技术与服务

催化汽油抽提加氢组合脱硫及选择性降烯技术（EH-DSO）

催化汽油富烯高硫，采用传统的选择性加氢技术脱硫时，难免会造成烯烃饱和及辛烷值损失。我公司在深入研究催化汽油烃组成和硫形态分布规律的基础上，率先提出了抽提加氢组合脱硫的工艺思路，并且成功开发了第一套工业化应用装置。该技术无论是投资、能耗、氢耗及辛烷值损失，各方面都优于传统的选择性加氢技术；催化汽油的硫含量越高，优势就越显著。该技术通过了技术鉴定，达到世界先进水平，荣获石油石化行业技术发明一等奖和国家技术发明二等奖；目前的应用业绩已经达到15套。该技术已经走出了国门，已被马来西亚壳牌炼油公司所选用，并与美国科氏集团英威达先进技术公司达成了海外推广合作协议，墨西哥、阿根廷、澳大利亚等多个项目正在运作中。  对非乙醇汽油生产企业，将催化汽油分割成轻中重组分，轻组分脱硫后经醚化降烯烃，中馏分抽提脱硫防止烯烃加氢饱和造成辛烷值过量损失，剩余的重组分去选择性加氢；将催化汽油硫含量降低到10ppm以下，烯烃降低8个百分点时（包括醚化降烯），全馏分汽油的辛烷值损失将在1.0以内，满足了国Ⅵ升级进一步降烯而辛烷值不下降的要求。  没有醚化降烯的乙醇汽油生产企业，需要特别强调选择性降烯。将催化汽油分割成轻中重组分，中组分实施抽提脱硫，并用轻组分实施反萃取，将汽油馏分中加氢饱和后RON损失小的环烯烃、小分子异构烯和芳烃及硫化物一起抽出，送去与重组分一起实施加氢脱硫降烯。催化汽油需加氢脱硫的比例从80～100%降低到40%左右，将催化汽油硫含量降低到10ppm以下，烯烃降低8个百分点时，全馏分汽油的辛烷值损失将在1.5以内，满足了国Ⅵ升级进一步降烯而辛烷值不下降的要求。  我公司的抽提加氢组合脱硫技术顺利应有了三套之后，其他公司推出了与我公司相似的抽提加氢组合脱硫技术。所不同的是，我公司抽提采用液液萃取的方法，而其他公司采用萃取蒸馏。实事证明：  相同规模下，采用液液抽提或萃取蒸馏的投资及占地相近；  萃取蒸馏较液液萃取能耗高三分之一；  萃取蒸馏没有选择性降烯功能，对于有降烯需要的，辛烷值损失会偏大；  萃取蒸馏脱硫高度依赖预加氢对小分子硫醇转化的可靠性，例如，海科瑞林采用GTC萃取蒸馏脱硫，运行中预加氢催化剂性能变差，导致轻汽油硫含量高，被迫加大了加氢比例，导致辛烷值损失大幅增加；预加氢性能变差的情况同样也在亚通发生，亚通采用我公司液液脱硫，亚通将轻汽油压入中汽油，轻中汽油抽提脱硫后仍然小于10ppm，没有造成辛烷值损失增加。总之，无论是在适应性还是经济性，我公司的技术都优于萃取蒸馏脱硫。

超低硫MTBE生产专利技术

该项专利技术（专利名称：一种低含硫甲基叔丁基醚的生产方法；专利号ZL 2011103976110）通过强化硫形态简化技术及MTBE萃取、防胶蒸馏技术，可将MTBE产品的总硫降到10ppm或5ppm以内，满足汽油调和及作为化工原料的要求。该技术工艺简洁、投资少、运行可靠；尤其是双塔工艺，目的产品收率高达99.5%以上，最高达99.7%，能耗在10kg标油/t左右，吨加工费在20～40元之间；其技术经济性具有绝对优势，为国家汽油质量升级作出了重要贡献，应用业绩达到60余套。

液化气深度脱硫清洁化技术

全新的液化气双脱理念，获评“石化清洁化生产支撑技术”。该技术是液化气深度脱硫技术的升级版。凭借我们对液化气脱硫技术的掌握以及对脱硫醇尾气、碱渣成分和有害物来源了解的优势，在液化气深度脱硫技术的基础上，本着从源头开始，预防与治理相结合的原则，将污染物最大可能地资源化等措施，开发成功了碱渣和尾气零排放技术。碱渣和尾气零排放技术的主要措施有：胺脱优化使液化气胺脱后H2S、CO2含量达到前所未有的水平（H2S＜5mg/m3、CO2＜20mg/m3），用水洗脱胺取代了预碱洗回收了胺液（胺含量＜2ppmv），脱硫醇溶剂升级可在线复活，富氧发生器实现氧气随用随制（克服用氧安全隐患），安全氧烃浓度设计（使氧化再生实现本质安全），尾气循环及溶剂在线净化实现零排或减排，等。液化气深度脱硫清洁化技术，保持了液化气深度脱硫技术脱后总硫低的优势；同时消除了难处理的碱渣和尾气的排放，实现了生产过程的清洁化；另外，装置实现了本质安全设计。传统脱硫醇的氧化再生，没有烃氧分析和控制措施，再生过程是否在爆炸气环境并不清楚。液化气深度脱硫清洁化技术的尾气零排技术，在工艺安全研究的基础上，将再生的烃氧浓度设定在安全范围内，增加了烃氧分析和控制措施，使脱硫醇再生过程第一次实现了本质安全设计；与之配套的富氧发生器、尾气压缩机和混氧器等设施，均为本质安全设计。液化气深度脱硫清洁化技术，将原来形成废物排放的因素都转化为资源化利用，总运行费比过去还低，约为1～2元/吨LPG；另外，胺脱、脱硫醇和水洗均采用新型板式塔设计，大大减少了占地和投资。总之，脱后总硫低、运行费用低、投资占地少、生产清洁化、运行更安全，该技术必将成为规模化炼化一体化新的发展形势下，液化气脱硫醇技术市场的主要发展方向。京博石化、华龙石化、中海泰州、中石化长岭、中石油宁夏等已采用了该技术。

硫磺尾气深度脱硫清洁化技术

由于工况恶劣，目前硫磺装置很难实现长周期稳定运行，这是硫磺装置的特殊性，这也是生产技术人员认可后碱洗技术的原因。那么，硫磺尾气深度脱硫清洁化技术的机会和前景在哪里呢？首先，坚持后碱洗优势，是一种落后的短视的认识，仍然是生产重于环保理念的表现，这种认识是违背清洁化发展趋势的。将干净的空气变成有污染的空气、将洁净的水源变成污水，这是对全人类乃至子孙后代的利益侵害，收税、收重税是合情合理的。随着环保税的不断加重，清洁生产的理念才会深入人心。目前，保证硫磺装置开、停工过程及事故状态尾气稳定达标排放的绿色措施已经形成，那就是N+1建设和运行模式，即在N套硫磺回收装置运行的同时，必留有一套硫磺装置的处理余量，这样可以随时应对任何一套硫磺装置的事故或停工。硫磺尾气深度脱硫清洁化技术与硫磺装置N+1建设和运行模式形成最佳完美匹配。不要把后碱洗当成竞争对手，有了后碱洗的企业，没有了开停工和事故应对的后顾之忧，进一步采用我们的技术实现节能减排目标，反而会更有积极性。我们的技术相对投资低，节能减排的前景好。有单独再生的企业仅需增加一个精脱塔；即使把粗脱塔也增高，再加上升压机，投资也不多。好处是提高硫磺装置的处理能力、降低胺脱部分的能耗或排放硫含量、降低后碱洗排污等。在联合国成立75周年大会上，习总书记郑重向世界承诺：中国将在2030年CO2排放达到峰值，2060年实现碳中和。这预示了硫磺尾气直排技术的良好前景！大港石化的项目投运后，直排技术会取得阶段性进展。虽然直排技术有一些观念和障碍需要克服，但终将成功。焚烧炉停用或处于备用状态，对于背负节能和减排硬指标的炼化企业，是有吸引力的，尤其对许多蒸汽过剩的企业。近期，利用DS3单塔双功能溶剂取代进口的硫磺尾气专用脱硫剂正是时机；强化有机硫脱除的功能胺液，2020年在天然气脱硫领域也迎来重要机会。  由于工况恶劣，目前硫磺装置很难实现长周期稳定运行，这是硫磺装置的特殊性，这也是生产技术人员认可后碱洗技术的原因。那么，硫磺尾气深度脱硫清洁化技术的机会和前景在哪里呢？首先，坚持后碱洗优势，是一种落后的短视的认识，仍然是生产重于环保理念的表现，这种认识是违背清洁化发展趋势的。将干净的空气变成有污染的空气、将洁净的水源变成污水，这是对全人类乃至子孙后代的利益侵害，收税、收重税是合情合理的。随着环保税的不断加重，清洁生产的理念才会深入人心。目前，保证硫磺装置开、停工过程及事故状态尾气稳定达标排放的绿色措施已经形成，那就是N+1建设和运行模式，即在N套硫磺回收装置运行的同时，必留有一套硫磺装置的处理余量，这样可以随时应对任何一套硫磺装置的事故或停工。硫磺尾气深度脱硫清洁化技术与硫磺装置N+1建设和运行模式形成最佳完美匹配。不要把后碱洗当成竞争对手，有了后碱洗的企业，没有了开停工和事故应对的后顾之忧，进一步采用我们的技术实现节能减排目标，反而会更有积极性。我们的技术相对投资低，节能减排的前景好。有单独再生的企业仅需增加一个精脱塔；即使把粗脱塔也增高，再加上升压机，投资也不多。好处是提高硫磺装置的处理能力、降低胺脱部分的能耗或排放硫含量、降低后碱洗排污等。在联合国成立75周年大会上，习总书记郑重向世界承诺：中国将在2030年CO2排放达到峰值，2060年实现碳中和。这预示了硫磺尾气直排技术的良好前景！大港石化的项目投运后，直排技术会取得阶段性进展。虽然直排技术有一些观念和障碍需要克服，但终将成功。焚烧炉停用或处于备用状态，对于背负节能和减排硬指标的炼化企业，是有吸引力的，尤其对许多蒸汽过剩的企业。近期，利用DS3单塔双功能溶剂取代进口的硫磺尾气专用脱硫剂正是时机；强化有机硫脱除的功能胺液，2020年在天然气脱硫领域也迎来重要机会。有关技术学习，请参考《关于硫磺尾气深度脱硫清洁化技术宣讲的补充材料》和《与硫磺尾气直排技术配套的开、停工阶段及事故状态尾气达标排放应对措施》。