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应有领域需求方法及措施酸性气提浓技术酸性气生产高纯NaHS吸收解析组合工艺,高选择性溶剂天然气降总硫强化满足20mg/m3指标,兼脱有机硫在脱硫或脱水工段,溶剂功能强化LNG原料深度脱碳满足50mg/m3指标强化溶剂凝析液化气脱硫醇降总硫液化气深度脱硫技术的应用凝析油抽提脱总硫降总硫轻汽油脱硫醇及EHDS技术应用工艺燃料“无硫化”炼厂瓦斯总硫≤5mg/m3,节能胺脱后精脱DS单独再生(少脱CO2)
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应用及场合解决的问题案例纤维膜脱硫醇工艺碱液强化传统脱硫醇的工艺碱液强化常温再生、减少排渣、消除铜片腐蚀和提高处理能力兰州、燕山焦化呼炼催化汽油加氢后补充脱硫醇——工艺助剂提高博士合格能力、延长床层使用寿命,减少尾气排放华联汇丰催化汽油加氢后补充脱硫醇——固定床催化剂提高床层博士合格能力及使用寿命汇丰、东方等液化气脱硫醇兼脱COS助剂丙烯硫含量小幅超标沧炼、天弘等液化气脱硫醇后精脱羰基硫丙烯硫含量大幅超标揭阳
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炼厂胺脱是个影响因素繁杂的公用系统,脱后产品硫含量指标、加热炉烟气排放指标、硫磺尾气排放指标、污水厂氨氮指标及全厂能耗指标等,都和它密切相关,是节能减排的重要领域。胺脱系统布局的分散性使其在管理方面处于薄弱环节,而影响因素的繁杂性又导致问题缺乏规律性,故特别需要专业化服务。亚搏全站app安卓版长期专注于炼厂气脱硫精制技术的研究。在实验室建立了完善的脱硫剂使用性能检测和试验方法,包括:贫剂胺浓度、胺形态、热稳盐、氯离子、钠离子等物性检测方法,脱硫活性、脱硫脱碳活性、脱硫选择性、硫负荷稳定性、再生性及有机硫脱除等性能检测方法,起泡原因及消泡方案评选试验、贫剂腐蚀性及缓蚀配方评选试验、贫剂再生效果差原因查找等试验方法。完善的性能检测和模拟试验方法,既可确保脱硫剂产品的质量和良好的针对性,又能为客户准确找到装置运行中的问题,提高售前售后服务水平。目前,炼厂胺脱系统面临着五方面的压力和挑战:一是脱硫介质的含硫量不断提高(原油硫含量不断增高以及加氢加工比例越来越高);二是脱后产品指标硫含量越来越低(SO2排放指标越来越严格以及加热炉提高能效要求燃料“无硫化”);三是设备及工艺防腐面临更加严峻的挑战;四是炼油单因能耗指标不断加严要求节能挖潜的压力;五是炼油单位水耗指标要求提高污水回用率的压力。针对上述问题,河北亚搏全站客户端官方以清洁生产和节能减排为目标,给出了系统和完善地解决方案。全方位的优化措施工艺设备设计新理念定制式功能溶剂周到的售后服务1、细分炼厂气胺脱类型(优化的基础)1、脱硫活性强化1、分析化验与实验模拟2、预脱杂质(避免先污后治并缓和腐蚀压力)2、高硫负荷强化2、软件模拟优化3、专用胺脱传质设备(满足更严质量指标)3、高选择性强化3、解决发泡冲塔4、预胺脱(满足高硫负及扩能改造工期)4、再生性能强化4、解决脱后H2S超标5、胺液梯级利用(节能)5、COS脱除强化5、解决酸性气H2S浓度低6、胺回收(降低溶剂损失和污水处理难度)6、深脱CO2强化6、解决贫剂再生质量不好7、富胺均质及脱烃(稳定硫磺操作)7、专有消泡剂7、溶剂在线净化 8、预脱氯氧溶剂  9、胺液强化除油剂 介质细分需考虑介质形态、操作温度压力、净化前H2S含量水平、净化后H2S要求、净化前CO2水平、净化后CO2要求、所含杂质类型、是否有脱有机硫需求、酸性气后处理的工艺及酸性气整体质量的要求等因素。细分脱硫介质是胺脱优化的基础:所含杂质决定了预脱杂质的措施,介质形态决定传质设备模式,脱后指标及操作温度压力决定贫剂的净化度及梯级利用,贫剂净化度及酸性气质量要求决定再生的分合,而酸性气的整体质量决定胺液性能的选择,设备的可靠性与胺液性能决定了操作的可靠性和能耗的高低。采用胺脱优化后,胺液从消耗品转变为耐用品。由于影响胺脱系统的因素相当繁杂,任何一家炼厂或者任何一套胺液系统,都有一个更加合适的胺液配方,定制式溶剂和完善的技术服务将成为节能减排增效的必然选择。目前,我公司的功能强化溶剂产品已在十多家炼厂取得了良好的应用业绩。
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与其他液化气脱硫醇技术的最大区别在于脱硫醇剂碱再生技术的升级,主要包括剂碱功能强化助剂、三相混合再生和固定床再生催化剂及贫剂脱氧等措施。脱硫醇碱液再生的好坏决定了硫醇脱除的好坏,所以,碱液再生技术才是脱硫醇技术的核心。液化气深度脱硫技术的主要措施,全部为剂碱再生的强化措施。经液化气深度脱硫技术再生好的贫剂,其干净程度可以和新鲜碱液媲美(硫醇硫≤100mg/m3,二硫化物性硫≤100mg/m3,脱氧率≥90%)。液化气脱后总硫低是主要优势,应有于脱后总硫指标要求严格的企业。一般催化液化气总硫可以降到5ppm以下,实际运行数据在3ppm以下;焦化液化气总硫也可以降到50ppm以下,实际运行数据达到了10ppm以下;除脱后总硫低外,液化气深度脱硫实现了常温再生,每处理一吨液化气至少节约60~140MJ的能耗;剂碱寿命大大延长,碱耗和排渣减少至原有排渣量的四分之一。取得节能、减排、降低操作费用和提高产品质量等四重效果,经济效益和社会环保效益都非常可观。液化气深度脱硫是炼厂MTBE深度脱硫技术的基础和保障,也为碳四深度加工创造了更有利的条件。另外,液化气深度脱硫技术还兼具强化羰基硫脱除的功能设计,利用功能溶剂及合理的工艺设计,可使羰基硫脱除率达到90%以上,消除特殊工况下羰基硫脱除难造成的质量问题。该技术已获得行业高度认可,已有十几套纤维膜脱硫醇装置采用该技术改造升级,总工业业绩超过80套。
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解决汽油硫含量合格,不能满足博士试验要求采用固定床反应器,脱硫醇溶剂自循环。工艺流程简单,单塔操作;不需注风,无尾气:溶剂补充量小。
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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。
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该项专利技术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。
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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。
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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》。
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恪守质量承诺,用更好的质量和服务回报广大客户的厚爱

 

在多年积累的研究数据、丰富的工业应用业绩与经验基础上,坚持不断推出新技术和新产品;在国内石油产品脱硫精制领域建立了丰硕的工业业绩,尤其在炼厂气脱硫、汽油和液化气脱硫醇、MTBE和催化汽油脱硫等技术领域,技术处于较高水平。

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