简 讯

乙苯成套技术通过鉴定

2011年5月12日，由中国石化石油化工科学研究院（石科院）与镇海炼化分公司（镇海炼化）及中国石化工程建设公司（SEI）共同承担的中国石油化工股份有限公司“十条龙”攻关项目“650 kt/a乙苯成套技术”通过该公司科技开发部组织的技术鉴定。

该项目于2006年底立项，是镇海炼化1 Mt/a乙烯工程的一部分，与其从国外引进的环氧丙烷/苯乙烯（PO/SM）装置配套。该装置生产规模大、操作周期长、产品质量要求高。为了满足这些要求，石科院研究开发了新的分子筛合成技术，改进和优化了催化剂制备技术，进行了装置大型化研究，改进了工艺流程并开发了工艺包。镇海炼化650 kt/a乙苯装置由SEI设计，于2010年1月30日建成中交，2010年5月6日一次开车成功。运行一年的结果表明，装置运行平稳，操作方便；催化剂具有良好的反应活性、选择性和稳定性，催化剂运转周期预计可达5年；乙苯产品纯度高，产品质量满足PO/SM装置要求。通过优化工艺条件，2011年4月装置单位产品能耗已降低到146．3 MJ/t乙苯，与同类200 kt/a乙苯装置相比，能耗降低了70%。该乙苯成套技术具有自主知识产权，达到同类技术国际先进水平。

“650 kt/a乙苯成套技术”的鉴定标志着石科院开发的苯和乙烯液相烷基化技术在用于燕山石化89 kt/a、齐鲁石化216 kt/a乙苯生产装置后，又成功应用于国内最大、世界第二大规模的乙苯生产装置；也标志着石科院在乙苯催化剂、工艺和装置大型化等方面跻身国际先进行列。

［中国石化石油化工科学研究院科研处供稿］

第二代中压加氢裂化技术通过鉴定

由中国石化石油化工科学研究院（石科院）、上海石油化工股份有限公司（上海石化）共同承担的“第二代中压加氢裂化RMC－Ⅱ技术开发与应用”项目，于2011年5月18日通过了中国石油化工股份有限公司科技开发部组织的技术鉴定。

中压加氢裂化（RMC）技术是石科院于20世纪90年代开发的一项在相对较低氢分压下实现重质蜡油轻质化的技术，既可生产优质的清洁柴油，又可提供大量的优质乙烯原料（尾油）和生产高辛烷值汽油的原料（石脑油），与传统的高压加氢裂化技术相比，可降低装置投资和操作费用20%～30%。RMC-Ⅱ技术是在第一代RMC技术的基础上，通过采用高脱氮活性、高芳烃饱和性能的RN-32系列精制催化剂，大幅提高中压加氢裂化装置加工劣质原料的适应性；通过开发新型加氢裂化催化剂RHC-3以及优化工艺过程，显著改善了尾油烃类组成，大大提高了其蒸汽裂解制乙烯性能。

RMC-Ⅱ技术于2009年4月首次在上海石化1．5 Mt/a中压加氢裂化装置实现工业应用。工业试验结果表明，采用RMC-Ⅱ技术后，该装置加工劣质原料的适应性显著增强，可加工氮含量高达1 600μg/g、干点达560℃的蜡油原料；重石脑油收率由17%提高到25%～30%；尾油中链烷烃含量由采用第一代RMC技术时的40%左右提高到60%以上；并可直接生产满足欧Ⅴ标准的柴油产品，其收率可在30%～50%之间灵活调整。RMC-Ⅱ技术在该装置的成功应用，为上海石化在加工劣质原料、生产优质化工原料以及柴油质量升级等方面均发挥了重要作用。

［中国石化石油化工科学研究院科研处供稿］

LanzaTech公司与李长荣化学工业公司合作开发生物基化学品

清洁能源技术公司Lanza Tech与李长荣化学工业股份有限公司（LCY）签署框架协议，将共同研发关键性生物基化学品。

Lanza Tech公司表示，生物基化学品的产量当前占全球化学品产量的1%，但预计在未来10年内将增长到9%。预计到2020年，全球生物基化学品和塑料的营业收入可能达150亿美元（114亿欧元）。因此，Lanza Tech公司正快速推进其化学品生产工艺的工业化进程，以便有效整合到经销链中。

李长荣化学工业公司作为一家规模达10亿美元级的企业，业务范围包括中国台湾省、中国大陆、日本、卡塔尔和美国市场。该公司计划研究以生物基C2～C5原材料替代石油法生产热塑性弹性体、聚丙烯以及甲醇衍生物。

根据协议，李长荣化学工业将以投资建厂方式换取LanzaTech公司的气体发酵技术。这项专利技术可以从炼钢厂废气中生产出低成本的乙醇，且其应用范围已扩展到其它工业废气和气化作用产生的合成气。最近的实践表明，LanzaTech公司的工艺过程可以生产出2，3-丁二醇（2，3-BD）。该氧化物可用于制造烃类燃料和高价值化学品。

［中国石化有机原料科技情报中心站供稿］

中国石化大型双炉膛乙烯裂解炉成套技术首度“出国”

由北京圣光能源控股有限公司代理出口的具有我国自主知识产权的中国石油化工股份有限公司100 kt/a大型乙烯双炉膛裂解炉技术及成套设备即将出口东南亚。

中国石油化工股份有限公司历经二十余年的艰苦努力，终于开发出大型乙烯双炉膛裂解炉技术及成套设备，并将其成功应用于国内多套新建大型乙烯装置。该大型双炉膛裂解炉基于国产CBL－Ⅳ型裂解炉技术，效果不逊于国外的SRT型等裂解炉，该炉选择性高、运转周期长、热效率高，总体技术达到国际先进水平。

［中国石化有机原料科技情报中心站供稿］

全国首套分子筛合成高通量系统在上海石油化工研究院投用

中国石油化工股份有限公司从美国Free Slate公司引进的高通量分子筛系统在上海石油化工研究院完成安装、调试和试运行，正式投入使用，标志着该院成功完成高通量分子筛合成系统的引进工作，该系统将对中国石油化工股份有限公司科研单位开放，承担研究工作。

分子筛合成高通量系统主要用于两方面研究：一是对现有已经工业化的分子筛合成进行优化，开展如降低晶化温度、缩短晶化时间、降低模板剂用量等方面的研究，起到降本增效、节能减排的作用；二是开展新结构分子筛的原始性创新合成研究，探索合成全新结构的新型分子筛材料。分子筛合成高通量系统自动化程度高，每年可以合成约2 000～3 000个样品，可大大加快分子筛催化材料的开发速度。

［中国石化有机原料科技情报中心站供稿］

Davy技术成功用于海南甲醇装置

中国海洋石油总公司和Davy工艺技术公司（DPT）宣布，建于中国海南的2 500 t/d甲醇装置顺利开车并通过性能考核和装置验收。该装置所产甲醇除了满足中国市场需求外，同时还向国外出口。

DPT和Johnson Matthey催化剂公司针对气体和煤化工领域共同开发并推广了一系列合成气和甲醇合成工艺技术，5年来全球共有13套生产装置采用了这一技术，海南的装置就是其中之一。该项目的工艺流程采用DPT的预转化工艺技术和Johnson Matthey催化剂公司的CRG系列预转化催化剂以及径向流蒸汽甲醇合成塔。这些先进工艺技术和催化剂的应用，可最大限度地降低生产能耗，使甲醇产品在市场上具有更大的竞争力。

［中国石化有机原料科技情报中心站供稿］

中国石化上海分公司解决重整氢中CO含量偏高的难题

中国石化上海分公司芳烃部4号芳烃重整攻关小组经过努力，一举解决重整氢中CO含量偏高的难题。

该公司4号芳烃重整装置副产的H2，因为含有100μg/g的CO，无法直接供加氢裂化装置使用，必须经过PSA（变压吸附提纯）装置提纯后降到50μg/g以下，这样，装置的工艺流程长，能耗相应增加。为此，该公司成立攻关小组，对造成CO含量偏高的原因进行分析，探讨后认定其来源是水，先后将重整的进料改为直供，更换了再生装置干燥剂，调整一、二段还原氢用量；将再生脱氯系统流程进行改造，将再生装置应用的Chlorsor b切出系统；把再接触系统的防喘振阀开度逐步关小至20%以下，最终使重整氢中的CO含量降到45μg/g。

［中国石化有机原料科技情报中心站供稿］

中国石油石油化工研究院研发新型C2加氢催化剂

由中国石油石油化工研究院研发的新型C2加氢催化剂在工业装置上取得技术突破，据称其整体技术水平达到世界先进水平。

C2选择性加氢除炔烃工艺在乙烯工业中起着举足轻重的作用。中国石油石油化工研究院从催化剂载体、催化剂活性组分负载方式等方面进行了大幅度改进，以优化催化剂活性组分的分散状态，达到大幅度提高催化剂活性及选择性的目的。从2010年11月开始至今，该新型催化剂已在辽阳石化乙烯装置连续运行5个多月，乙烯产品中乙炔含量达到10－9级，加氢选择性平均值接近50%，超过此前使用的催化剂，也超过进口催化剂的运行指标。

［中国石化有机原料科技情报中心站供稿］

上海兖矿能源科技公司等单位开发的甲醇制烯烃催化剂通过鉴定

由上海兖矿能源科技研发有限公司和煤液化及煤化工国家重点实验室联合开发的甲醇制烯烃催化剂开发与放大研究项目在北京通过技术鉴定。该项目可为大型甲醇制烯烃装置提供可靠的催化剂及其生产技术，对提高我国煤制烯烃技术水平具有重要意义。

据悉，甲醇制烯烃催化剂开发与放大研究是兖矿集团甲醇制烯烃技术的重要组成部分。该项目研究开发了以单模板剂复合金属改性的分子筛甲醇制烯烃催化剂，采用该催化剂时甲醇转化完全、活性稳定性好、（乙烯＋丙烯）选择性高。该项目组还开发出三模板剂的分子筛甲醇制烯烃催化剂，在甲醇转化完全、（乙烯＋丙烯）选择性相当的情况下，该催化剂保持高活性的时间更长。此外，该项目组还对中试生产得到的催化剂进行了热模试验研究，得出最佳反应条件，为甲醇制烯烃装置的开发提供了可靠的设计依据。

［中国石化有机原料科技情报中心站供稿］

天冠集团秸秆乙醇关键技术通过科技部验收

近日，由河南天冠集团等单位承担的国家科技支撑计划秸秆乙醇关键技术研究及产业化示范项目通过了科技部组织的专家验收。

据称，该项目旨在通过对纤维乙醇原料的预处理、综合用酶的生产、共酵菌株的构建、发酵液的治理、原料的收购储运等关键技术的突破性研究，降低秸秆乙醇生产成本，实现生物质能源的“非粮替代”，深入推进我国生物质能源产业的发展。天冠集团已建成了国内首条秸秆纤维乙醇工业化生产示范线，目前已投入运行，顺利生产出秸秆纤维乙醇产品。每6 t秸秆能够生产出1 t乙醇，质量合格率达到100%，项目整体技术水平在国内处于领先地位。

［中国石化有机原料科技情报中心站供稿］

Shaw/Axens公司获得HS-FCC技术全球授让权

高苛刻度流化催化裂化（HS-FCC）技术是由新日本石油公司和沙特King Fahd石油矿产大学（KFUPM）等合作开发的新一代FCC技术。

Shaw和Axens公司已被授权向全球推广和转让这一技术。该技术经历了5家公司的努力和近15年的进化演变。第一阶段：新日本石油公司和KFUPM成立合作研究企业，新日本石油公司提供技术研究，KFUPM提供实验场所；第二阶段：沙特阿美（Saudi Aramco）加入进来，3家单位合作在沙特阿美Ras Tanura炼油厂建成一个加工量为30 bbl/d（1 bbl≈159 L）的示范装置；第三阶段：新日本石油公司在日本水岛建成一个加工量为3 000 bbl/d的放大装置。Shaw和Axens公司为此装置提供工程设计，预计2011年投入运行。

［中国石化有机原料科技情报中心站供稿］

加氢处理石油馏分超声波辅助氧化脱硫技术

将超声波辅助氧化脱硫（UAOD）工艺用于对柴油和含有模型硫化合物苯并噻吩、二苯并噻吩和二甲基二苯并噻吩的石油产品原料脱硫。

对氧化剂用量、抽提步骤使用的溶剂体积以及超声波（20 k Hz，750 W）处理温度和时间进行了研究。在最优的UAOD条件下，石油产品原料中的模型硫化合物脱除率高达99%。该工艺中H2O2、乙酸、硫的摩尔比为64∶300∶1，在90℃下超声波处理9 min，然后用甲醇抽提（最优的剂油比为0．36）。采用同样的试剂量超声波处理9 min，柴油样品的脱硫率超过75%。而在同样的条件下，没有超声波处理的情况下，模型化合物的脱除率不到82%，柴油样品脱硫率不超过55%。这说明超声波提高了氧化脱硫效率。与传统加氢脱硫相比，UAOD工艺可以在相对缓和的条件下完成（常压、90℃，不使用金属催化剂）。

［靳爱民摘译自Fuel，2011，90（6）］

牛津催化剂集团将放大费－托微通道反应器

牛津催化剂集团位于奥地利Gussing的生物质制油（BTL）示范装置的成功运转使该公司有足够的信心在工业规模试验项目中应用其费－托微通道反应器技术。通过在生物质气化装置中采用该技术，该示范装置每小时每升催化剂可生产0．75 kg高质量费－托合成液体燃料，比传统装置的产量高4～8倍。与此同时，牛津催化剂集团得到了来自葡萄牙公司SGC Energia要求提供工业规模商业反应器的销售订单。

［邓京波摘译自Focus on Catalysts，2011-05］

加拿大Ivanhoe能源公司将重原油改质为合成原油的新工艺投用

加拿大Ivanhoe能源公司2011年5月9日称，建在厄瓜多尔将重原油改质转化为较轻合成原油的HTL新工艺示范装置已成功运转。Ivanhoe公司采用这项专利技术对Pungaracu油田开采的重原油进行改质，以满足管输的要求。在改质前重原油的°API为8，与加拿大Athabasca的油砂沥青类似。可是，不同于Athabasca油砂沥青的是，厄瓜多尔重质原油的渣油含量、黏度、金属含量、固体物含量和水含量都更高一些。所有这一切都是很大的挑战。采用HTL新工艺改质后使原油的°API提高到17左右，同时黏度降低，金属含量大大减少，总液体收率约为88%。因为试验仍在进行，Ivanhoe公司预计运转结果会继续改进。Ivanhoe公司称，这次成功的试验证实了HTL新工艺的改质能力和灵活性。可以相信，该HTL新工艺能帮助厄瓜多尔和世界上其它拥有重质原油资源的国家用成本效率高和环境友好的方法开发和利用这些重油资源。

［章文摘译自http：//www．ogj．com，2011-05-10］

一项新的非催化渣油转化技术

一个渣油转化新技术平台，为重质原油、沥青和渣油的加工和改质提供了新的反应路径，使用新的能量形式和组合。其它形式的烃，如油页岩、塑料、橡胶、轮胎或煤，也是这个技术平台范围所涉及的一部分。

与其它已有技术相比，只有用氢气或工业催化剂的应用能够达到这项新技术所能达到的°API或黏度。例如，这项技术可以将黏度直接从2 412 mm2/s变到8．76 mm2/s（不用任何溶剂、稀释剂或催化剂）。

这项专利技术的核心是反应器，其构造让人想起锤式粉碎机和径流式风扇。该反应器由一个带有转子的气密的圆柱型空间构成，转子连着耐磨刀片。转子的圆周运动引起反应物的强烈旋转和振动，反应物包括固体无机物（也就是沙子）和有机组分（固体或液体烃）。反应物的活性摩擦和液体动力作用的结果是在反应区的核心区产生大量的热量。同时，固体无机物颗粒（即沙子）在反应器空间的圆柱面上形成了一种流态化的热旋转床层。小颗粒及其机械振动影响着大的烃分子，起到辅助和加强较大分子结构更易裂化的动力剂的作用。大量带有巨大动能的强烈旋转和振动的小固体颗粒具有一种对重质烃类“机械活化”的化学作用。加上内在的更高温度的作用，该过程引起分子键的断裂，产生相似条件下常规渣油加工技术中不能出现的反应路径。一个关键元素是固体颗粒的表面积，通常有几十万平方英尺，这是导致超级效率的反应表面。

在反应器中直接综合利用动能、机械能和热能，使得恰好在反应过程的中心利用能量——能量被转换用于重质烃类的吸热裂化。这个能量不需要传递。高效利用机械能、动能、化学能和热能产生了显著的效果。

用这项技术从超重沥青以及减压渣油混合物得到的产品是稳定的液体，不凝结，也不产生蜡或焦油沉积残渣。该过程把99．9%左右的沥青质转化为液体或气体产物，可在炼油工艺中进一步加工。以超重沥青为原料时，20%的产品在193℃以下，产品中饱和烃体积分数是13．8%（质量 分 数 18．3%），芳 烃 体 积 分 数 为 13．5% （质 量 分 数37．6%），总酸值（TAN）为0．12 mg KOH/g；以减压渣油/胶质/沥青混合物为原料时，20%的产品在186℃以下，90%在388℃以下，产品中芳烃、环烷烃、烷烃的质量分数分别为34．3%，13．4%，52．2%。

目前，该技术已经给一个全球油田服务公司进行了一项商业授权（同时分离和改质油泥），一套加工渣油的示范装置已经在欧盟的一个5 Mt/a的炼油厂中就位。

［程薇摘译自FCC Net work News，Volume 39，2011-01］

炼厂气脱除有机硫的经济有效的技术

炼油厂气体燃料被认为是炼油厂硫排放的两大主要来源之一（另一个主要来源是流化催化裂化装置）。由于炼厂气是炼油厂加热炉和锅炉的主要燃料，因此炼厂气中的硫都将在燃烧过程中转化为SOx并最终成为排放物从炼油厂的烟囱排出。目前，炼厂气采用胺洗的方法可以有效地将H2S吸附出来并在Claus装置中转变为元素硫。但是，像焦化装置得到的炼厂气，还含有其它的含硫化合物，如硫醇、噻吩和硫化物等，通过胺洗不能有效地对这类含硫化合物加以处理，因此需要增加加工工艺除去这部分含硫化合物。一种方法是在胺洗装置后增加碱洗装置，如UOP的MEROX装置，这种方法有效但价格昂贵，并且由于废碱需要处理所以会产生废物；第二种方法是在燃烧排放处安装洗涤器去除SOx，这种方法既复杂又昂贵；第三种方法是使用传统的加氢处理装置将非H2S的含硫化合物转化为H2S，再使用胺洗方法，但使用加氢处理装置也存在一些不足。首先，由于是低压操作，存在的含硫物种很难转化为H2S，传统的加氢处理催化剂的活性较低，因此需要一个较大较贵的反应器，而且需用多个反应器来转化二烯烃、氧和COS（羰基硫化物）。

Praxair公司开发了一种替代技术，能够在保留传统加氢处理装置优势的同时弥补传统方法的不足。Praxair技术可以用于任何类型的炼厂气，这主要是因为开发出了一种经济有效的短接触反应器（炼厂气处理器或RGP），这种RGP能够将炼厂气经过处理后作为甲烷蒸汽转化制氢的原料或发电厂燃气轮机的燃气。采用RGP，能够将非H2S的含硫化合物转化为H2S，再通过胺洗有效地去除H2S。

RGP中装有一种贵金属催化剂，能够在较宽的温度范围内响应烯烃的变化（不需要循环压缩机）。非H2S的含硫化合物最佳的转化温度为371℃，而反应器能在593℃下进行操作，不需要对原料进行稀释，不需要额外的能量来源。RGP可在高烯烃含量的条件下进行操作，这时转化有机硫化物为H2S所需的热量由烯烃加氢反应提供，而如果原料中的烯烃含量较低，需要增加一定量的氧以提供反应热量。

RGP中添加有或不添加氧都能将其它类型的硫化物转化为H2S，两种操作模式都是采用单一的反应器。如果需要加氧，氧的添加量应小于炼厂气体积的3%。

炼厂气的排放控制技术可分为燃烧后处理和燃烧前处理两大类。燃烧后处理技术包括干洗涤器和湿洗涤器。燃烧前处理技术包括湿洗涤器，传统加氢/胺洗和RGP/胺洗。前/后处理技术都能达到相同的去除效果。燃烧后处理不太经济，前处理技术由于能够将绝大多数有机硫的气体物流作为处理目标，因此费用减少，效益提高。

碱洗处理装置（MEROX）的成本效益（ISBL）估计为：处理含85μg/g硫（占非H2S含硫化合物总量的90%）的4．9×105m3/d焦化装置炼厂气，需要46 500美元/t SOx。Praxair公司估计，采用RGP/胺洗（ISBL），对于上述同样物流，需要12 000美元/t SOx。

RGP技术已经能够实现工业应用。Praxair公司在美国海湾炼油厂完成了三年示范装置的试验（RGP alpha）。RGP alpha装置证实，在反应器温度343～371℃时，95%以上的有机硫转化为H2S，原料烯烃含量高达17%时装置运转正常，采用Praxair公司设计的混合器安全添加氧也得到了试验证实，目前正在与一家炼油厂就RGP首套工业装置的安装进行商讨。

［许建耘摘译自 NPRA，A M-11-74］

100%植物基生物聚合物产品在日本投入试生产

日本钟渊公司于2011年5月16日宣布，位于高砂工厂新的植物油基聚酯生物聚合物产品已投入试生产，并以钟渊生物聚合物AONILEX品牌对外进行销售。AONILEX不仅能生物可降解，而且具有强的耐热及耐水解能力，可作为水蒸汽的阻隔物。这是第一款100%植物基生物聚合物，同时可提供柔性和耐热性两种性能。

AONILEX显现出聚乙烯和聚丙烯材料从硬性到柔软性以及许多关键特征的宽范围特点。该生产体系已投入运转，并于2011年5月底进行大规模生产，年生产能力达到1 000 t左右。

日本钟渊公司将使用试生产体系，并组合新产品应用和实用销售方案，为AONILEX产品开发创新的生产技术和工艺。该公司根据市场反馈，将在几年内提高生产能力，达到年产10 kt，使营业额达100亿日元（1．24亿美元）以上。

［章文摘译自http：//www．greencarcongress．com，2011-05-16］

欧洲达成CO2排放配额决议，炼油厂将遭受损失

2011年4月27日，欧洲委员会最终达成2013年起在欧盟排放交易体系（ETS）实施CO2排放配额分配的决议。该分配体系中包括欧洲炼油厂。

在某种程度上，这项新决议的设计初衷是为了对欧盟炼油厂进行补偿，因为一些非欧盟炼油厂输送燃料给欧洲地区，而这些炼油厂不用对CO2减排付出履约成本，因此对欧洲管辖的炼油厂造成了“碳泄露”（也称“竞争力损失”）。

欧洲委员会称在新的法案下，欧盟炼油厂将获得0．0295个配额/t CO2排放。配额法案适用于“轻质产品超过40%的炼油厂产品结构”，轻质产品包括“车用汽油”和“航空汽油、汽油型喷气燃料、其它轻质石油产品/轻质制剂、煤油（包括煤油型喷气燃料）和瓦斯油”。具有其它产品结构的炼油厂（所谓的非典型性炼油厂，如主要生产润滑油或沥青的炼油厂）并不包括在该法案中。

新法案设立了法规，也给出了温室气体排放性能标准，该法规可被欧盟成员国使用，以计算每年分配给这些部门的免费排放额度。

标准在大多数情况下是基于“在欧盟指定部门或其下属部门中，能效最高的10%设施的平均排放性能”而制定的。

“对于那些被认为正在经受‘碳泄露’风险的部门或下属部门的设施，将给予特殊的处理”——将炼油厂定位在欧盟以外地区——因为他们面临着来自第三方国家相关行业的竞争，而这些国家的相关行业并没有承受同等程度的碳减排限制。一直到2020年之前，这些部门的设施都将会得到最高相当于标准排放量的免费配额。

大多数工业部门将会得到的免费排放额度高达其在2005—2008年排放的70%～80%。该委员会称，装置可以通过改善排放性能或者购买额外的配额、使用2012年底前这一交易期间内储存的配额，或者是使用国际补偿碳汇，来弥补缺失的那部分配额。

欧洲石油工业交易组织指出，分配法案不能完全解决“碳泄露”竞争问题。并指出这仅是部分免费额度，而海外竞争者并不承担减排成本。因此，整体来讲，这对欧盟炼油部门仍然构成了竞争劣势。给炼油行业造成的主要负担如下：①该标准是基于行业排放性能最好的10%部分制定的。因此，大多数炼油厂履约时将会购买排放额度。②所有电力排放额度都需要购买。炼油厂生产并消耗了大量的电能，他们将会对这些排放完全负责。③尽管采取了一个渐进式的总量控制方法，但是该标准在2013年开始实施还是非常令人失望，这意味着对于许多在2013年利用免费配额作为主要履约措施的炼油厂来说，在此之前没有时间去投资或改造装置操作。而且，由于历史因素、空间、场地结构等制约，许多装置将不能够实施经济性的解决措施以满足该标准要求。对于这些装置，ETS更像是对其进行了征税。④最终结果为：炼油厂将会直接购买配额的25%，在购买电力时还要承担另外5%的惩罚。许多炼油厂购买的配额将超过50%。如果2013年碳排放成本为30欧元（44美元）/t CO2时，炼油厂将不得不承担10亿欧元（14．8亿美元）的额外竞争损失。

［黄丽敏摘译自Diesel Fuel News，2011-05-02］

挪威炼油厂将进行碳捕获与封存验证

虽然碳捕获技术尚未进行工业规模验证，但挪威政府、挪威国家石油公司（Statoil）、沙索公司和皇家荷兰壳牌公司组建的合资企业于2011年5月23日宣布，将通过在建的技术试验中心改变这一状况。在Statoil位于卑尔根（Ber gen）西北部的 Mongstad炼油厂技术中心（TCM）的建设已完成70%的工作量。

该项目是迄今为止最大和最通用的CO2捕获技术的验证项目，TCM的目标是为开发更高效、更便宜的CCS技术提供支撑。

该中心将试验2种不同类型、来自两个不同来源的CO2的碳捕获技术。研究人员将从燃气热电联产（CHP）设施获得烟气以及从该炼油厂催化裂化装置获得烟气。来自CHP设施和催化裂化装置烟气的CO2体积分数分别为3．5%和13%，试验将有助于燃煤和燃气电厂及其它工业应用碳捕获技术的研究。

Mongstad炼油厂技术中心（TCM）的试验将采用Alstrom公司的制冷氨工艺和Aker Clean Carbon公司的胺法工艺。这2种燃烧后捕获技术设计可捕获烟气中含有的85%的CO2。

Mongstad炼油厂技术中心（TCM）计划中的设计能力是捕获约100 kt/a的CO2，通过制冷氨捕获收集80 kt/a CO2和通过胺法捕获收集20 kt/a CO2。该试验将实际运转12个月。技术供应商将协助TCM共同试验他们各自的技术。

据称，TCM是欧洲CO2捕获与封存实验室（ECCSEL）财团最大的设施，ECCSEL包括来自10个欧洲国家的CCS研究中心。

ECCSEL实验室将为开发改进的CCS技术所需的实验研究提供一个综合性的平台，计划于2015年投用。

几十年来，石油工业已实施了将CO2注入地下以提高石油采收率项目。一些石油公司也正在帮助开发和为TCM融资，或在炼油厂建设相关设施。

［章文摘译自http：//www．ogj．co m，2011-05-24］

俄罗斯斯拉夫石油公司增加Ⅲ类基础油生产能力

俄罗斯斯拉夫石油（Slavneft）公司于2011年5月14日宣布，将改造其在俄罗斯雅罗斯拉夫尔（Yaroslavl）的基础油装置，以便到2014年初生产100 kt/aⅢ类基础油。

总部设在莫斯科的斯拉夫石油公司是俄罗斯石油公司TNK-BP与俄罗斯天然气工业公司下属石油公司（Gazpromneft）的合资企业。该雅罗斯拉夫尔炼油厂包括斯拉夫石油公司唯一的基础油装置，目前生产能力为25 kt/aⅠ类基础油。

该合营企业的合作伙伴已于2010年年底商定，该装置将处理来自于炼油厂燃料加工系列加氢裂化装置的尾油，并使其脱蜡以生产基础油。该合资公司计划2011年完成工艺设计并选择了技术转让公司提供该装置所需的技术。

一旦该装置开始投运，TNK-BP公司和俄罗斯天然气工业公司将各自拥有Ⅲ类基础油产量一半的权益。

［章文摘译自 Lub Report，2011-05-14］

未来几年美国有机胺需求将快速增长

据美国弗里多尼亚集团的最新研究报告显示，未来5年美国有机胺需求将以年均4．4%的速率快速增长，到2015年美国有机胺需求将达到1．50 Mt，市场价值达到34亿美元，其中农业和个人护理品市场对有机胺的需求增速最为强劲。这个增速将超过2005—2010年期间3．2%的年均增速。

未来几年新兴产业技术革新将刺激有机胺需求的增长，因为有机胺正在用作包括风能和页岩气抽提等新兴产业的替代产品。聚醚胺正在替代聚酯用于风机叶片应用领域的环氧树脂固化剂生产，同时有机胺类产品正在替代氯化钾用于页岩气抽提领域。

未来五年美国乙醇胺需求将以年均6．2%的速率快速增长，到2015年市场份额将达到6．55亿美元，约占有机胺市场19%的份额。其中二乙醇胺仍将是乙醇胺市场最大的消费品种，主要用于草甘膦除草剂生产；单乙醇胺受木材处理市场需求的刺激而出现增长；而三乙醇胺市场需求将受到个人护理产品和纤维软化剂需求强劲增长的刺激。

特种有机胺需求将以年均5．6%的速率增长，到2015年该市场将达到9．8亿美元，约占有机胺市场29%的份额，主要将受益于塑料加工产业复苏、在天然气处理市场替代其它有机胺产品，以及在包括风机叶片环氧树脂固化剂等在内的新兴市场的快速增长。

脂肪胺需求将以年均2．8%的速度增长，到2015年该市场将达到7亿美元，约占有机胺市场20%的份额。脂肪胺主要用于清洁产品和个人护理产品领域。烷基胺需求将以年均3．5%的速率增长，到2015年该市场将达到5．4亿美元，约占有机胺市场16%的份额。亚乙基胺需求将以年均3．5%的速率增长，到2015年该市场将达到5．4亿美元，约占有机胺市场16%的份额。

为满足市场需求，美国有机胺生产商已经或正在进行扩能。亨斯迈公司已于2010年2月宣布投资7 000万美元对位于新加坡裕廊岛的聚醚胺装置大幅扩能40 kt/a，届时该装置的总产能将达到约56 kt/a。亨斯迈公司负责性能产品业务的总裁Stu Monteith表示，在过去的几年中，该公司在新加坡、德克萨斯州Conroe和英国威尔士Llanelli的三个主要的有机胺生产基地已经出现供不应求的局面。除了计划对新加坡聚醚胺装置进行大幅扩能外，该公司在Llanelli工厂内的特种有机胺产能已经扩大逾50%。

［庞晓华摘译自Chemical Week，2011-05-16］

美国加州大学与泰国研究所合作使用热化学过程从生物质生产燃料

美国加州大学河滨分校（UCR）与泰国研究所于2011年5月3日签约，合作开发热化学过程，从含碳物质，如煤、死亡的森林木材或生物质生产合成燃料。

整个过程是由三个不同的化学过程组成的集成系统：蒸汽加氢气化（SHR）、蒸汽甲烷重整（SMR）、费－托反应（FTR）。

在蒸汽加氢气化（SHR）步骤中，联合使用蒸汽和氢气可为使用高含水分原料提供灵活性。采用这一步骤可无需使用使原料干燥的预处理工艺。

来自蒸汽甲烷重整（SHR）的产品气体，主要包括甲烷、氢气、一氧化碳、二氧化碳和蒸汽。这些气体被送往SMR装置，在此，甲烷与蒸汽反应生成一氧化碳和氢气。部分氢气被送至费托反应（FTR）装置，其余被循环返回至蒸汽甲烷重整（SHR）装置。因此，这一过程不需要外部氢源。蒸汽加氢气化步骤是该过程中最重要的步骤。

［章文摘译自http：//www．greencarcongress．com，2011-05-04］

通过定制化学方法制备的新型CO2吸附剂

目前广泛采用的从工业气体中分离CO2的胺捕集技术由于胺溶液再生消耗大量能源（消耗的电占装置电力生产的30%左右），并且在氧气和含硫烟气存在时，会增加溶剂消耗和设备腐蚀，使成本和操作难度增加。固体吸附剂可以帮助回避腐蚀问题、能源需求以及其它胺洗涤器的一些限制。最近在加利福尼亚州Anahei m召开的美国化学学会（ACS）上提出了这方面的最新研究进展。研究人员正在开发可以定制化学捕获CO2的新材料，主要有：有机－无机混合材料、金属有机骨架（MOF）化合物、多孔的碳材料以及其它好于已有材料的CO2吸附剂。

（1）有机－无机混合材料。许多研究小组将胺化合物和多孔固态材料结合起来，如：①在纳米多孔二氧化硅材料SBA-15中注入按质量计50%的聚乙烯亚胺（PEI）形成的分子笼状吸附剂，在CO2分压为15 k Pa下，每克吸附剂可以吸收140 mg CO2，其CO2容量比以前的合成材料高约50%；②通过某种合成方法将镍原子簇和二氧化硅前身物组合形成的纳米级空心氧化硅球（纳米气泡），用PEI进行处理后，可将聚亚胺分散在这些纳米气泡中，所得吸附剂每克可以捕获125 mg CO2；③采用乳胶颗粒作为微观模板制成空心氧化硅球，并将其与PEI和四亚乙基五胺一起装填，在模拟烟气的各种测试条件下，每克吸附剂捕获近350 mg CO2，并且吸附剂在低于100℃条件下很容易再生，即使在50次吸附－脱附循环后，部分样本捕获CO2的能力损失也很小；④在SBA-15存在的情况下，通过三元杂环氮丙啶的一步开环聚合制备的产品中，氨基聚合物通过共价键与氧化硅结合，每克吸附剂吸附的CO2最高可达242 mg，而且这种吸附剂不但能处理CO2含量约10%的烟气等工业气体，对于CO2含量仅有几百μg/g的分散来源的排放也具有相近的吸附能力，这种分散来源（如汽车尾气）的排放在全球碳排放中大约占了三分之一。

（2）MOF化合物。这是另一类广泛研究的用于碳捕获的固体吸附剂。这些化合物是通过有机链连接的金属离子或金属簇组成的晶体材料，通过调节有机链可以调整MOF孔径大小。研究发现，通过加入高浓度的暴露出来的金属阳离子中心，MOF可以具有更好的选择性，例如Cu-BTTri和 Mg-DOBDC可在氢气存在下选择性地吸附CO2，这种选择性是进行燃烧前CO2捕集的一个关键条件。

（3）多孔的碳材料。CO2吸附剂要想广泛应用，必须在经济上可行。这一需求正推动研究人员研究低成本原料，包括各种形式的碳。最近研究发现，由商业炭黑和PEI制备的分子笼状化合物具有与昂贵的SBA-15样品相当的CO2吸附能力。类似的报道称，纤维素和锯末可被用来制备具有创纪录CO2吸附量的活性炭（211 mg/g）。

目前，碳捕集的研究不乏思路，但强行限制CO2排放量的政府行为才刚刚开始，如果要使碳捕集和封存在限制气候变化中发挥重大作用，现在就要采取行动。

［张伟清摘译自 Chemical ＆ Engineering News，2011-05-02］

日本三井化学公司二氧化碳制甲醇中试装置获成功

2011年5月中旬在天津举办的亚洲石化科技大会上，日本三井化学公司宣布，该公司开发的100 t/a二氧化碳制甲醇中试装置自2009年建成至今，已获得了一年的有效运行数据。与当前热议的二氧化碳捕集封存相比，这项技术不存在安全性风险，由于产品为液体运输，不用像封存时要保持注入压力，成本相对较低，不但可以将二氧化碳资源化利用，还能节省购买碳排放权的费用。据介绍，中试装置共花费1 600万美元，以燃烧废气为原料，通过加氢反应制备甲醇，选择性超过99%。所得甲醇可以出售或当作燃料自用，也可以作为生产乙酸、甲醛、甲基叔丁基醚（MTBE）等化学品的原料。为使该技术真正实现商业化，三井化学公司对许多关键问题进行了攻关。目前二氧化碳固定化率在60%以下，为提高全过程的能效，在二氧化碳分离、催化剂改良以及甲醇和水的分离等工序上下了很大的功夫。另一方面，为避免生产过程中所用的氢气取自化石资源，进行了光触媒分解水技术的开发。现在甲醇生产成本还比较高，缺乏市场竞争力，未来需要设计更简单的设备。目前氢气制备过程和成本控制是二氧化碳制甲醇技术实现商业化应用的关键。能否获得取自非化石能源的廉价氢源在一定程度上决定了该工艺的经济性。

诺贝尔化学奖得主、著名有机化学家乔治A·奥拉曾提出，甲醇经济可作为应对油气时代过后能源问题的一条解决途径。他认为，以可再生能源制氢，再利用二氧化碳合成甲醇，甲醇可以直接用作燃料，或者通过甲醇制汽油（MTG）、甲醇制芳烃（MTA）、甲醇制烯烃（MTO）、甲醇制丙烯（MTP）过程合成燃料或化学品，是具有前景的技术。据悉，韩国科学技术研究院（KIST）纳米技术研究中心也曾经进行过二氧化碳转化甲醇的工艺开发。