五大發(fā)電公司及所屬電廠，基本列舉了全國的發(fā)電廠家。各地?zé)犭娖髽I(yè)、自備電廠、地方所屬電廠不在其中。 五大發(fā)電公司：中國大唐集團(tuán)公司、中國國電集團(tuán)公司、中國華能集團(tuán)公司、中國華電集團(tuán)公司、中國電力投資集團(tuán) 華能集團(tuán)所屬電廠： 華能丹東電廠 華能大連電廠 華能上安電廠 華能德州電廠 華能威海電廠 華能濟(jì)寧電廠 華能日照電廠 華能太倉電廠 華能淮陰電廠 華能南京電廠 華能南通電廠 華能上海石洞口第一電廠 華能上海石洞口第二電廠 華能長興電廠 華能福州電廠 華能汕頭燃煤電廠 華能汕頭燃機(jī)電廠 華能玉環(huán)電廠 華能沁北電廠 華能榆社電廠 華能辛店電廠 華能重慶分公司 華能井岡山電廠 華能平?jīng)鲭姀S 華能岳陽電廠 華能營口電廠 華能邯峰電廠 大唐集團(tuán)所屬： 長山熱電廠 湖南省石門電廠 雞西發(fā)電廠 洛陽首陽山電廠 洛陽熱電廠 三門峽華陽發(fā)電公司 河北馬頭電力公司 唐山發(fā)電總廠 北京大唐張家口發(fā)電總廠 蘭州西固熱電有限公司 合肥二電廠 田家庵發(fā)電廠 北京大唐高井發(fā)電廠 永昌電廠 北京大唐陡河電廠 南京下關(guān)發(fā)電廠 安徽淮南洛河發(fā)電廠 保定熱電廠 略陽發(fā)電廠 微水發(fā)電廠 峰峰發(fā)電廠含岳城電站 天津大唐盤山發(fā)電公司 內(nèi)蒙大唐托克托發(fā)電公司 保定余熱電廠 華源熱電有限責(zé)任公司 陽城國際發(fā)電有限公司 遼源熱電有限責(zé)任公司 四平發(fā)電運(yùn)營中心 長春第二熱電有限公司 暉春發(fā)電有限責(zé)任公司 雞西熱電有限責(zé)任公司 佳木斯第二發(fā)電廠 臺河第一電廠 江蘇徐塘發(fā)電有限公司 安徽省淮北發(fā)電廠 安徽淮南洛能發(fā)電公司 安陽華祥電力有限公司 許昌龍崗發(fā)電有限公司 華銀電力株洲發(fā)電廠 華銀株洲發(fā)電公司 金竹山電廠 華銀金竹山火力發(fā)電廠 湘潭發(fā)電有限責(zé)任公司 湖南省耒陽發(fā)電廠 灞橋熱電有限責(zé)任公司 灞橋熱電廠 陜西渭河發(fā)電廠 陜西延安發(fā)電廠 陜西韓城發(fā)電廠 永昌發(fā)電廠 甘肅甘谷發(fā)電廠 甘肅八0三發(fā)電廠 甘肅連城發(fā)電廠 甘肅蘭西熱電有限公司 廣西桂冠電力股份公司 桂冠大化水力發(fā)電總廠 廣西巖灘水電廠 陳村水力發(fā)電廠 王快水電廠 張家界水電開發(fā)公司 賀龍水電廠 魚潭水電廠 陜西石泉水力發(fā)電廠 石泉發(fā)電有限責(zé)任公司 甘肅碧口水電廠 百龍灘電廠 華電所屬： 1 中國華電工程(集團(tuán))有限公司2 華電煤業(yè)集團(tuán)有限公司3 華電財(cái)務(wù)有限公司4 華電招標(biāo)有限公司5 華信保險經(jīng)紀(jì)有限公司6 北京華信保險公估有限公司7 河北熱電有限責(zé)任公司8 包頭東華熱電有限公司（在建） 9 內(nèi)蒙古華電烏達(dá)熱電有限公司（在建）10 華電國際電力股份有限公司 11 華電國際電力股份有限公司鄒縣發(fā)電廠（擴(kuò)建）12 華電國際電力股份有限公司萊城發(fā)電廠13 華電國際電力股份有限公司十里泉發(fā)電廠14 華電青島發(fā)電有限公司（擴(kuò)建）15 華電淄博熱電有限公司16 華電章丘發(fā)電有限公司（擴(kuò)建）17 華電滕州新源熱電有限公司 18 四川廣安發(fā)電有限責(zé)任公司（擴(kuò)建）19 安徽池州九華發(fā)電有限公司（在建）20 寧夏中寧發(fā)電有限公司（在建）21 華電能源股份有限公司 22 華電能源股份有限公司牡丹江第二發(fā)電廠23 華電能源股份有限公司哈爾濱第三發(fā)電廠24 哈爾濱熱電有限責(zé)任公司（擴(kuò)建）25 中國華電集團(tuán)哈爾濱發(fā)電有限公司26 鐵嶺發(fā)電廠27 安徽華電六安發(fā)電有限公司（在建）28 安徽華電宿州發(fā)電有限公司（在建）29 江蘇華電揚(yáng)州發(fā)電有限公司（擴(kuò)建）30 江蘇華電戚墅堰發(fā)電有限公司（擴(kuò)建）31 杭州半山發(fā)電有限公司（擴(kuò)建）32 福建華電投資有限公司33 福建華電邵武發(fā)電有限公司34 福建棉花灘水電開發(fā)有限公司35 閩東水電開發(fā)有限公司36 福建漳平發(fā)電有限公司37 湖北華電黃石發(fā)電股份有限公司38 湖北西塞山發(fā)電有限公司39 湖北華電襄樊發(fā)電有限公司（在建）40 湖南華電長沙發(fā)電有限公司（在建）41 湖南華電石門發(fā)電有限公司（在建）42 華電新鄉(xiāng)發(fā)電有限公司（在建）43 四川華電宜賓發(fā)電有限責(zé)任公司（在建） 44 四川黃桷莊發(fā)電有限責(zé)任公司 45 成都華電三源熱力有限責(zé)任公司 46 四川華電雜谷腦水電開發(fā)有限責(zé)任公司（在建）47 四川華電高壩發(fā)電有限公司 48 四川華電珙縣發(fā)電有限公司49 四川紫蘭壩水電開發(fā)有限責(zé)任公司（在建）50 四川華電西溪河水電開發(fā)有限公司（在建）51 陜西華電蒲城發(fā)電有限責(zé)任公司52 新疆華電喀什發(fā)電有限責(zé)任公司 53 新疆華電哈密發(fā)電有限責(zé)任公司 54 新疆華電葦湖梁發(fā)電有限責(zé)任公司55 新疆華電紅雁池發(fā)電有限責(zé)任公司56 新疆華電昌吉熱電有限責(zé)任公司（擴(kuò)建）57 新疆華電吐魯番發(fā)電有限責(zé)任公司（在建）58 青海華電大通發(fā)電有限公司（在建）59 云南華電巡檢司發(fā)電有限公司（擴(kuò)建）60 云南華電怒江水電開發(fā)有限公司（在建）61 貴州烏江水電開發(fā)有限公司62 貴州烏江水電開發(fā)有限公司洪家渡電站建設(shè)公司63 貴州烏江水電開發(fā)有限公司烏江渡發(fā)電廠64 貴州烏江水電開發(fā)有限公司東風(fēng)發(fā)電廠65 貴州黔源電力股份公司66 貴州黔源電力股份公司引子渡水電站67 貴州黔源電力股份公司普定發(fā)電公司68 貴州黔源電力股份公司水城發(fā)電廠69 中國華電集團(tuán)公司貴州頭步發(fā)電廠70 貴州大方發(fā)電有限公司（在建） 還有全資部分1 華電開發(fā)投資有限公司2 華電(北京)熱電有限公司3 北京華電水電有限公司4 內(nèi)蒙古華電包頭發(fā)電有限公司（在建）5 內(nèi)蒙古華電卓資發(fā)電有限公司（在建）6 山東黃島發(fā)電廠(1#2#機(jī))7 黑龍江華電佳木斯發(fā)電有限公司8 上海華電電力發(fā)展有限公司9 華電福建發(fā)電有限公司10 福建永安火電廠11 福建華電漳平電廠12 福建省廈門電廠13 福建省古田溪水力發(fā)電廠14 中國華電集團(tuán)福建南靖水力發(fā)電廠15 中國華電集團(tuán)公司福建華安水力發(fā)電廠16 福建省安砂水力發(fā)電廠17 福建省池潭水力發(fā)電廠18 中國華電集團(tuán)公司福建莆田湄洲灣電廠運(yùn)行分公司19 福建華電可門發(fā)電有限公司20 湖北華電青山熱電有限公司21 湖北華電武昌熱電廠 22 華電四川發(fā)電有限公司23 中國華電集團(tuán)公司宜賓發(fā)電總廠24 中國華電集團(tuán)公司內(nèi)江發(fā)電總廠25 中國華電集團(tuán)公司四川寶珠寺水力發(fā)電廠26 四川華電攀枝花發(fā)電公司27 四川華電五通橋發(fā)電廠28 四川華電磨房溝發(fā)電廠29 云南華電昆明發(fā)電有限公司（在建）30 中國華電集團(tuán)公司云南以禮河發(fā)電廠31 貴州清鎮(zhèn)發(fā)電廠32 遵義發(fā)電總廠33 貴州華電大龍發(fā)電有限公司34 中國華電集團(tuán)貴港發(fā)電有限公司 中電投所屬： 通遼發(fā)電總廠 遼寧發(fā)電廠 北票發(fā)電廠 大連發(fā)電總廠 大連第一熱電有限公司 阜新發(fā)電廠 撫順發(fā)電廠 元通火力發(fā)電有限公司 赤峰熱電廠 長興島第二發(fā)電廠 鄭州熱電廠 南陽電廠 新鄉(xiāng)火電廠平頂山鴻翔熱電公司 開封火電廠 馬跡塘水力發(fā)電廠 鯉魚江電廠 洪澤熱電有限公司 蕪湖發(fā)電廠 青銅峽水電廠（ 八盤峽水電廠 鹽鍋峽水電廠 大壩管理中心 洪江水電站 碗米坡水電站 近尾洲水電站 凌津?yàn)┧娬?五強(qiáng)溪水力發(fā)電廠 南市發(fā)電廠 閔行發(fā)電廠 楊樹浦發(fā)電廠 吳涇熱電廠 上海外高橋發(fā)電有限責(zé)任公司 上海吳涇第二發(fā)電有限責(zé)任公司 漳澤發(fā)電廠 河津發(fā)電廠 重慶九龍電廠 白鶴發(fā)電廠 獅子灘水力發(fā)電總廠 國電集團(tuán)所屬： 國電灤河發(fā)電廠 國電天津第一熱電廠 國電一五○發(fā)電廠 國電霍州發(fā)電廠 國電太原第一熱電廠 國電吉林熱電廠 國電諫壁發(fā)電廠 溫州東嶼發(fā)電廠 國電岷江發(fā)電廠 溫州梅嶼發(fā)電廠 國電萬安水力發(fā)電廠 國電九江發(fā)電廠 松木坪電廠 萬源發(fā)電廠 國電成都熱電廠 國電華鎣山發(fā)電廠 國電大武口發(fā)電廠 國電石嘴山發(fā)電廠 國電凱里發(fā)電廠 國電紅楓水力發(fā)電廠 國電貴陽發(fā)電廠 國電大寨水力發(fā)電廠 國電六郎洞水力發(fā)電廠 國電小龍?zhí)栋l(fā)電廠 國電合山發(fā)電廠 國電南河水力發(fā)電廠 國電電力大同第二發(fā)電廠 國電電力朝陽發(fā)電廠 國電電力大連開發(fā)區(qū)熱電廠 國電電力桓仁發(fā)電廠 國電電力太平哨發(fā)電廠 邯鄲熱電廠 國電長源荊門熱電廠 國電長源沙市熱電廠 國電長源富水水力發(fā)電廠 國電長源南河水力發(fā)電廠 國電白馬電廠 新疆風(fēng)力發(fā)電廠 沈陽熱電廠

火電廠有很多，光湖南就不少。脫硫技術(shù)：近年來，隨著機(jī)動車的增多，汽車尾氣已成為主要的大氣污染源，酸雨也因此更加頻繁，嚴(yán)重危害到了建筑物、土壤和人類的生存環(huán)境。因此，世界各國紛紛提出了更高的油品質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)，進(jìn)一步限制油品中的硫含量、烯烴含量和苯含量，以更好地保護(hù)人類的生存空間。 隨著對含硫原油加工量的增加及重油催化裂化的普及，油品含硫量超標(biāo)及安定性不好的現(xiàn)象也越來越嚴(yán)重。由于加氫脫硫在資金及氫源上的限制，對中小型煉油廠來說進(jìn)行非加氫精制的研究具有重要的意義。本文簡單介紹了非加氫脫硫技術(shù)進(jìn)展及未來的發(fā)展趨勢。 2 燃料油中硫的主要存在形式及分布 原油中有數(shù)百種含硫烴，目前已驗(yàn)證并確定結(jié)構(gòu)的就有200余種，這些含硫烴類在原油加工過程中不同程度地分布于各餾分油中。 燃料油中的硫主要有兩種存在形式：通常能與金屬直接發(fā)生反應(yīng)的硫化物稱為“活性硫”，包括單質(zhì)硫、硫化氫和硫醇；而不與金屬直接發(fā)生反應(yīng)的硫化物稱為“非活性硫”，包括硫醚、二硫化物、噻吩等。對于汽油餾分而言，含硫烴類以硫醇、硫化物和單環(huán)噻吩為主，其主要來源于催化裂化(簡稱FCC)汽油。因此，要使汽油符合低硫汽油的指標(biāo)必須對FCC汽油原料進(jìn)行預(yù)處理或?qū)CC汽油產(chǎn)品進(jìn)行后處理。而柴油餾分中的含硫烴類有硫醇、硫化物、噻吩、苯并噻吩和二苯并噻吩等，其中二苯并噻吩的4，6位烷基存在時，由于烷基的位阻作用而使脫硫非常困難，而且隨著石油餾分沸點(diǎn)的升高，含硫化合物的結(jié)構(gòu)也越來越復(fù)雜。 3 生產(chǎn)低硫燃料油的方法 3.1 酸堿精制 酸堿精制是傳統(tǒng)的方法，目前仍有部分煉廠使用。由于酸堿精制分離出的酸堿渣難以處理，而且油品損失較大，從長遠(yuǎn)來看，此技術(shù)必將遭到淘汰。 (1)酸精制 該法用一定濃度的硫酸、鹽酸等無機(jī)酸從石油產(chǎn)品中除去硫醚和噻吩，從而達(dá)到脫硫的目的。反應(yīng)如下所示： R2S+H2SO4 R2SH++HSO-4 (2) 堿精制 NaOH水溶液可以抽提出部分酸性硫化物，在堿中加入亞砜、低級醇等極性溶劑或提高堿的濃度可以提高萃取效率。如用40%的NaOH可除去柴油中60%以上的硫醇及90%的苯硫酚，其中苯硫酚對油品的安定性影響很大。 3.2 催化法 在酞菁催化劑法中，目前工業(yè)上應(yīng)用較多是聚酞菁鈷(CoPPC)和磺化酞菁鈷(CoSPc)催化劑。此催化劑在堿性溶液中對油品進(jìn)行處理，可以除去其中的硫醇。夏道宏認(rèn)為聚酞菁鈷(CoPPC)和磺化酞菁鈷(CoSPc)在堿液中的溶解性不好，因而降低了催化劑的利用率，為此合成出了一種水溶性較好的新型催化劑——季銨磺化酞菁鈷(CoQAHPc)n，該催化劑分子內(nèi)有氧化中心和堿中心，二者產(chǎn)生的協(xié)同作用使該催化劑的活性得到了明顯的提高〔1〕。此外，金屬螯合劑法和酸性催化劑法都能使有機(jī)硫化物轉(zhuǎn)化成硫化氫，從而有效的去除成品油中的硫化物〔2〕。 以上這幾種催化法脫硫效率雖然較高，但都存在著催化劑投資大、制備條件苛刻、催化活性組分易流失等缺點(diǎn)。目前煉廠使用此方法的其經(jīng)濟(jì)效益都不是很好，要想大規(guī)模的應(yīng)用催化法脫硫技術(shù)，尚需克服一些技術(shù)上的問題。 3.3 溶劑萃取法 選擇適當(dāng)?shù)娜軇┩ㄟ^萃取法可以有效地脫除油品中的硫化物。一般而言，萃取法能有效地把油品中的硫醇萃取出來，再通過蒸餾的方法將萃取溶劑和硫醇進(jìn)行分離，得到附加值較高的硫醇副產(chǎn)品，溶劑可循環(huán)使用。在萃取的過程中，常用的萃傘液是堿液，但有機(jī)硫化物在堿液和成品油中的分配系數(shù)并不高，為了提高萃取過程中的脫硫效率，可在堿液中添加少量的極性有機(jī)溶劑，如MDS、DMF、DMSOD等，這樣可以大大提高萃取過程中的脫硫效率。夏道宏等人提出了MDS-H2O-KOH化學(xué)萃取法，用這三種萃取劑對FCC汽油進(jìn)行了萃取率及回收率的實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明該方法在同一套裝置中既能把油品中的硫醇萃取出來，還可以高效回收萃取液中的單一硫醇以及混合硫醇，得到高純度的硫醇副產(chǎn)品，具有很高的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益〔3〕。福建煉油化工公司把萃取和堿洗兩種工藝結(jié)合起來，采用甲醇-堿洗復(fù)合溶劑萃取法顯著提高了FCC柴油的儲存安定性，萃取溶劑經(jīng)蒸餾回收甲醇后可循環(huán)使用。此種方法投資低，脫硫效率高，具有較高的應(yīng)用價值〔4〕。 3.4 催化吸附法 催化吸附脫硫技術(shù)是使用吸附選擇性較好且可再生的固體吸附劑，通過化學(xué)吸附的作用來降低油品中的硫含量。它是一種新出現(xiàn)的、能夠有效脫除FCC汽油中硫化物的方法。與通常的汽油加氫脫硫相比，其投資成本和操作費(fèi)用可以降低一半以上，且可以從油品中高效地脫除硫、氮、氧化物等雜質(zhì)，脫硫率可達(dá)90%以上，非常適合國內(nèi)煉油企業(yè)的現(xiàn)狀。由于吸附脫硫并不影響汽油的辛烷值和收率，因此這種技術(shù)已經(jīng)引起國內(nèi)外的高度重視。 Konyukhova〔5〕等把一些天然沸石(如絲光沸石、鈣十字石、斜發(fā)沸石等)酸性活化后用于吸附油品中的乙基硫醇和二甲基硫，ZSM-5和NaX沸石則分別用于對硫醚和硫醇的吸附。Tsybulevskiy〔5〕研究了X或Y型分子篩進(jìn)行改性后對油品的催化吸附性能。Wismann〔5〕考察了活性炭對油品的催化吸附性能。而在這些研究中普遍在著脫硫深度不夠，吸附劑的硫容量較低，脫硫劑的使用周期短，且再生性能不好，因而大大限制了其工業(yè)應(yīng)用。據(jù)報道，菲利浦石油公司開發(fā)的吸附脫硫技術(shù)于2001年應(yīng)用于258 kt/a的裝置，經(jīng)處理后的汽油平均硫含量約為30 μg/g，是第一套采用吸附法脫除汽油中硫化物的工業(yè)裝置，并準(zhǔn)備將這一技術(shù)應(yīng)用于柴油脫硫。 國內(nèi)的催化吸附脫硫技術(shù)尚處于研究階段。徐志達(dá)、陳冰等〔6〕用聚丙烯腈基活性炭纖維(NACF)吸附油品中的硫醇，結(jié)果只能把油品中的一部分硫醇脫除。張曉靜等〔7〕以13X分子篩為吸附劑對FCC汽油的全餾分和重餾分(＞90℃)進(jìn)行了研究，初步結(jié)果表明對硫含量為1220 μg/g的汽油的全餾分和重餾分進(jìn)行精制后，與未精制的輕餾分(＜90℃)混合可得到硫含量低于500 μg/g的汽油。張金岳等〔8〕對負(fù)載型活性炭催化吸附脫硫進(jìn)行了深入的研究。 總之，催化吸附脫硫技術(shù)在對油品沒有影響的條件下能有效的脫除油品中的硫化物，且投資費(fèi)用和操作費(fèi)用遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于其他(加氫精制、溶劑萃取，催化氧化等)脫硫技術(shù)。因此，研究催化吸附脫硫技術(shù)具有非常重要的意義。 3.5 絡(luò)合法 用金屬氯化物的DMF溶液來處理含硫油品時可使有機(jī)硫化物與金屬氯化物之間的電子對相互作用，生成水溶性的絡(luò)合物而加以除去。能與有機(jī)硫化物生成絡(luò)合物的金屬離子非常多，其中以CdCl2的效果最好。下面列舉了不同金屬氯化物與有機(jī)硫化物的絡(luò)合反應(yīng)活性順序?yàn)椋篊d2+>Co2+>Ni2+> Mn2+>Cr3+>Cu2+>Zn2+>Li+>Fe3+。由于絡(luò)合法不能脫除油品中的酸性組分，因此在實(shí)際應(yīng)用中經(jīng)常采用絡(luò)合萃取與堿洗精制相結(jié)合的辦法，其脫硫效果非常顯著，且所得油品的安定性好，具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。 3.6生物脫硫技術(shù) 生物脫硫，又稱生物催化脫硫(簡稱BDS)，是一種在常溫常壓下利用需氧、厭氧菌除去石油含硫雜環(huán)化合物中結(jié)合硫的一種新技術(shù)。早在1948年美國就有了生物脫硫的專利，但一直沒有成功脫除烴類硫化物的實(shí)例，其主要原因是不能有效的控制細(xì)菌的作用。此后有幾個成功的“微生物脫硫”報道，但卻沒有多少應(yīng)用價值，原因在于微生物盡管脫去了油中的硫，但同時也消耗了油中的許多炭而減少了油中的許多放熱量〔9〕。科學(xué)工作者一直對其進(jìn)行了深入的研究，直到1998年美國的Institute of Gas Technology(IGT)的研究人員成功的分離了兩種特殊的菌株，這兩種菌株可以有選擇性的脫除二苯并噻吩中的硫，去除油品中雜環(huán)硫分子的工業(yè)化模型相繼產(chǎn)生，1992年在美國分別申請了兩項(xiàng)專利(5002888和5104801)。美國Energy BioSystems Corp (EBC)公司獲得了這兩種菌株的使用權(quán)，在此基礎(chǔ)上，該公司不僅成功地生產(chǎn)和再生了生物脫硫催化劑，并在降低催化劑生產(chǎn)成本的同時也延長了催化劑的使用壽命。此外該公司又分離得到了玫鴻球菌的細(xì)菌，該細(xì)菌能夠使C-S鍵斷裂，實(shí)現(xiàn)了脫硫過程中不損失油品烴類的目的〔10〕。現(xiàn)在，EBC公司已成為世界上對生物脫硫技術(shù)研究最廣泛的公司。此外，日本工業(yè)技術(shù)研究院生命工程工業(yè)技術(shù)研究所與石油產(chǎn)業(yè)活化中心聯(lián)合開發(fā)出了柴油脫硫的新菌種，此菌種可以同時脫除柴油中的二苯并噻吩和苯并噻吩中的硫，而這兩種硫化物中的硫是用其它方法難以脫除的〔11〕。 BDS過程是以自然界產(chǎn)生的有氧細(xì)菌與有機(jī)硫化物發(fā)生氧化反應(yīng)，選擇性氧化使C-S鍵斷裂，將硫原子氧化成硫酸鹽或亞硫酸鹽轉(zhuǎn)入水相，而DBT的骨架結(jié)構(gòu)氧化成羥基聯(lián)苯留在油相，從而達(dá)到脫除硫化物的目的。BDS技術(shù)從出現(xiàn)至今已發(fā)展了幾十年，目前為止仍處于開發(fā)研究階段。由于BDS技術(shù)有許多優(yōu)點(diǎn)，它可以與已有的HDS裝置有機(jī)組合，不僅可以大幅度地降低生產(chǎn)成本，而且由于有機(jī)硫產(chǎn)品的附加值較高，BDS比HDS在經(jīng)濟(jì)上有更強(qiáng)的競爭力。同時BDS還可以與催化吸附脫硫組合，是實(shí)現(xiàn)對燃料油深度脫硫的有效方法。因此BDS技術(shù)具有廣闊的應(yīng)用前景，預(yù)計(jì)在2010年左右將有工業(yè)化裝置出現(xiàn)。 4 新型的脫硫技術(shù) 4.1 氧化脫硫技術(shù) 氧化脫硫技術(shù)是用氧化劑將噻吩類硫化物氧化成亞砜和砜，再用溶劑抽提的方法將亞砜和砜從油品中脫除，氧化劑經(jīng)過再生后循環(huán)使用。目前的低硫柴油都是通過加氫技術(shù)生產(chǎn)的，由于柴油中的二甲基二苯并噻吩結(jié)構(gòu)穩(wěn)定不易加氫脫硫，為了使油品中的硫含量降到10 μg/g，需要更高的反應(yīng)壓力和更低的空速，這無疑增加了加氫技術(shù)的投資費(fèi)用和生產(chǎn)成本。而氧化脫硫技術(shù)不僅可以滿足對柴油餾分10 μg/g的要求，還可以再分銷網(wǎng)點(diǎn)設(shè)置簡便可行的脫硫裝置，是滿足最終銷售油品質(zhì)量的較好途徑。 (1) ASR-2氧化脫硫技術(shù) ASR-2〔12〕氧化脫硫技術(shù)是由Unipure公司開發(fā)的一種新型脫硫技術(shù)，此技術(shù)具有投資和操作費(fèi)用低、操作條件緩和、不需要?dú)湓础⒛芎牡汀o污染排放、能生產(chǎn)超低硫柴油、裝置建設(shè)靈活等優(yōu)點(diǎn)，為煉油廠和分銷網(wǎng)點(diǎn)提供了一個經(jīng)濟(jì)、可靠的滿足油品硫含量要求的方法。 在實(shí)驗(yàn)過程中，此技術(shù)能把柴油中的硫含量由7000 μg/g最終降到5 μg/g。此外該技術(shù)還可以用來生產(chǎn)超低硫柴油，來作為油品的調(diào)和組分，以滿足油品加工和銷售市場的需要。目前ASR-2技術(shù)正在進(jìn)行中試和工業(yè)實(shí)驗(yàn)的設(shè)計(jì)工作。其工藝流程如下：含硫柴油與氧化劑及催化劑的水相在反應(yīng)器內(nèi)混合，在接近常壓和緩和的溫度下將噻吩類含硫化合物氧化成砜；然后將含有待生催化劑和砜的水相與油相分離后送至再生部分，除去砜并再生催化劑；含有砜的油相送至萃取系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)砜和油相分離；由水相和油相得到的砜一起送到處理系統(tǒng)，來生產(chǎn)高附加值的化工產(chǎn)品。 盡管ASR-2脫硫技術(shù)已進(jìn)行了多年的研究，但一直沒有得到工業(yè)應(yīng)用，主要是由于催化劑的再生循環(huán)、氧化物的脫除等一些技術(shù)問題還沒有解決。ASR-2技術(shù)可以使柴油產(chǎn)品的硫含量達(dá)到5 μg/g，與加氫處理技術(shù)柴油產(chǎn)品的硫含量分別為30 μg/g和15 μg/g時相比，硫含量和總處理費(fèi)用要少的多。因此，如果一些技術(shù)性問題能夠很好地解決，那么ASR-2氧化脫硫技術(shù)將具有十分廣闊的市場前景。 (2) 超聲波氧化脫硫技術(shù) 超聲波氧化脫硫 (SulphCo)〔13〕技術(shù)是由USC和SulphCo公司聯(lián)合開發(fā)的新型脫硫技術(shù)。此技術(shù)的化學(xué)原理與ASR-2技術(shù)基本相同，不同之處是SulphCo技術(shù)采用了超聲波反應(yīng)器，強(qiáng)化了反應(yīng)過程，使脫硫效果更加理想。其流程描述為：原料與含有氧化劑和催化劑的水相在反應(yīng)器內(nèi)混合，在超聲波的作用下，小氣泡迅速的產(chǎn)生和破滅，從而使油相與水相劇烈混合，在短時間內(nèi)超聲波還可以使混合物料內(nèi)的局部溫度和壓力迅速升高，且在混合物料內(nèi)產(chǎn)生過氧化氫，參與硫化物的反應(yīng)；經(jīng)溶劑萃取脫除砜和硫酸鹽，溶劑再生后循環(huán)使用，砜和硫酸鹽可以生產(chǎn)其他化工產(chǎn)品。 SulphCo在完成實(shí)驗(yàn)室工作后，又進(jìn)行了中試放大實(shí)驗(yàn)，取得了令人滿意的效果，即不同硫含量的柴油經(jīng)過氧化脫硫技術(shù)后硫含量均能降低到10 μg/g以下。目前Bechtel公司正在著手SulphCo技術(shù)的工業(yè)試驗(yàn)。 4.2 光、等離子體脫硫技術(shù)〔14〕 日本污染和資源國家研究院、德國Tubingen大學(xué)等單位研究用紫外光照射及等離子體技術(shù)脫硫。其機(jī)理是：二硫化物是通過S-S鍵斷裂形成自由基，硫醚和硫醇分別是C-S和S-H鍵斷裂形成自由基，并按下列方式進(jìn)行反應(yīng)： 無氧化劑條件下的反應(yīng)： CH3S- + -CH3 CH4+CH2 ==== S CH3S- + CH3CH2R CH3SH+CH2 ==== SCH2R CH3S- + CH3S- CH3SSCH3 CH3S- + CH2 ==== S CH3SCH2S- -CH3 CH3SCH2SCH3 有氧化劑條件下的反應(yīng)： CH3S- + O2 CH3SOO- RH CH3SOOH + R- SO3+ -CH3 CH3SOOH Rr CH3SO- + -OH CH3SO- + RH CH3SOH + R- 3CH3SOOH CH3SOOSCH3 + CH3SO3H 此技術(shù)以各類有機(jī)硫化物和含粗汽油為對象，根據(jù)不同的分子結(jié)構(gòu)，通過以上幾種方式進(jìn)行反應(yīng)，產(chǎn)物有烷烴、烯烴、芳烴以及硫化物或元素硫，其脫硫率可達(dá)20%～80%。若在照射的同時通入空氣，可使脫硫率提高到60%～100%，并將硫轉(zhuǎn)化成SO3、SO2或硫磺，水洗即可除去。 5 低硫化的負(fù)面影響 汽油和柴油的低硫化大大減輕了環(huán)境污染，特別是各國對燃料油低硫化政策已達(dá)成共識。但是在燃料油低硫化的進(jìn)程中，出現(xiàn)了人們未曾預(yù)料到的負(fù)面效應(yīng)，主要表現(xiàn)為： (1)潤滑性能下降，設(shè)備的磨損加大。1991年，瑞典在使用硫含量為0.00%的柴油時，發(fā)現(xiàn)燃料泵產(chǎn)生的燒結(jié)和磨損甚至比普通柴油的磨損還要嚴(yán)重。日本也對不同硫含量的柴油作了臺架試驗(yàn)，結(jié)果也確認(rèn)了柴油潤滑性能下降的問題。其主要原因是在脫硫的同時把存在于油品中具有潤滑性能的天然極性化合物也脫除了，從而導(dǎo)致潤滑性能下降，設(shè)備的磨損加大。 (2)柴油安定性變差，油品色相惡化。當(dāng)柴油的硫含量降到0.05%以下時，過氧化物的增加會加速膠狀物和沉淀物的生成，影響設(shè)備的正常運(yùn)轉(zhuǎn)，并導(dǎo)致排氣惡化。其主要原因是由于原本存在于柴油中的天然抗氧化組分在脫硫時也被脫除掉了。同時隨著柴油中硫含量的降低，油品的顏色變深，給人以惡感。 6 結(jié)論及建議 鑒于石油產(chǎn)品在生產(chǎn)和生活中的廣泛應(yīng)用，脫除其中危害性的硫是非常重要的。目前工業(yè)上使用的非加氫脫硫方法有酸堿精制、溶劑萃取和吸附脫硫，而這幾種脫硫方法都存在著缺陷和不足。其中酸堿精制有大量的廢酸廢堿液產(chǎn)生，會造成嚴(yán)重的環(huán)境污染；溶劑萃取脫硫過程能耗大，油品收率低；吸附法中吸附劑的吸附量小，且需經(jīng)常再生。其它的非加氫脫硫技術(shù)還處在試驗(yàn)階段，其中生物脫硫、氧化脫硫和光及等離子體脫硫的應(yīng)用前景十分誘人，可能是實(shí)現(xiàn)未來清潔燃料油生產(chǎn)的有效方法。由于降低燃料油中的硫含量、減少大氣污染是一個復(fù)雜的過程，因此實(shí)施時應(yīng)考慮各種因素，提高技術(shù)的可靠性，以取得最佳的經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)保效益。

標(biāo)簽：脫硫什么火電廠