要通过优化操作、关闭装置、延长运营周期、减少炼油能力等战略应对低的炼油负荷率。KBC公司提出，随着装置不再按最大负荷率运营，以前装置的工艺制约条件不复存在，可以重新评估低负荷率状况下的工艺及用能优化。在这样的市场环境下，不同类型企业，如国际石油公司、国家石油公司、合资公司、运营商、燃料销售商等也需根据不同的市场定位采取不同的战略［4］。

此外，随着苏伊士运河以东地区新建大量复杂、出口型炼油厂，世界炼油格局正在发生变化。这些新建炼油厂可以加工重质高硫原油，生产的油品能够满足OECD国家的油品标准，除满足本国油品需求外，还意在出口美国市场，这将使美国过去的油品供应模式发生变化。美国炼油商将面临更大的竞争性挑战，尤其是PADDⅠ区的炼油厂（过去几年，大约82%的轻质油品进口量进入PADDⅠ区），可以预计那些位于成本曲线高端的或需要大量投资的炼油厂将有可能关闭或被并购［5］。

4 FCC技术与FCC操作

4.1 催化剂制备和使用

BASF公司［6］介绍了最近开发的FCC催化剂制备技术——Multi－Stage Reaction Catalyst（MSRC）。MSRC将BASF公司成熟的DMS和Prox－SMZ等催化剂制备方法进行整合，使单个催化剂颗粒具有两种以上的功能。MSRC平台技术中的催化剂制备过程基于BASF公司的原位制备技术和一系列重要制备步骤。利用Y型分子筛的生长完成催化剂制备过程中的黏结步骤是MSRC技术中原位制备的关键步骤，该步骤使得催化剂颗粒具有出色的抗磨性能。MSRC平台技术的第一个产品是用于渣油催化裂化的FortressTM催化剂，该催化剂同时具有钝化镍和裂化大分子烃类的功能，在有效催化大分子烃类裂化反应的同时可以大幅度降低镍的脱氢活性，从而减少氢气和焦炭的生成。实验室评价结果表明，使用FortressTM催化剂后，氢气和焦炭的产率可以降低15%左右。MSRC制备技术已经成功进行了工业放大，并在2010年进行了工业示范。

Rive Technology公司［7］介绍了其与Grace Davison公司联合开发的含有介孔结构的Y型分子筛催化剂。该催化剂的核心是Rive Technology公司开发的Molecular HighwayTM技术。Molecular HighwayTM技术可以在Y型分子筛的晶体内构造2～6 nm的介孔网络，从而允许大分子原料进入分子筛晶体内发生催化裂化反应，增强催化剂的重油转化能力；同时允许已生成的汽油、柴油分子快速扩散到分子筛外部，减少过裂化反应的发生，最大限度保留高价值产物。纯分子筛的对比评价结果表明，采用Molecular HighwayTM技术制备的Y型分子筛与常规Y型分子筛相比可以多产10%的汽油馏分和20%的柴油馏分，同时少产20%的焦炭。Rive Technology公司和Grace Davison公司计划2011年春季进行该催化剂的工业应用试验。

INPROCAT公司［8］介绍了一种通过物理分离手段改善现有FCC催化剂使用性能的QUANTATM技术。针对催化裂化反应受扩散控制的特点，QUANTATM技术通过物理分离手段调整催化剂粒径的大小和分布，促进受扩散控制的反应，从而达到提高塔底油转化能力和汽油产率、改善焦炭选择性的目的。实验室评价结果表明，采用QUANTATM技术后原料的转化率可以提高20%，同时焦炭产率下降5%。除了改善催化剂的反应性能外，QUANTATM技术还可以通过脱除大颗粒催化剂来改善催化剂的流化和循环、脱除过细的颗粒减少装置的颗粒物排放和烟机结垢。QUANTATM可以根据客户的需求将催化剂按照任意粒径分布进行分离，适用于现有的FCC新鲜剂和平衡剂。

4.2 新工艺开发

UOP公司［9］介绍了其最近开发的多产丙烯的重油催化裂化工艺Rx Pro。RxPro工艺与Petro FCC工艺同样采用双提升管反应器结构，第一提升管反应器用于重质原料的裂化，第二提升管反应器用于回炼第一反应器生成的C4和轻石脑油；两个反应器产物进入单独的分馏系统，以避免不必要的混合。与Petro FCC工艺不同的是Rx Pro工艺的两个反应器都整合了UOP的Rx Cat技术，这样可以大幅度提高两个反应器的剂油比，以达到多产丙烯的目的。此外，RxPro工艺还整合了UOP公司的VSS提升管出口快分技术和高通量汽提技术，以减少反应产物在提升管出口后的停留时间，达到降低干气产率的目的。当原料特性因素K值为12.5时，丙烯产率最高可达24%，同时干气和焦炭产率可分别控制在6.4%和6.5%。

4.3 减少装置排放

Albemarle公司［10］介绍了降低油品硫含量的脱硫助剂SCAVENGERTM和减少烟气SOx排放的硫转移助剂SOxMASTERTM。SCAVENGERTM通过两种反应途径可以有效脱除石脑油全馏分内硫化物：轻石脑油馏分内富含氢的硫醇和噻吩以硫化氢的形式脱除，而重石脑油馏分内的苯并噻吩和烷基苯并噻吩则以焦炭的形式脱除。为了克服焦炭中硫含量增加带来的烟气SOx排放问题，SCAVENGERTM同时含有降低烟气中SOx浓度的活性组分，且该活性组分不含稀土。针对半再生催化裂化装置应用含稀土的硫转移助剂后出现的问题，Albemarle开发了不含稀土的硫转移助剂SOxMASTERTM。该助剂的吸附活性组分具有层状镁铝尖晶石结构，吸附性能优于其它助剂。目前，SOxMASTERTM已经被全球20多家炼油企业使用。工业应用结果表明，当系统中加入8%的SOxMASTERTM后，烟气中SO2质量分数由400～500μg/g下降至30μg/g。

Airflow Sciences公司［11］介绍了一套选择性催化还原（SCR，Topsøe开发的减少FCC烟气NOx排放的技术）装置的设计和运行情况。此套SCR装置要求在设计上能够处理高粉尘含量的烟气，同时需要一种能够在侵蚀性环境中发挥作用的定制SCR催化剂，能够在5年的运转周期内维持良好的反应性能。目前，该装置已经无间断运转了1年多。在该运行期间内，SCR反应器入口的NOx质量分数在200μg/g左右，出口的NOx浓度维持在20μg/g以下，并且不需要向反应器内额外注入氨。

INTERCAT公司［12］分析了再生器SOx、NOx和CO排放超标的常见原因，并介绍了在操作上如何减少排放的经验。对于绝大多数再生器SOx排放超标的问题都可以通过使用硫转移助剂解决，但若要充分发挥硫转移助剂的功能则在操作上可以参考以下指导性意见：增加烟气中过剩氧含量至2%左右、降低再生器的温度、提高再生器的压力、提高催化剂的循环速率（加快助剂的再生）、使用铂基CO助燃剂。若需要减少再生器NOx排放，则在操作上可以参考以下建议：当采用完全再生操作模式时要将过剩氧的含量控制在尽可能低的水平；当采用半再生操作模式时要将CO/CO2的比例控制在尽可能低的水平；尽量避免使用铂基CO助燃剂，采用非铂基助燃剂对于多数装置可以减少50%～70%的NOx排放；慎用锑基钝镍剂，尽量选择其它能够钝化镍的催化剂。对于采用完全再生操作模式的装置，使用CO助燃剂通常可以有效解决装置开工过程中或由于再生器流化不好带来的CO排放问题。此外，对于处理加氢原料和低残炭原料的装置，由于再生温度较低也会导致CO排放超标，对于这种情况可以通过提高密相床的料位或使用CO助燃剂来解决。

BASF公司［13］介绍了一种采用群体平衡模型确定FCC装置颗粒物排放超标原因的方法。要减少FCC装置运转过程中催化剂细粉的产生，必须了解实验室测试方法预测催化剂细粉产生途径的可信度，更重要的是要了解工业装置上产生催化剂细粉的机理。群体平衡模型可以用于揭示工业装置和实验室装置上催化剂细粉的产生路径。与反应动力学模型类似，群体平衡模型可以确定产生催化剂细粉过程中颗粒破碎和磨损的相对速率。将该模型应用到工业装置上后发现，对于大多数装置而言，颗粒磨损是产生催化剂细粉的主要途径。将该模型应用到实验室测试方法后发现，Air Jet方法和Conical Jet Cup方法被证实是目前最能反映工业装置实际情况的方法。

4.4 提高装置运转性能和可靠性

KBR公司［14］针对FCC装置催化剂跑损的问题给出了判断和解决问题的指导性意见。如果装置一旦出现催化剂跑损问题，可以通过分析三个层面、共20个问题来确定催化剂跑损的原因。首先，根据装置当前的运转情况分析7个对应的问题来判断反应－再生系统中催化剂跑损的位置；然后通过搜集装置运转的历史数据并分析6个对应的问题来判断催化剂跑损现象出现的时间及严重程度；最后，通过采样分析和实验室测试结果分析7个对应的问题来确定催化剂跑损的原因。对于由于旋风分离器料腿堵塞、料腿翼阀失灵、旋风分离器过载、催化剂物理性质等原因导致的跑损，可以通过在线操作调整解决或缓解；对于由于反应器或再生器稀相内催化剂过度磨损或旋风分离器设计缺陷等硬件原因导致的跑损，则只能通过停工检修来解决。

Shell公司［15］通过一个实际案例介绍了其在处理FCC装置运行可靠性与利润率间的矛盾时所采用的综合改造方法。案例的对象是一套原始设计的处理量为100 kbbl/d（1 bbl≈159 L）的蜡油催化裂化装置，经过历次改造，该装置的处理量被提高至150 kbbl/d。提高处理量后该装置面临的主要问题是干气产率较高、催化剂单耗较高、旋风分离器工作不稳定和油浆换热系统结垢。Shell公司认为该装置处理量大幅提高后，油气在提升管反应器内的停留时间偏短，造成了油浆产率和°API偏高；为了保证原料的转化不得不将反应温度提高，同时该装置采用的是开放式旋风分离器，这些问题又导致焦炭和干气过量。基于上述分析，Shell公司提出了反应器系统的综合改造方案，包括采用两个新的带有专有内构件的提升管反应器替换现有反应器以减少反应器内的返混、使用专有原料喷嘴以改善油剂接触、延长油气在反应器内的停留时间，通过上述措施促进催化反应并改善选择性；采用密闭式的专有旋风分离器以减少反应产物的过裂化，允许反应在较高的温度下进行同时减少干气的生成、改善旋风分离器运行的可靠性。根据测算，进行上述综合性改造后，原料的转化率可提高5.2百分点，汽油和液化气产率可分别提高2.1和2.7百分点。

Shaw公司［16］介绍了一套隶属于Tesoro的催化裂化装置的改造过程和运转情况。改造前该装置的反应器为1根倾斜的提升管（水平夹角在45°～77°之间变化）。改造前装置的产物分布较差，原料转化率低，而干气产率较高，同时由于油浆的°API较高，经常导致原料/油浆换热器结垢。为了减少油浆产率，提高装置运转的可靠性，Shaw公司对该装置进行了如下改造：采用垂直提升管替换现有提升管，该垂直提升管经过一段水平管与一个外部的粗旋相连接；通过加长该垂直提升管来延长油气停留时间，同时减少催化剂在反应器内的滑落。经过上述改造可在不增加焦炭产率的同时提高原料的转化率。由于新的反应器系统在原反应－再生系统外部安装，因此部分改造过程不需要装置停工。从装置停止进料到改造完成并重新进料只用了33天的时间。改造后装置的油浆产率下降62%，°API由18降至0，解决了由于油浆换热系统结垢带来的长周期运转问题；同时干气产率下降8%，汽油产率提高21%，产物分布得到明显改善。

5 加氢技术

5.1 重油轻质化增产中间馏分油技术

Chevron公司［17］对炼油厂总体流程的经济性和可靠性进行了对比分析，比较了不同渣油处理工艺流程在处理不同硫含量原油时的效益和抗风险能力。Chevron公司认为，在处理HSFO（高硫原料油）时，最佳渣油转化流程为（LC－Fining＋延迟焦化）组合流程，将获得最高内部收益率和净现值。采用该组合流程不仅可以满足未来燃油标准要求，还可以处理非常劣质的原油，并且能将劣质渣油转化为高质量中间馏分油产品，满足未来市场需求。然而，当处理LSFO（低硫原油）时，（RDS＋RFCC）组合才是最佳工艺流程选择。

Shell公司［18］为客户提供了系统的柴油/蜡油加氢处理装置的技术改造方案，可以根据企业实际需求，对柴油/蜡油加氢处理装置进行分步骤或阶段性的技术改造。这些不同的阶段性改进方案主要包括：①“当前”操作层面阶段性改进方案。对现有装置通过更换更高性能的催化剂，改变操作条件来实现既定的生产目标；②“短期”装置改造方案。对现有装置进行催化剂和工艺的改进；③“长期”投资方案。通过总体规划新建加氢装置来提高劣质原料的处理能力。此外，Shell公司还介绍了新一代高性能加氢裂化催化剂Z－FX10的开发，改进高效加热炉、装置内构件、换热系统和水洗系统等以及制氢装置工艺流程方面的改进。

Criterion催化剂开发公司［19］介绍了Z－2723、Z－3723和Z－3733等新一代灵活型加氢裂化催化剂。与前一代Z－723、Z－733和Z－803等加氢裂化催化剂相比，新一代催化剂在活性、重油选择性以及产品低温流动性等方面获得了提升。Criterion公司还介绍了其最新开发的加氢裂化催化剂Z－FX10。与Z－3723催化剂相比，可处理不同种原料油，Z－FX10的中间馏分油选择性和柴油产品十六烷值都有进一步提高。

ART公司［20］对FCC预处理过程的反应及机理进行了深入研究，将FCC预处理使用的Mo－Ni系和Mo－Co系催化剂及加氢处理苛刻度等因素与催化裂化工艺相关联，从而获得预处理过程对FCC产品分布和产品质量影响较为全面的认识。ART公司通过对不同操作模式（多环芳烃饱和模式和脱氮模式）下，加氢处理苛刻度对FCC转化率、LCO收率等影响的试验考察，得出一个较为重要的规律：随着加氢处理苛刻度的提高，无论在哪种操作模式下，LCO的收率都是先降低，当达到一个最低值后又逐渐提高。

5.2 超低硫柴油的生产技术

ALBEMARLE公司［21］以柴油馏分中较为难脱除的4，6－DMDBT为模型化合物，对脱硫反应动力学进行简化，将加氢脱硫（HDS）反应过程分为加氢（HYD）和脱硫（DDS）两个相对独立的过程。在低压条件下，高DDS活性可以增强HDS，高HYD活性将导致热力学不稳定性加重；低氢分压条件下，芳烃饱和在较低温度下就会从动力学控制转化为热力学控制，提高DDS/HYD选择性可以改善热力学不稳定性问题。为实现低压下生产超低硫柴油（ULSD），ALBEMARLE公司提出如下操作方面的建议：①控制原料油中难脱除硫的含量，主要通过控制原料油干点，二次加工油混兑比例，尤其是LCO的干点和掺混比例；②提高氢纯度，循环氢满负荷运行；③选用在低压操作条件下，具有较高脱硫活性的催化剂体系，实现最佳的DDS/HYD选择性。近期，ALBEMARLE公司开发了KF－770和KF－767等催化剂，其突出的性能特点是低压下具有较好的脱硫效果。

Axens公司［22］给出了三种采用先进的加氢技术处理LCO生产ULSD产品方案，核心内容是采用新一代加氢催化剂和改进工艺技术。方案1：采用一段加氢处理工艺、Co－Mo或Ni－Mo系催化剂，在中等压力下达到中等的芳烃饱和度，生产具有中等或较高十六烷值的ULSD；方案2：采用二段加氢处理工艺，一段选用Ni－Mo系催化剂，二段选用贵金属催化剂，在中等压力下实现最大量芳烃饱和，生产具有高十六烷值和最大收率的ULSD产品；方案3：采用一段加氢改质工艺，选用Ni－Mo改质催化剂，在高压下实现芳烃的饱和和开环，生产具有最大十六烷值的ULSD产品。

6 制氢技术

6.1 制氢装置的优化

KBC公司［23］对不同工艺流程的碳排放指标进行了全面比较，指出炼油厂二氧化碳减排应该从那些排放量大的装置入手，这些装置管理及优化是减排的关键。对于采用复杂加氢工艺路线的炼油厂，甲烷制氢装置通常占二氧化碳排放总量的5%～30%，KBC公司针对这种情况就影响碳排放的因素、减排方法研究、氢气回收措施和二氧化碳吸收等问题进行了阐述。KBC公司开发的“碳管理”系统可以实现如下功能：计算碳排放量、进一步明确碳的不同来源、校对碳排放评价的方法、获得碳排放的历史趋势、对碳排放监控数据，并进一步比较实际与目标的差距，及预测排放影响参数等。

Linde Engineering公司［24］认为炼油厂排放气作为回收氢气的原料，而不是作为燃料气，是实现节约氢气的重要手段。介绍了炼油厂排放气作为制氢蒸汽转化炉原料的三个基本方案：①常规的PSA系统；②直接作为制氢蒸汽转化炉原料；③专门PSA系统。并选用80%和50%两种纯度条件，对三种方案进行了经济性方面的比较。方案①投资最少，但炼油厂排放气掺混量受到限制；方案②虽然可以处理混兑量相当大炼油厂的排放气，但氢含量较高时会带来消耗大的负面影响；方案③在处理较高氢含量的炼油厂排放气时显示出最佳的效果。

Air Liquide公司与Lurgi公司［25］共同创新开发了高效、可靠和投资较低的制氢技术。该技术可以有效降低二氧化碳排放量，现已在2套工业装置上应用。与常规制氢技术相比，该制氢技术主要是投资低、高可靠性与高可维护性。其核心设计是Lurgi Reformer专利技术的顶部点火转化反应器、水平传送段、伸缩管、预转化工艺、蒸汽分离系统和控制器等部件，可实现更低投资、更高生产效率和更低二氧化碳排放量，其优化操作可进一步提高可靠性和转化效率。

6.2 氢气的综合管理

中国石化洛阳石化工程建设公司与Process Integration有限公司26合作开发了炼油厂氢气管网资源优化的新技术。该技术采用“夹点分析”法，可以迅速确定炼油厂的氢气使用瓶颈和最小用氢量，同时明确“氢气管网”的改进优化方向；然后，通过“数学程序计算”法进行氢气管网的实际需求设计；通过结合两种方法，可以对炼油厂氢气管网实现高效管理和使用。同时，还认为氢气提纯装置的种类与规模对于充分高效利用氢气是一个非常关键的因素，并列举某炼油厂氢气管网的优化设计和改造项目；与原基础设计相比，操作费用降低6 620万人民币/a。

UOP公司［27］通过对制氢、用氢、氢提纯、氢回收、总体系统分析，开发出综合“氢气”优化管理和系统改进的相关技术，实现平衡优化氢气的使用和效益的最大化。UOP公司列举了优化氢气相关技术的工业应用实例，包括对操作参数的改变、现有设备的改造、增加新设备、系统改造和控制等。

7 可再生燃料生产技术

ADI公司［28］分析了高级生物燃料（即第二代、第三代生物燃料）的现状和前景。EPA希望到2022年生物燃料使用量达到3.60×1010USgal/a，初始阶段预计纤维素乙醇占主要份额，高级生物燃料量会快速增长并能够与纤维素乙醇抗衡。ADI将生物柴油技术分为8类，介绍了各类技术的特点和应用情况，其中从藻类获得的生物燃料密度远远高于棕榈油，被认为具有较大的潜力。此项技术预计需要10年或更长的时间才能商业化。不同类型技术生产成本差异较大，如通过改进生物酶并降低原料处理成本，生物化学法制乙醇路线的竞争力将会增强，但是成本偏高依然是问题。高级生物燃料近期内可能无法达到规定的供应量。

Topsφe公司［29］针对植物油/动物油加氢工艺在工业操作中出现的许多问题，研发出生物燃料工艺专用的加氢脱氧催化剂TK－339，TK－341，TK－351可确保催化剂的低失活率和高稳定性。这些催化剂可结合Topsφe公司的高活性BRIMTM催化剂，以确保生产出ULSD；或者与具有异构脱蜡活性的TK－928、TK－932结合，以获得足够低的浊点。此外，Topsφe公司还提供与上述催化剂解决方案相配套的工艺技术，使炼油厂能够进行混炼或单炼植物油/动物油，并给出Preem AB Gothenburg Refinery共炼RTD（Raw Tall Diesel），将非食用、低值馏分加氢转化为高附加值交通燃料的实例。

Gevo公司［30］开发出以糖为原料、产品纯度在98%以上的异丁醇可再生生产技术。异丁醇是很有吸引力的醇类燃料汽油调合组分，异丁醇作为第二代产品，提供了第一代产品所欠缺的应对多种挑战的灵活解决方案，包括与汽油的调合特性、挥发性、相分离、能量含量、混合墙等，如与乙醇相比，可再生鉴定值提高30%，有较高的能量密度和较低的雷德蒸气压，可以用管道输送，不会造成碳钢应力腐蚀裂纹（SCC），与橡胶相容性好，可以满足未来法规的要求。

8 结束语

自从20世纪90年代以来，环保法规的日趋严格和原油供应形势的日益紧张就已经成为炼油技术发展的主要推动力，目前这种形势依然没有改变。因此，清洁油品生产技术的升级换代、石油资源的高效利用和可再生清洁燃料的开发将会在较长的时间内保持一定的热度。同时，除了对燃料本身的清洁性要求日益攀升之外，对燃料生产过程的清洁化要求也越来越高，控制装置排放技术的开发与实施逐步成为炼油技术发展的重要方向。此外，全球经济发展的持续低迷使炼油工业面临更加严峻的挑战，迫使炼油企业必须解决装置运行可靠性与利润之间的矛盾。在上述形势之下，炼油工业将会继续向绿色化、高效化、可持续化的方向发展。

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