美国炼油工业面临的机遇与挑战——2013年AFPM年会综述

靳爱民，张伟清，郭 群，钟英竹

（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部）

第111届AFPM年会及世界燃料大会于2013年3月17—23日在美国德克萨斯州圣安东尼奥召开。大会共宣讲报告75篇，分为15个技术专题，包括立法与法规问题、原油供应与运输、FCC技术、加氢、生物燃料、页岩油（气）等。参会代表约1 500人，美国石油协会、世界各大炼油商、催化剂生产商、工程设计、承包商、咨询等各领域企业均有代表参加。

1 美国炼油业面临的机遇与挑战

1.1 美国油气生产现状

美国页岩油（气）开采带动了美国油气生产的增长。页岩气产量从2005年不足美国天然气产量的1%增加到2012年的25%。目前，页岩油（致密油）产量达到了1．5Mbbl/d（1bbl≈159L），预计到2015年达到2．8～4．2Mbbl/d［1］，使美国的原油进口量直线下降。页岩气的开发导致美国天然气凝析液（NGL）产量激增。预计未来五年天然气液产量增长将超过40%，从2011年的近2．2Mbbl/d增加至2016年的3．1Mbbl/d［2］。

1.2 美国炼油业发展机遇

美国化学理事会（ACC）最近发布了一份报告，称美国化学制造业从过剩而又便宜的天然气中获益最大，帮助美国制造业得以复苏，让美国化学品行业在全球出口市场重拾强势地位。页岩气的繁荣降低了化学行业的成本，刺激了国际市场对化学衍生商品的需求，抬高了美国生产商的竞争优势。预计到2020年，将对GDP累计拉动2%～3．3%，产生新的就业机会有可能达到（217～360）万个［3］。

页岩气产量的增长使天然气价格直线下降。过去三年，天然气价格从13美元/MBtu（1Btu＝1．055kJ）降到了3美元/MBtu以下［4］。以热值为基础计算，天然气价格只有液体石油价格的20%。

对于任何一家运营的工厂来说，能耗是最大的运行成本之一。天然气供应量的增长以及价格的降低会降低加热炉用外购天然气成本，蒸汽和发电的内部生产成本和外购成本都会降低，由于能耗成本降低，总体利润水平将大幅提高［1］。由于天然气价格相对石油价格较低，美国炼油厂的成本优势大大增强［5］。

由于天然气资源丰富而便宜，炼油厂不再选择石脑油作为制氢原料，而是选择天然气作为原料，从而大大降低了制氢成本。从技术角度看，这种发展趋势使美国炼油企业的加氢处理与加氢裂化更具吸引力［6］。虽然许多事情还存在不确定性，但美国出现了40年来少有的机遇，这个机遇将改变整个美国加氢行业的面貌。

丰富而便宜的天然气使得甲醇制烯烃（MTO）、天然气制油（GTL）以及甲醇制汽油（MTG）技术呈现发展的机会［7］。虽然GTL技术复杂，属资本密集型，存在许多挑战，目前只有少数公司使用该技术，但仍有几家公司正在考虑采用。与GTL类似，MTG同样引起了人们的注意，但迄今为止商业应用案例非常有限。

产自美国大陆中西部的页岩油由于受到外运能力的制约，销售价格较低，尤其是产地炼油厂受益最多，这将会大大减少从大西洋盆地进口轻质低硫原油［8］。相对于全球炼油厂，美国原油预期价格优势为4美元/bbl，加上利用天然气的价格优势（1．75美元/bbl［9］），两者相加几乎是美国墨西哥湾地区裂化价差的一倍，较低的油气价格使美国炼油业拥有巨大优势［9］。

急剧上升的页岩油产量使得美国能源与化工行业得以复苏，对于美国制造业和经济走强起着至关重要的作用，与炼油业的直接关系日益凸显［1］。原油、天然气原料优势使美国炼油厂维持了较高的开工率。墨西哥湾因此成为重要的地区出口中心［10］，美国由过去的石油产品进口国成为现在的石油产品净出口国，大多数的剩余产品由海湾地区炼油厂出口到毗邻的加勒比和拉美地区。下一步考虑将亚洲作为汽油出口目标市场。

天然气液成本优势为炼油厂原料与产品的多样化提供了机会［7］。美国天然气产量增长带动了天然气液产量的增长，相应地乙烷、丙烷和丁烷出现过剩［7］。预测2015年乙烷过剩最高达55Mt/a，乙烷价格将达到20年来的新低［1］。因此乙烷成为乙烯原料的首选，已宣布的乙烷裂解项目有11项，其中10项位于海湾地区，总产量接近10Mt/a［1］。目前，沙特乙烯生产成本最低，北美第二，亚洲乙烯原料严重依赖石脑油，成本最高。与亚洲相比，美国的成本优势大约为500美元/t［11］。一旦出现新的出口市场，较低的乙烯生产成本优势将使美国的价格竞争处于绝对优势［3］。

由于北美和中东大量利用乙烷生产乙烯，由蒸汽裂解生产的丙烯产量不能与需求保持同步，北美丙烯产量降低了约30%［11］。过剩的天然气液使美国丙烷价格降至3年来新低［1］。丙烷脱氢（PDH）制丙烯收率高，且资金成本较低，导致过去几年人们对丙烷脱氢产生了很大的市场兴趣［1］。自2011年以来，有18个项目获得授权，丙烯产能超过8．0Mt/a，其中选择UOP公司OleflexTM技术的有15家［1］。利用FCC装置增产丙烯给炼油厂带来了机会。

1.3 美国炼油业面临的挑战

1．3．1 政策法规挑战 美国严格的环保法规、天然气出口限制以及非常规原料成为AFPM 2013年会的重要议题［6］。许多参会人员针对有关法规问题进行了交流，如传闻中的汽车里程法规的提前实施、未来燃料法规及天然气出口等问题，许多人对此表示担忧。另一个有分歧的法规问题来自可能的天然气出口。AFPM总裁Drevna认为2013年是令人振奋的一年，给烃加工企业提供了巨大机遇，但他同时认为有些事情需要做出艰难的抉择。由于调合配额也就是众所周知的可再生认证值（RINs）最近出现了争议，配额市场出现了起伏，RINs价格在过去几个月上升到了75美分，而此前一直保持在2美分。Drevna表示，RINs问题是可再生燃料指令（RFS）中众多失误之一［12］。可再生燃料计划已经过时，应该予以废除。

1．3．2 原料挑战 对美国炼油厂来说，加拿大油砂具有战略意义。这一资源尚未完全开发，2013年仅为2Mbbl/d［13］，Wood Mackenzi研究结果表明，到2020年新建油砂项目还会再增加1Mbbl/d。油砂沥青属于超重原油，因高硫、高氮、高金属、高酸含量以及含机械颗粒等特性造成加工困难，无论采用焦化还是加氢工艺都存在挑战。

页岩油属于轻质低硫油，°API为36～60，硫质量分数小于0．2%［13］，其最大的特点是蜡含量高、含硫化氢、颗粒杂质含量变化较大。在加工过程中，与其它原油混合时容易产生沉淀，对脱盐装置操作造成不利影响；蜡含量高容易形成油泥，硫化氢容易造成设备腐蚀。

从炼油产品需求发展趋势看，汽油萎缩，柴油化趋势明显，另外，替代燃料指令进一步降低了汽油需求，而且重质燃料需求进一步降低。与常规原油相比，页岩油可生产较多的汽油和较少的柴油［1］，柴油裂化价差预期高于汽油。由于汽油需求的萎缩以及页岩油产量的增长，考虑到汽柴比问题，需对装置进行优化，使操作与市场需求相适应。

石脑油用作裂解制乙烯原料无法与乙烷相竞争［1］，导致对石脑油需求的降低。石脑油重整生产芳烃是出路之一，但汽油池中高辛烷值乙醇用量的增长会抵消对高辛烷值重整汽油的需求。制氢不再使用石脑油作原料，致使产品构成发生了转变，对原料平衡构成挑战。

2 技术进展

2.1 FCC技术

2．1．1 FCC催化剂 Intercat公司介绍了ZSM－5催化剂在FCC中的良好应用。ZSM-5的主要作用是把汽油馏分中的烯烃裂化成为丙烯和丁烯，在引进ZMX系列添加剂以前，使用ZSM-5催化剂时的产物丙烯/丁烯摩尔比接近60∶40，但引入ZMX添加剂后产物丙烯/丁烯摩尔比为50∶50［14］。ZMX添加剂含有特有的沸石组分，能够使丁烯收率最大化。这一特性被许多炼油厂利用，为烷基化装置提供丁烯原料，同时最大限度生产丙烯。加入ZSM-5后的丙烯收率及选择性提高明显，每增加1%的ZSM-5，丙烯收率增加1．3%～1．5%。ZMX裂化LCO的程度与装置操作苛刻度成反比，具备了最大限度生产LCO的优势。可以说使用ZSM-5与ZMX系列添加剂，可以做到丙烯与丁烯收率与选择性兼得。工业经验说明，合理使用ZMX添加剂有很大的价值。

Rive Technology公司介绍了基于RIVE分子筛和GRACE基质技术的FCC催化剂，该催化剂的核心是Rive Technology公司开发的分子高速通道（Molecular HighwayTM）技术，这是一种增加分子筛介孔含量的技术。当与FCC催化剂接触时，原料分子可以更快地进入到分子筛内部进行预期反应，然后迅速离开。

2012年RiveTechnology公司已将第一代分子高速通道技术应用在CountryMark炼油厂的FCC装置上，针对石蜡基VGO进行了成功试验。第二代技术于2013年在美国德克萨斯州Alon能源公司Big Spring炼油厂的FCC装置上成功进行工业示范，原料为渣油，实现了2．50美元/bbl的价值提升［15］。示范催化剂的优势表现在水热稳定性、活性的维持、抗磨性和流化性、焦炭选择性以及尾油裂化能力上，并伴随着运输燃料产量增加，唯一不利的是汽油辛烷值有所降低。Grace公司获得了GenⅡRive分子筛的商业生产许可，已生产125t准备用于第二次工业试验。

为了寻找稀土的替代元素，BASF公司的研发部门从元素周期表中进行筛选，排除那些具有放射性、过于昂贵、有毒和碱金属元素，最后筛选出磷元素。结果表明，磷不仅可以提高催化剂的裂化活性，而且可以提高氢转移反应活性，产物收率与采用稀土时相当。一直以来磷就被用作ZSM-5催化剂的稳定剂，在FCC催化剂中，磷作为超级框架结构通过形成化学键对铝起着稳定作用。

BASF公司使用的第一个代替稀土稳定剂的产品是Phinesse，Phinesse首次商业试验在Shell公司的Sarnia炼油厂进行。与之前使用的NaphthaMax催化剂进行了比较，认为二者性能相当，而Phinesse的稀土用量降低50%（稀土质量分数从2．0% 降到1．0%）［16］。使用 Phinesse时的产品收率与使用NaphthaMaxⅢ催化剂时相当，焦炭选择性降低1．0百分点，汽油收率增加1．5百分点，其它（H2，C＝2，LPG，LCO和尾油）产率相当。

2．1．2 FCC催化剂评价 Grace公司介绍了利用FCC技术加工非常规原料进行中试评价的方法。已经开发循环流化床重质原料高温裂化生产轻烯烃技术。也有人建议利用循环流化床把生物质转化成车用燃料以及苯、甲苯和二甲苯。FCC类型的丙烷脱氢以及甲醇制烯烃技术也已开发。很显然，循环流化床属于多用途的技术，并非仅限于转化瓦斯油生产车用燃料。

原料和工艺设计的重大变化意味着炼油风险更高。针对原料和工艺变化进行经济可行性评价，了解可能的收率及产品性质至关重要。降低风险的一种方法就是在商业化之前完成中试测试。Grace公司介绍了其DCRTM中试技术［17］。该技术除了能提供足够的分析样品外，还可以模拟商业操作的所有过程。在DCR上进行催化剂连续再生可测量再生器中SOx和NOx排放水平，并可测试环保添加剂性能。DCR同样也可用于测试非常规原料，包括页岩油、菜籽油、松脂热解油、醇制烯烃等，确定它们在商业FCC装置上的适用性。

Albemarle催化剂公司就FCC装置收益最大化的催化剂评价策略进行了介绍。他们认为，目前使用的各类测试设备存在诸多缺陷，而炼油厂并非总是能意识到测试方法存在的各种缺陷［18］。测试得到的最佳催化剂应用于工业装置时并非总是最佳的，有时甚至导致严重的失败。建议那些仅依赖这些测试的炼油厂考虑增加其它评价方法，为其FCC装置选择收益更大的催化剂。几家石油公司采用第三方试验获得成功，而有些炼油厂采取参考相似情况炼油厂的办法。

2．1．3 FCC工艺 UOP LLC公司介绍了炼油厂加工页岩油的FCC方案。页岩油的典型特征是轻质低硫，其VGO和减压渣油富氢少碳，镍、钒杂质含量较低，适宜加工成低硫运输燃料。UOP公司对增加页岩油加工量对炼油厂产生的影响进行了多方面的评估，认为：较低的杂质含量会降低加氢处理的苛刻度和氢耗；原油蜡含量高会产生更多的石蜡基石脑油，导致连续重整装置进料质量变差，结焦增加、收率降低、催化剂活性变差；柴油池十六烷值和雾点提高，而密度降低。

FCC原料质量总体较高，汽油选择性和轻烯烃收率提高，而塔底油和焦炭产量较低。尽管页岩油质量对FCC操作有利，但渣油残炭不足会影响到FCC热平衡。为了解决碳差问题，建议采用第二代RxCatTM组合工艺技术［19］。

2．1．4 FCC排放 Belco Technologies公司介绍了Belco EDV湿法洗涤脱硫系统改造脱硝技术。许多FCC装置都安装了湿式烟气洗涤系统以减少大气排放。大部分设计仅限于解决颗粒和SOx排放。其中一些设计只能达到以前的排放标准。为了降低颗粒物和（或）SOx以及NOx排放，有必要对这些系统进行改造。

Belco Technologies公司开发的LoTOx技术［20］是一种选择性的低温氧化技术，LoTOx技术利用臭氧把NOx氧化成水溶性的五氧化二氮（N2O5），在湿式烟气洗涤器内形成的硝酸随后经由洗涤喷嘴冲洗并与碱性试剂进行中和，操作温度在149℃以下。该技术能耗低，可保证最大限度的热量回收，烟气中的氮氧化物几乎被完全除去。

2.2 加氢裂化/加氢处理

2．2．1 催化剂 标准催化剂技术公司介绍了其加工油砂衍生原料的成功经验。加工沥青衍生的原油存在巨大挑战，困难在于原料中很高的硫、氮以及芳烃含量，很高的金属含量例如镍、钒以及砷会对催化剂产生毒化作用，即使砷含量很低也会使催化剂快速失活［21］。为了应对这一挑战，该公司于2004年开发了具有加氢脱硫（HDS）和加氢脱氮（HDN）活性的专门的砷保护剂Arsenix，通过增加活性镍核，Arsenix具有很高的容砷能力；2006年开发了第二代 MaxTrap［As］保护剂，预计在2013年上半年进行商业应用。

传统加氢处理催化剂以氧化铝作为载体材料，金属硫化物分散于载体上。由于浸渍在载体微孔壁上的活性金属数量有限，且载体与金属间有很强的相互作用，使催化剂的活性有限。而高金属含量催化剂，如NEBULA突破了这一限制，制造的催化剂含有大量的金属硫化物吸附在孔隙内。NEBULA由Albemarle公司催化剂部和ExxonMobil研究工程公司共同开发，最初商业应用于2001年。实际应用结果表明，NEBULA用于加氢裂化原料预处理以及中压馏分油加氢处理的效果均较好，产物氮质量分数由40～50μg/g降低到小于10μg/g，馏分油收率增加，未转化尾油产率降低50%［22］；催化剂稳定性好、寿命长。

2．2．2 装置改造 UOP LLC公司介绍了瓦莱罗公司孟菲斯炼油厂馏分油加氢处理装置改造方案。该装置于2012年改造成缓和加氢裂化装置，改造后的装置最初主要以加氢处理模式操作，收率与产品性质与改造前相近。两个半月后，反应温度提高到371℃，转化率增加近20%［23］，突出了缓和加氢裂化设计的灵活性。通过简单地改变加氢裂化床层操作温度就可实现产物中柴油与石脑油的比例调变。为了应对快速变化的市场环境，这一改造方案为炼油厂提供了灵活的加工模式。

另一个增加运输燃料产量并提高操作灵活性的方法是在FCC原料加氢处理过程中用裂化催化剂替代部分加氢处理催化剂，这样炼油厂可以从LCO中提炼出更多的馏分油，可利用FCC装置释放的能力加工更多的VGO。

Chevron公司应用新型内构件来改善催化剂床层的流体分布、混合状况和径向温度分布来获取效益。Chevron公司的下流式固定床加氢反应器，由起流量分布作用的ISOMIX喷嘴和起混合与急冷作用的ISOMIX混合箱组成。最新的ISOMIX内构件，即ISOMIXe，可以快速地进行安装和维护。ISOMIXe混合箱具有独特的设计，有高效的混合和急冷功能，从而防止了反应器床层温度分布不均，床层径向温差控制在1～3℃［24］。

2．2．3 基础研究 全球对馏分油需求的增长促使炼油厂通过增加中间馏分油产量来提高收益。可供选择的方案包括FCC原料缓和加氢裂化、LCO最大化模式或者提高超低硫柴油生产装置原料切割终馏点，把重馏分转化成柴油馏分。在所有这些提高柴油收率的方法中，关键因素是加氢处理装置的合理设计和催化剂体系的选择。

ART公司对芳烃加氢饱和机理进行了介绍。通过加深理论认识，开发个性化催化剂，指导装置操作，实现柴油收率的最大化。与中试装置试验相结合，为炼油厂提供指导。关键是要对加氢动力学有正确的认识，并对催化剂体系进行设计，控制氢耗。利用高C/H比原料加氢处理来提高体积增量，降低密度最有效的方法是脱硫与多环芳烃饱和。虽然单环芳烃饱和的体积增量较小，但经济性好。更具经济性的是利用更多的氢饱和多环芳烃以增加低密度原料的利用。

Albemarle公司对加氢动力学进行了探讨，并对STAX®技术进行了介绍。简单来讲，STAX®是一个专门的动力学模型，可用来设计实现多个目标的最优催化剂体系。按照HDS、HDN、加氢脱芳烃（HDA）3个作用分成3个区域模型。

2.3 燃料生产技术

Mason公司对未来低硫船用燃料油发展进行了研究和预测。预计到2015年，4个排放控制区（ECA）最大硫质量分数将会降低到0．1%以下。降低船用燃料油硫含量，炼油企业将面临更多的挑战，而船主可将增加的运输成本转嫁出去。新标准的实施将促使造船业转向采用替代燃料，比如液化天然气，但天然气来源受港口基础设施的限制。而旧船加装烟气洗涤脱硫系统仅适合少数船只。从炼油角度看，可选择的方案也有很多，但代价都很高。最终的解决方案还是要提高焦化或者裂化能力。由于美国焦化能力高度集中，因此似乎美国受燃料油硫含量变化的影响较小。美国渣油燃料油收率只占炼油厂原料的4．0%，世界其它国家和地区为15．2%［25］。未来在ECA航行所需燃料油主要由柴油来满足。利用大量柴油进行调合将会推高柴油价格，高硫燃料油价格将下降。2020年之前，烟气洗涤脱硫、LNG利用和渣油脱硫将会缓解渣油燃料的过剩，但价格调整的程度还不足以完全解决问题。

Albemarle公司介绍了为应对Tier3汽油标准，FCC原料预处理装置的操作优化生产方法。美国环保局正在考虑实施更严格的Tier3汽油硫含量（ULSG）标准，很可能要求汽油硫质量分数不大于10μg/g［26］。虽然从Tier2到Tier3看似是一小步，但实际对炼油厂的影响，尤其是对那些没有FCC石脑油后处理能力的炼油厂的影响尤为显著。对于炼油厂来说，最可能的结果就是FCC装置原料必须符合更低的硫含量要求，FCC原料预处理装置的周期寿命会显著降低，其操作成本会显著提高。

为满足Tier2汽油排放标准，FCC石脑油进入汽油池的硫质量分数须控制在60～100μg/g。对于没有FCC石脑油后处理的炼油厂来说，这意味着加氢预处理装置HDS转化率在90%～95%情况下，进入FCC装置的VGO通常硫质量分数为1 200～1 800μg/g。相比而言，为满足Tier 3汽油排放标准，FCC石脑油硫质量分数须控制在20～35μg/g［26］范围，进入FCC的VGO原料硫质量分数不能超过600μg/g，相当于FCC预处理装置HDS转化率大约为97%～98%。

对于加氢脱硫模式，实施Tier3汽油标准很可能导致FCC原料预处理装置运行周期缩短20%～40%。即使使用高活性CoMo或者NiCoMo加氢脱硫催化剂，对于高压FCC原料预处理芳烃饱和操作模式来说，周期会缩短50%。最终的结果是炼油厂要考虑FCC原料预处理装置采用更加灵活的缓和加氢裂化（MHC）操作模式以及最优的催化剂组合策略。

为了满足汽油苯体积分数小于0．62%的要求，需要降低汽油中的苯含量。汽油中的苯主要来自重整汽油，炼油厂降低汽油苯含量有几种选择：一是将苯前躯物预分馏出去，但这种方法不能完全满足要求；二是将重整苯经过加氢转化成环己烷，这种方法会导致辛烷值损失，氢耗增加；三是将苯抽提出去，除非炼油厂有现成的装置，否则需要巨大投资。

ExxonMobil公司开发了一种BenzOUTTM技术［27］，该技术可为炼油厂提供一种低成本的选择方案，不存在辛烷值和氢耗问题。其方法就是富苯原料与轻烯烃，如乙烯或丙烯与苯反应，经催化作用把苯转化成高辛烷值烷基芳烃，苯体积分数始终保持在1%以下。第一套新建BenzOUTTM装置在Calumet Superior炼油厂于2011年12月1日投产。将BenzOUTTM产物调合到汽油池后，Superior炼油厂达到了汽油苯含量要求。

DuPont公司介绍了过剩丁烷的利用方法。北美天然气和轻质油产量急速上升，也包括天然气液产量的快速增加，尽管天然气液中更轻的成分如乙烷和丙烷会在轻烯烃生产或出口市场找到出路，但更重的烷烃包括丁烷的出路却非常有限。在北美，汽油消费量的下降或者说有限的增长，加上日益严格的汽油排放标准以及可再生燃料使用要求，限制了炼油厂把这些更重的烷烃调合到汽油池中。美国环保局可能更加严格的蒸气压［28］、硫含量和辛烷值限制，有可能会进一步降低丁烷直接调合到汽油池中的比例。丁烷过剩状况的不断加剧已经影响了丁烷价格，使其与更重的汽油组分间的价差不断拉大，许多炼油厂考虑用烷基化方案将这些混合丁烷转化成烷基化产物，加以最大限度的利用。

2.4 生物燃料

哈特能源咨询公司介绍了“2025全球生物燃料展望”报告中的一些结论。该研究分析了地区和全球主要国家的生物燃料发展推动力、政府及财政政策走向、生产能力、原料以及2015、2020、2025年供需预测。全球分析重点放在乙醇和生物柴油，包括下一代生物燃料，例如纤维素乙醇和生物柴油以及乙基叔丁基醚（ETBE）。该研究分析了北美、欧盟27国、拉丁美洲以及亚太四个地区的生物燃料供需状况，这四个地区的国家代表了大多数生物燃料的生产和消费，占世界总量的90%［28］。

预计到2025年，上述四个地区生物燃料总需求按能量计算，占汽油和道路柴油的比例为5．4%［28］。乙醇总需求预计达到1．33×1011L，生物柴油超过5．1×1010L。在预测期内，全球乙醇供应超出需求量约7×109L。乙醇消费量最大的两个国家美国和巴西预计会因燃料效率提高、美国E15市场渗透缓慢以及面临巴西蔗糖工业的竞争而使乙醇产量降低。

美国和欧洲这两大市场不可能需求更多的纤维素乙醇，因为纤维素乙醇能否达到加州的低碳燃料标准和欧洲的可再生燃料指令还值得怀疑。

欧盟为促进可持续生物燃料使用而准备实施的指令有两个：可再生能源指令（RED）和燃料质量指令（FQD）。尽管这些指令必须在2020年达到，但在国家层面可能会推迟指令的实施，持续的高原料价格以及便宜的生物燃料进口价格使得欧洲生物燃料生产商更加艰难。从增长看，亚太地区乙醇需求量增长最快，拉丁美洲次之。

Nexant公司介绍了目前生物燃料开发的主流技术，并对未来的发展动力及前景进行了评述。正在开发的利用可再生原料生产燃料的技术有很多，包括气化、热解、液相重整、发酵、生物质分馏加化学处理以及其它多种方法［29］。

Virent公司的BioForming工艺核心是液相重整技术，是APR与常规催化技术的组合，包括冷凝、脱水和烷基化。其原理为：将从生物质中获取的可溶性糖引入到BioForming反应器中，APR将水相中的糖转化成具有反应活性的中间体，活性中间体经过进一步催化生成汽油、喷气燃料、柴油或化学烃类。

Gevo公司拥有专门的酵母生物催化剂，把糖分（碳水化合物）转化成异丁醇。2012年第一套商业化装置投产，第二套装置计划于2014年投产［29］。

Primus公司的STG＋工艺是利用4步法连续生产的工艺环路。这一工艺由4个串联的固定床反应器组成，合成气在反应器中转化成高辛烷值汽油。实际上，Primus的STG＋工艺是把商业上得到证实的甲醇合成和MTG工艺整合在一个工艺环路中，直接把合成气转化成汽油。除了汽油外，通过改变催化剂和操作条件也可生产喷气燃料、柴油以及高价值化学品。2013年第二季度Primus公司正在对378．54m3/a示范装置进行收尾工作，第一套商业化装置将于2014年［29］第一季度破土动工。

IH2是CRI催化剂公司开发的一种经济有效的催化热转化工艺，可以将多种生物质原料转化为汽油、喷气燃料和柴油馏分。该工艺进料灵活，能量回收率大于72%［30］。

该工艺的关键是催化剂，使用第2、第3代催化剂，液体收率和H/C比有所提高，通过转化重质馏分来提高燃料收率，同时芳烃含量和产品中的S、N含量有所降低，产品的外观/颜色改善，这些均已得到证实。目前正在开发的第4代催化剂可提高柴油十六烷值，并且可将汽油转变为喷气燃料或柴油。目前该工艺正在进行工程设计，预计2014年一季度商业化。

未来可再生液体燃料发展的潜力很大，发展动力业已存在，技术种类繁多，并且进展顺利［29］。

2.5 其它工艺技术进展

2．5．1 沥青脱硫技术 Auterra Inc公司CEO Eric Burnett介绍了最近授予专利的沥青氧化脱硫工艺技术FlexDS。FlexDS技术的核心为二级化学反应，将部分杂原子氧化，然后从烃物料中脱除反应副产物，氧化具有很高的选择性。这是一种低温低压的脱硫、脱氮、脱金属和环烷酸的氧化反应，通过化学分离，可以提高°API和液体收率。

目前开发工作集中在沥青的处理上。硫、氮脱除率可达40%以上，金属脱除率达60%以上［31］，所有环烷酸均能被脱除。°API可达20，加工成本接近12美元/bbl，FlexDS产生的经济效益可达16～20美元/bbl。

2．5．2 焦化技术 Albemarle公司和OptiFuel技术公司共同开发了OptiFuelTM技术（Albemarle公司专利）。这项技术采用Albemarle公司专有的焦化添加剂，可以提高焦化装置性能和效益，增加操作灵活性（减少瓶颈）、降低生焦率，提高液体收率。OptiFuel技术方法是从焦化塔顶部注入添加剂，添加剂混合物包含液体（作为载体）和专门的固体添加剂。收率的提高是在液相与气相发生的热化学反应受添加剂影响的结果。添加剂可提高催化裂化反应的选择性，但在传统的延迟焦化装置上发生的热裂化反应选择性较低。OptiFuel技术可提高延迟焦化产物价值，降低干气和焦炭产率。该技术在中试装置上进行了示范，对于20 kbbl/d规模的焦化装置，原料残炭22%，焦炭收率降低3．7百分点，根据中试结果，利用预测模型进行计算，产生的经济效益约为3．7美元/bbl［32］。

3 结束语

目前世界整体经济处于缓慢恢复期，尤其是欧洲主权债务危机拖累了世界经济发展。美国经济增长缓慢，失业率居高不下。以中国为首的世界新兴经济体，经济发展增速回落，个别行业处于萎缩状态。炼油业受世界整体经济萎缩、环保法规日益严格以及新能源政策影响，炼油产品总体需求呈现下降的趋势。尤其是汽油，受欧美可再生燃料政策以及柴油化趋势发展的影响，下降明显。与此正好相反，受汽车燃料经济性指标的推动，柴油需求持续增长。重质燃料油受降硫影响，生产逐渐萎缩，需求逐步转向馏分油或者天然气。

炼油产品总体需求虽然呈现逐渐下降的趋势，但原油价格在近期不会有很大的调整，这是因为，以布伦特原油和德克萨斯原油（WTI）为指标的轻质低硫原油供应日趋紧张，轻质低硫原油储量逐渐减少，储采比进一步降低，随着供需缺口增加，轻质原油价格会持续走高。与此相反，以加拿大和委内瑞拉为首的高硫重质原油供应逐渐增加，导致轻质与重质原油价差拉大。

随着轻质原油价格的高企，替代能源例如天然气、煤等会逐步渗透到炼油行业。天然气及天然气液目前已经成为炼油行业不可或缺的有机组成部分。天然气制氢、天然气液作为石油化工原料已经广泛存在。

高油价也为煤化工创造了机会。煤制油、甲醇、烯烃等工艺已经得到开发，示范工程或者商业装置已经开始运营。煤制油和甲醇已经在中国成为现实。相信随着技术不断发展，其经济性会不断提高，通过与石油化工整合，前途光明。

美国的页岩革命不仅给炼油工业带来重大影响，而且给整个美国社会造成了深刻而又广泛的影响。页岩油（气）的开发使美国的能源独立看到了希望，给经济发展和增加就业带来了明显好处，对石油、化工行业的复苏起到极大支撑作用，美国制造业的强势地位进一步得到巩固。这对我国是一个重大启示。

我国页岩油（气）的开发及利用已经起步，建议加强页岩油（气）原料的加工利用研究，使资源利用实现效益最大化。同时加强后勤运输问题的研究，做到提前布局，避免美国目前出现的因运力不足造成的资源价值受损。

纤维素燃料的巨大成长空间为世界各国所认同。目前，生物燃料开发如火如荼，世界各国的研究机构、大学、实体以及各大石油公司都参与其中，采用的方法包括热加工、催化热解、生物酶分解等。从目前的研究结果看，催化热解法较为成熟，接近工业化边缘，其它方法离工业化尚有距离。但催化热解法的效率尚待提高，有很大提升空间。建议加强纤维素生物燃料的开发工作，从催化热解着手，或许是一条捷径。生物酶催化分解效率最高，但难度较大，未来的前景广阔，目前应从基础工作做起，迎头赶上。

生物燃料乙醇在美国和巴西使用较为广泛，发展趋势也很明朗；生物柴油在欧洲使用广泛；我国乙醇燃料在个别省市已经得到使用，但发展方向并不明了。建议加强对我国生物燃料的利用研究与预测，从政策、原料、生产技术等诸多方面进行研究，做到提前布局，避免被动。

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