截至2005年1月1日，全球原油加工能力从上年同期的410272.8万吨／年增加到412044.5万吨／年，增加了1771.7万吨／年。而与此同时，炼厂总数却从717座减少到674座。

世界重质原油生产量正在不断增长，截至2005年统计，生产原油约30%为轻质原油（API>35⁰）、56%为中质原油（API 26～35⁰）、14%为重质原油（API 10～26⁰），而10年前轻质原油占全部原油生产量31%、中质原油占58%、重质原油占11%。以中东为例，在原油总生产量2000万桶/天中，低硫原油仅约50万桶/天。现在全球低硫原油占生产量1/3，但低硫原油仅占全球石油储量约1/5。由1994～2004年世界原油生产的质量分布可见，此期间内重质、中硫原油生产量增长了128.5%。

据统计，在2004年全球炼油能力排名前25位的大石油公司中，位居前3位的仍是埃克森美孚公司、英荷壳牌公司和BP公司。中国石油化工集团公司从第5位上升至第4位，委内瑞拉国家石油公司则由第4位下降至第5位。中国石油天然气集团公司居第13位。

炼厂规模继续趋于大型化。2004年炼油能力超过2000万吨／年的世界级大炼油厂增至17个，排名前两位的仍为委内瑞拉瑞拉帕拉瓜纳炼制中心的胡迪瓦纳炼油厂和韩国SK公司的蔚山炼油厂，而印度信诚工业公司的贾姆纳加尔炼油厂由于加工能力猛增至3300万吨／年，使其排名由2003的第6位上升至第3位。韩国LG-加德士公司的丽川炼油厂原油加工能力虽由3085万吨／年增至3250万吨／年，但仍位居贾姆纳格尔炼油厂之后。新进入排名的是中国台湾台塑石化股份有限公司的麦寮炼油厂，炼油能力2250万吨／年，位居第11位。

一催化裂化技术继续发展

FCC新工艺仍在开发中。日本石油公司、沙特阿拉伯King Fahd石油矿业大学（KFUPM）和沙特阿美石油公司联合开发高苛刻度催化裂化（HS-FCC）工艺，在高苛刻度（高温）、短接触时间、高剂/油比下操作，采用特种催化剂和择形添加剂以及下流式反应器，完成30桶/天示范装置运行验证。在HS-FCC中试中，轻质烯烃收率超过39w%，丙烯收率约为20w%。

FCC新催化剂持续推出。戴维逊公司开发出的AURORA-LC催化剂系列适用于RFCC装置加工渣油原料，这类原料中有高金属含量。新催化剂在世界很多炼油厂催化裂化装置上应用，取得很好的经济效益。戴维逊的AURORA-LC催化剂内的分子筛具有极佳的抗金属性能，当催化剂上钒含量很高时，催化剂仍然保持很好的活性与选择性。该催化剂利用了戴维逊的低结焦载体（LCM）技术。这种技术在工业上已证实可使焦炭生成量降至最低程度，并可降低干气产率。LCM载体与催化剂上污染的杂质起反应，尤其是与镍反应，降低了不理想的脱氢反应，从而抑制了焦炭与干气的生成。用含LCM载体的催化剂可降低镍钝化剂锑的加入量，甚至可不加锑。工业RFCC装置应用AURORA-LC催化剂可达到最低的焦炭与气体产率，并提高汽油与液化石油气等有价值产品的收率，显示出有极佳塔底油改质活性。对于RFCC装置，因多数情况下装置受到焦炭量、再生器温度与催化剂冷却器负荷的限制，催化剂焦炭选择性是关键。改善催化剂的焦炭选择性就能提高转化率或增高处理量，为炼油厂带来巨大的经济效益AURORA-LC已成功应用在35套工业FCC装置上，显示出该催化剂的良好焦炭与气体选择性。最近在印度尼西亚国家石油公司一炼油厂的RFCC装置采用了AURORA-LC催化剂。该装置是UOP的RCC工艺设计，能力为440万吨/年。该装置从普通渣油催化剂改用AURORA-LC后，装置内平衡催化剂微反活性提高了3个单位，而催化剂添加率降低了15％。与原先使用的渣油催化剂相比，平衡催化剂的焦炭与气体因子改善约为20％。上述炼厂RFCC装置的有价值产物，如丙烯与汽油产量显著提高，总转化率约增加3％。换用新催化剂后，装置运行平稳，对催化剂循环或催化剂损失均无负面影响。AURORA-LC不仅改善了产品收率也减少了炼油厂总催化剂费用。与普通渣油催化剂相比，新鲜催化剂添加率减少了15％。AURORA-LC使该炼油厂每吨新鲜进料的经济效益达到4.3美元。戴维森公司开发出的另一种新渣油催化剂IMPACT，显示出有极佳的焦炭选择性能，提高塔底油的转化率。IMPACT催化剂是渣油催化剂的新突破。IMPACT将下一代钒截获、先进的分子筛稳定性与优良的载体金属钝化相结合，使催化剂具有最佳焦炭选择性。IMPACT是基于戴维逊专有的氧化铝溶胶催化剂技术，催化剂具有极佳焦炭选择性、稳定性与抗钒能力。IMPACT成功用于多套工业FCC装置。在美国沿海炼油厂应用IMPACT催化剂后，转化率提高了1.5％，每吨原料的效益提高了3.1美元。

戴维逊公司采用其新型的催化剂制备工艺开发了 FCC装置可最大化生产液化石油气（LPG）和丙烯的新型催化剂体系。FCC装置采用戴维逊公司的PMC系列催化剂在高苛刻度条件下运行，其丙烯收率可达到10w%～20w%，LPG收率可达37w%。与常规 FCC催化剂相比，该新型催化体系可以大幅度改善减压瓦斯油（VGO）或渣油进料运行中的焦炭选择性、渣油改质活性以及催化剂稳定性。由于采用了戴维逊的铝溶胶专利技术，该催化体系还表现出优异的耐磨损性能，使装置能保持良好运行，该催化剂制备方法是研制丙烯最大化催化剂（PMC）系列催化剂的基础。

格雷斯-戴维逊公司推出二种新的渣油FCC催化剂家族：NEKTOR和NOMUS，它们组合了EnhanceR平台技术，该公司在工业化FCC装置中使用，达到了预期目标。格雷斯公司并推出更多基于EnhanceR的FCC催化剂家族：  NADIUS、BUTAGON、PROTAGON。

FCC环保技术日受重视。减少FCC装置再生器NOx排放的催化方法成为炼厂有吸引力的经济方案。这些方法基于在FCC床层内直接采用催化添加剂（助剂），它不会对FCC产品产率和对其他的烟气排放物（主要是CO）带来负面影响。二个专有的NOx消减助剂（XNOx和DeNOx）己在欧洲三座炼油厂工业化应用，取得了大大减少污染物排放的明显效果。三座炼油厂分别为：OMV公司在奥地利的希韦夏特炼油厂、Fortum油气公司在芬兰的帕尔沃炼油厂和Hellenic Petroleum Aspropyrgos（HAR）公司在希腊的炼油厂，三座炼厂FCC装置均采用利用CO助燃剂的完全燃烧操作模式。前二座炼厂采用XNOx助剂，后一座炼厂采用DeNOx助剂。工业应用表明，OMV炼油厂在掺加0.2w%XNOx助剂情况下，NOx减少了26%；Fortum炼油厂XNOx助剂用量为0.44w%，减少NOx约70%；HAR炼油厂采用0.6w%DeNOx助剂，减少NOx 39%。

格雷斯-戴维逊炼制技术公司的催化解决方案，有助于炼厂满足苛刻的排放法规以及运输燃料的含硫规范。Super DESOX助剂可减少FCC装置SOx排放，而无需另加投资。Super DESOX助剂通过使来自再生器的硫转移到反应器，而使SOx排放减少。它以H₂S释出，到下游进行回收。可使SOx排放降低至近0PPm。两种巳经验证的FCC助剂：XNOx和DENOx可控制FCC再生器的NOx排放，XNOx是燃烧促进剂，也可大大降低NOx排放（降低范围可高达80%），而使用DENOx无需促进CO燃烧就可减少NOx。这种专利的FCC助剂可使NOx排放减少40%～80%。

    二加氢裂化技术推陈出新

采用新的缓和加氢裂化途径可使减压瓦斯油（VGO）转化增产柴油，同时，加氢裂化反应可使残存的VGO质量大大改进，成为催化裂化（FCC）良好的进料，并可提高汽油产率和生产低硫柴油。一般，采用加氢裂化生产含硫10PPm柴油，需在中高压（大于12MPa）条件进行，转化率相对较高（大于50%）。而采用缓和加氢裂化（MHC），为低~中压（5～12MPa），转化率为20～40%，但MHC柴油馏分不易达到含硫10μg/g要求，另外，为使加氢处理VGO一直可用作FCC进料，柴油含硫量在运转初期和末期会增高。为同时达到这二个要求，欧洲开发了新的专利工艺，可单独控制柴油质量。新工艺以MHC为核心，组合专用的精制段构成一体化流程。新鲜VGO进料与循环氢混合，进入MHC反应器，经加氢处理的VGO馏分送往FCC装置。而柴油馏分与新鲜氢相混合，进入一次通过的专用精制反应器。精制反应器采用高的氢分压，确保难于加氢脱硫的柴油最大量地进行加氢精制。这一流程与两个分开的装置相比，可节减过程设备投资和操作费用，减少了压缩机和空冷器，灵活地实现了热联合。它使来自蒸馏装置、FCC、减粘和焦化等装置的柴油也可进入精制反应器精制。新工艺的经济指标为：氢耗0.6～1.5w%、单位投资1600～2200欧元/桶、催化剂加公用工程费用0.30～0.50欧元/桶。采用这一流程的新装置在西班牙雷普索尔-YPF公司Puertillano炼油厂投用，MHC转化率为35%，可生产含硫10μg/g柴油。采用SR（直馏） VGO和焦化重瓦斯油（高含氮），可生产33.6%（v）柴油，含硫<4μg/g。这表明，该馏分是极好的调合组分，与脱硫的SR馏分混合可生产欧Ⅳ规格柴油。采用MHC并组合精制反应器的一体化流程使炼油可同时改质其他的柴油馏分，如SR重柴油。FCC轻循环油（LCO）、减粘瓦斯油和焦化瓦斯油。Motor Oil Hellas公司（MOH）采用这一技术的新装置也在Corinth炼油厂投运，作为该炼油厂清洁燃料生产的现代化措施。使该炼油厂既生产含硫15PPm的FCC汽油，又可联产超低硫柴油。

Genoil公司的加氢转化改质（GHU）技术是新开发的催化加氢裂化工艺，它可改进重质油、沥青和炼厂渣油改质的经济性。这种创新技术克服了传统的与固定床反应器相关联的无效传热和传质障碍。通过采用烃类与氢气之间专有的混合设施，使GHU过程可在较低温度和压力下达到高的转化率。GHU技术基于催化加氢裂化，加氢裂化反应使大分子量分子和其他杂原子分子转化成环烷基石油馏分，而氮、硫和重金属可减少或去除。高的氢分压使芳香烃基团聚合和缩合减少，通过添加氢气和控制烃类分子量，液体体积产率可达103%~106%。该技术可组合应用于现有炼厂结构中，常压和减压渣油进入GHU反应器，反应流出物进入高压分离器，富氢气体分出并进入变压吸附（PSA）单元。高压分离器底部物流直接进入低压分离器，在此分出轻石脑油并送往催化重整，生成的合成原油返回常压蒸馏塔。美国犹他州Silver Eagle炼油厂采用常压和减压渣油完成试验，在缓和操作条件下，汽油和柴油产率达86%，脱硫大于99%。Silver Eagle炼制公司将在Woods Cross炼油厂建设第一套工业化GHU装置。加拿大Surge Global能源公司也将建设55万吨/年工业化加氢转化改质（GHU）装置，用于改质Surge Global能源公司Sawn Lake重质油。

三渣油/焦炭加工技术仍成热点

Ivanhoe能源公司利用Ensyn石油国际公司快速热加工（RTP）技术，完成工业规模试验，使重油转化成轻油，该装置处理能力为1000桶/天。并完成工业化规模1万～1.5万桶/天处理重质原油进料的装置建设，第一套工业化规模装置也于2005年底建成。Ensyn RTP工艺是快速热解技术，碳基原料进入加热至约510℃的容器内，在此，与热的二氧化硅砂（传热剂）物流接触并蒸发，因为空气流进入容器极少，因此基本无燃烧。蒸气从砂上分离后，进入蒸馏塔并急冷，可有效地使重油改质产率达到82%～95%（v）。硅砂送去再加热炉，循环烧去由于处理重质原油而带来的过剩焦炭，燃烧焦炭和产品气体产生的能量就地产汽/发电。快速热加工（RTP）工艺停留时间很短（热解和急冷小于2秒），压力与常规延迟焦化相似。因此设备小，投资低。该过程不需加氢处理，焦炭副产物可全部利用。

焦炭气化技术加快推广。因天然气和电价上涨、氢气（用于加氢处理生产清洁燃料）和蒸汽需求上升，而又有低价焦炭供应，使炼制商和电力生产商热衷于石油焦炭气化。面对重质原油加工和焦化装置增多，世界石油焦供应过剩，致使焦炭气化倍受关注。拥有一体化联合循环（IGCC）设施的两家美国电力生产商己将煤炭气化切换为石油焦气化：美国堪萨斯州Coffeyville公司的装置使用气化系统从石油焦制氢，氢气用于合成氨生产；印第安那州Cinergy公司Wabash河发电厂260MW IGCC设施采用大陆菲利浦斯公司E-Gas工艺从煤炭和石油焦生产合成气；Premcor公司Delaware城炼油厂160 MW发电装置由石油焦生产电力和蒸汽；路易斯安娜州Motiva炼厂渣油气化制氢用于加氢裂化装置；采用大陆菲利浦斯公司气化工艺的IGCC装置己计划建于辛特果石油公司查里斯湖炼油厂。美国以外的气化装置也有诸多实例，荷兰壳牌佩尼斯炼油厂应用气化技术发电和产氢，氢气用于加氢裂化装置；西班牙Puertollano公司的装置使用煤炭和石油焦发电320MW；埃克森美孚化学公司新加坡的装置采用乙烯焦油气化发电160MW；日本炼制公司的装置使用沥青气化发电342MW；意大利也有三套IGCC项目（Sarlus、ISAB和Api Energia公司）在炼油厂投运，发电超过1300MW，同时产氢和发汽。基于焦炭气化的近期其他实施项目包括：Frontier炼制公司在美国堪萨斯州埃尔-多伦多炼厂的联产设施；西班牙Puertollano公司用于发电的焦炭/煤炭（各半）气化联产设施；美国Coffeyvelle资源公司在堪萨斯州Framland炼油厂焦炭气化生产合成氨项目。世界上己有14套IGCC设施投运，其中10套在炼油厂。

四润滑油异构脱蜡技术推广应用

截至2005年4月统计，采用雪佛龙公司异构脱蜡催化剂生产高档润滑油基础油的工业装置生产能力约为125000桶/日（663万吨/年），另外还有60000桶/日（318万吨/年）的工业装置处在设计和施工阶段，其中有一些是扩建项目。采用该技术生产II/III类润滑油基础油的国家己有韩国、美国、加拿大、中国及中国台湾省、印度、俄罗斯、波兰、芬兰等。雪佛龙公司第二代异构脱蜡催化剂首先在美国和韩国应用，与催化脱蜡相比，异构脱蜡的基础油收率提高20％，粘度指数提高10个单位，使韩国SK公司成为全球III类基础油的主要供应商。雪佛龙公司又开发了第三代催化剂，进一步提高基础油收率和质量，中试表明，用100N中性油料至30厘沲光亮油料等多种原料，基础油收率和质量都有不同程度提高。用加氢裂化尾油生产III类100N中性油，用新一代催化剂与用第二代催化剂相比，在得到的基础油倾点相同时，收率提高2.5～5.0％，粘度指数提高1.5～3.0个单位。新一代催化剂巳在炼厂使用。某炼厂于2005年采用第三代催化剂替代第二代催化剂。中试条件为：压力14.8MPa、空速1.0～1.5、氢油循环比535～890m³/m³，用含蜡15％的全馏分II类润滑油料作原料，同时生产很轻、轻和中中性油三种产品，结果表明，用第三代催化剂的基础油收率比用第二代催化剂提高4％。在压力14.8MPa、空速1.0、氢油循环比890m³/m³的条件下，用含蜡30％的全馏分III类润滑油料作原料，同时生产很轻、轻和中中性油三种产品。中试结果也表明，用新一代催化剂的基础油收率比用第二代催化剂提高6％。另一炼厂采用雪佛龙公司的加氢裂化/异构化脱蜡技术，原料油是溶剂脱蜡的减压轻瓦斯油、溶剂精制的减压重瓦斯油和溶剂脱沥青油，产品为150N中性油至20厘沲光亮油，轻产品是II类基础油，重产品是III类基础油。炼厂加工高含蜡的石蜡基原油，在生产石蜡的过程中副产软蜡。通常用软蜡作为催化裂化原料。异构脱蜡装置建成后，用软蜡作原料生产粘度指数很高的基础油。工业生产的结果是：粘度为2厘沲的基础油收率为16.23％；粘度为5.0厘沲的基础油收率为59.99％，倾点-16℃，100℃粘度5.65厘沲，40℃粘度29.01厘沲，粘度指数138。

五生产高辛烷值汽油新技术

美国己通过2005年能源政策法，启动用可再生燃料替代含氧化合物，使用乙醇可作为汽油中MTBE的替代物。己有26个州开始禁用，涉及75亿加仑/年（2100万吨/年）乙醇替代，至2006年初将有许多炼制商不再继续使用MTBE作为含氧化合物。2006年后，美国MTBE生产预计将持续下降，乙醇将替代新配方优质汽油（RPG）调合物中的MTBE。绝大多数美国炼制商己准备转产异辛烯、异辛烷或烷基化油，以适应乙醇调合操作。2004年美国MTBE平均生产量约为13.1万桶/天（563万吨/年），2007年初将进一步减少到2.3万桶/天（99万吨/年）。为满足炼厂汽油高辛烷值要求，烷基化技术和烯烃改质技术正在发展之中。

烷基化油替代技术：UOP和大陆菲利浦斯（COP）公司推出分开的烯烃进料技术（SOFT），通过使异丁烷：烯烃比从12～13：1降低至7～9：1，可提高能力高达70%。SOFT技术通过在COP循环管式反应器提升管中多点注入异丁烷，而避免使用过量异丁烷。

绿色固体酸催化剂烷基化获进展，烷基化采用固体酸催化剂可解决环境问题，已有几家公司开发这一技术。UOP公司已向外转让其固体酸烷基化工艺Alkylene；鲁姆斯、雅宝催化剂和芬兰Neste石油公司开发了AlkyClean工艺，已在Neste公司Porvoo炼油厂完成验证并推向工业化。

2005年初，鲁姆斯公司与雅宝公司和富腾（Fortum）石油公司合作，完成了新的固体酸烷基化工艺（称为AlkyClean）的验证，它使用专有的沸石催化剂与新的反应器系统相链接，生产的烷基化油质量优于现在的HF₂和HSO₄法液体酸技术生产的产品。该装置位于芬兰富腾公司帕尔沃炼油厂，运行采用接近于工业化HF烷基化装置的相同原料。AlkyClean工艺的重要特点是可最大量减小烯烃峰值浓度，即在反应区可使异构烷烃/烯烃（I/O）比最大化，它通过分散的烯烃进料喷射和高度混合来实现。异丁烷与轻烯烃在50～90℃、I/O比为8～10：1条件下进行反应，产生烷基化油的RON大于95.0。为保持生产持续进行和催化剂有高的活性，需使用三个并联的反应器。在任何给定时间内，二个反应器在生产运行，一个在循环：即约每13个小时内在烷基化操作和催化剂用氢气缓和再生之间循环一次。一个反应器定期地切出生产线，在250℃下进行高温再生，因此需有一个额外独立的反应器。AlkyClean装置的设置费用预期比相应的H₂SO₄法装置低10～12%，与HF装置相似。估计生产费用比H₂SO₄法系统低3%，可与HF法相竞争。UOP公司开发了新的烷基化催化剂，并推出称为Alkylene的反应器设计和工艺。避免催化剂减活的Alkylene技术开发了HAL-100固体催化剂，它可在反应器中用氢气或氢/异丁烷混合物冲洗，使之达到循环利用和清洗目的。

烯烃改质：将异丁烯转化成异辛烯，将其调入汽油，或者使异辛烯加氢为异辛烷，其MON辛烷值为99、RVP仅为2.5（磅/吋²）。这种异丁烯转化技术可用于改造MTBE装置。拥有该技术的公司有：Axens北美公司、CDTech公司、莱昂德尔公司、KBR公司和UOP公司。莱昂德尔公司Alkylate100工艺是MTBE装置的替代方案，异丁烯二聚为二异丁烯（DIB，或异辛烯），使用离子交换树脂催化剂，通过加氢，99.5%以上转化为异辛烷。该工艺可处理来自蒸汽裂解和催化裂化的各种原料。KBR和Neste Jacobs公司己将NexOctane异辛烯-异辛烷工艺推向市场。UOP公司技术转让了六套间接烷基化（InAlk）异辛烯-异辛烷工艺，一半用于转换MTBE装置，一半为新建。

烯烃制汽油技术。埃克森美孚研究与工程公司（EMRE）推出Emogas烯烃制汽油工艺，可使轻质烯烃如丙烯和丁烯聚合为高辛烷值汽油组分。适用于有丙烯资源而无烷基化装置的炼油厂。UOP公司推出丙烯生产二异丙基醚（DIPE）汽油调合组分工艺，第一套工业化装置巳在南美投产。

六汽、柴油脱硫新技术

法国石油研究院（IFP）Axens公司开发的Prime-G+工艺采用双催化剂对FCC重汽油（HCN）进行选择性加氢脱硫。工艺条件缓和，烯烃加氢活性很低，不发生芳烃饱和及裂化反应，液收达100%，脱硫率大于98%，辛烷值损失少，氢耗低，可满足汽油总组成含硫量10μg/g要求。Prime-G+工艺最近加快技术转让。印度Hindustan石化公司（HPCL）Visakn炼油厂将建设FCC汽油脱硫52万吨/年的Prime-G+装置。白俄罗斯Mozyr炼油厂采用法国Axens公司Prime-G+汽油脱硫技术，110万吨/年的Prime-G+汽油脱硫装置将生产超低硫FCC汽油。加拿大Consumer联合炼制公司（CCRC）将采用Prime-G+技术建设60万吨/年装置，使FCC汽油脱硫至<15μg/g，以满足加拿大超低硫汽油规格。土耳其石油炼厂公司（Tupras）也选用Prime-G+技术使汽油改质，Axens公司提供Prime-G+技术和Benfree技术，生产符合欧洲汽油对硫含量和苯的要求。两套43万吨/年Prime-G+装置设置于Tupras公司Izmit炼厂和Izmir炼厂，以生产超低硫汽油。另外在Izmit炼厂设置102万吨/年Benfree装置使汽油降苯。三套装置将于2006年第4季度投运。

标准催化剂公司开发了改进的催化剂体系，可用于炼油厂生产超低硫柴油（ULSD）。CENTINEL GOLD为CoMoS和NiMoS的Ⅱ类活性中心催化剂，该催化剂体系进一步改进了MoS₂分散性，使之有高的活性金属负载量。较高的金属负载量与较高的易接受性能相组合，提高了单位体积活性中心数，这一特性使之可脱除大多数难以脱除的硫化物。此外，该催化剂体系可脱除对加氢脱硫（HDS）起抑制作用的有机氮化合物，有机氮化合物会竞争吸附在活性中心上，而限制了装置生产ULSD的能力。

日本催化剂和化学品公司推出生产无硫柴油的脱硫催化剂，新催化剂LX-NC1具有常规Ni和Co促进的硫化钼的基础晶格结构，但是设计增加边缘面上MoS₂的数量，从而形成层状MoS₂催化剂簇的活性中心，其结果在晶格的每一个Ni（Co）位置上都有MoS₂活性中心。另外，高度结晶的MoS₂纳米晶体层也用于催化剂-载体界面上，从而有更高的稳定性，并可抑制活性金属与载体的相互作用。新催化剂用于生产含硫50PPm柴油燃料时，可达到与常规催化剂相同的脱硫活性，而操作温度低17℃、液时空速（LHSV）为1.0和氢/油比为250。LX-NC1可用于常规加氢处理装置生产含硫<10PPm柴油燃料，并已开始将此催化剂推向市场。

韩国SK公司开发了SK HDS预处理新技术，为炼油厂生产<10μg/g超低硫柴油（ULSD）提供了有效的方法，与常规改造途径相比，投资和操作费用均较低。该技术基于吸附方法脱除进入常规加氢脱硫（HDS）装置进料中含氮的天然极性化合物（NPC），这些含氮物质严重抑制了位阻二苯并噻吩如4.6-二甲基二苯并噻吩的HDS反应。据称，该技术通过脱除柴油HDS进料中NPC可大大改进HDS效率，该吸附工艺己在SK公司蔚山炼油厂1000桶/天（5万吨/年）半工业规模验证装置上得以验证。SK公司和格雷斯-戴维逊公司联合开发了专利的吸附剂，可以柴油馏分原料中脱除90%的含氮化合物。该SK HDS预处理技术工艺流程简单，由4台平行的直立式容器组成：二个吸附床层（切换用）、脱附溶剂循环系统，二个汽提塔及相应杌泵。柴油进料进入吸附器，后置汽提塔以除去少量脱附溶剂。含氮的NPC被吸附在吸附器内，在脱附循环中，被吸附的NPC从切换出的吸附剂床层中除去，并在第二汽提塔汽提，脱附溶剂在过程中循环。经预处理的柴油在下游HDS装置进一步加工。对于 LGO（轻瓦斯油）处理工况，排出的NPC物流约为4%，可调合炼油厂燃料油或调入船用柴油。

七节能技术加快应用

随着能源费用的上涨，用于分离的膜法技术在减小环境影响和减少工业过程费用方面，起到越来越大的作用。降低塔器高度的膜法蒸馏技术在开发之中。俄罗斯Linas-Tekhno公司开发了采用改进的膜蒸馏技术的工业蒸馏新方案。膜蒸馏的魅力在于建造简单，流体阻力很低，分离良好。Linas-Tekhno公司为俄罗斯1000万吨/年密亚斯炼油厂设计建造了改进型膜法蒸馏塔器，该装置己运转1年以上，生产汽油和柴油等产品。精馏塔总能耗节约约10%，操作费用节减50%。

美国正在竭力推荐原油预热换热器采用结垢为零的自清洗流化床换热器，以节减能耗，这种自清洗式流化床换热器在管内采用循环流化的固体颗粒（3mm切割金属丝），可不断冲刷换热表面。采用自清洗式流化床换热器，可使加热炉供入能量节减约50%。对于高能量回收设计，换热器管长可放大到10m。

采用螺旋式换热器（SHE）是替代管壳式换热器（S & T）的低投资方案。它采用二个平行板式螺旋体可实现100%对流传热，通道内设置的螺栓和弯曲造型有助于促进紊流流动和传热，热回收效果好，与管壳式换热器相比，传热系数可提高一倍。可用于催化裂化油浆冷却，油浆中含高达1%的颗粒细粉催化剂。德国一炼油厂采用螺旋式换热器替代双管式换热器。原来，双管式换热器运行10天就需要清洗3天，花费大。改用螺旋式换热器后，运行5年也无需清洗，1年内偿还投资；中欧一炼油厂采用螺旋式换热器用作减粘进料/产品换热。进料为常压渣油，预热后进加热炉，再送去裂化。离开减粘装置的产品温度为370℃。原采用管壳式换热器冷却时，存在严重的结垢问题，管侧形成焦炭和沥青质，每2个月要将换热器拆开清洗。改用螺旋式换热器后，运行三年多，也未停工过。