在环保标准持续升级的背景下，液化气行业正加速向清洁化生产转型。传统液化气处理过程中，脱硫醇环节面临碱渣排放量大、处理成本高及硫含量控制难度大等问题，制约着行业的绿色发展。某企业通过引入液化气深度脱硫及碱渣零排技术，实现了碳四原料脱硫效率与环保效益的双重提升，为行业技术升级提供了可借鉴的实践样本。

  一、液化气脱硫系统升级背景与技术迭代

  某企业 MTBE 装置原碳四脱硫醇系统采用碱液脱除硫醇工艺，运行中面临两大核心问题：一方面，氧化生成的二硫化合物易随碳四原料带出，导致总硫超标，且每年产生约 240 吨 COD 高达(10～30)×10⁴mg・L⁻¹ 的碱渣，下游污水气提装置处理能力有限，环保风险突出;另一方面，脱硫醇尾气含硫化物等污染物，传统焚烧处理方式仍存在环境隐患。

  《2025-2030年全球及中国液化气行业市场现状调研及发展前景分析报告》指出，2012 年该企业首次应用液化气深度脱硫工艺，采用两级混合器抽提脱硫醇、三相混合氧化再生技术，通过助溶法脱硫醇和碱液再生工艺，提升了碱液抽提活性与二硫化物分离效率。2019 年催化液化气产量增至 3.923×10⁵t・a⁻¹，碳四原料产量从 2.2×10⁵t・a⁻¹ 提升至 2.772×10⁵t・a⁻¹，原有工艺已难以满足扩能后的清洁生产需求。2021 年，企业引入 “液化气深度脱硫清洁化” 专利技术，以高性能脱硫醇溶剂替代传统碱液，结合溶剂在线复活技术，开启 “用碱不排渣” 的清洁化生产模式。

  二、液化气深度脱硫工艺原理与流程优化

  液化气深度脱硫技术基于 Merox 法反应原理，通过两步反应实现硫醇脱除与碱液再生：硫醇与氢氧化钠反应生成硫醇钠，硫醇钠再与氧气反应生成二硫化物，同时再生碱液。工艺创新点体现在三方面：一是引入 GL - 除臭精制助剂，提升碱液再生效率，加快二硫化物转移速度;二是采用碱液、风、反抽提油三相混合再生技术，常温下通过充分混合降低硫醇溶解度，促进二硫化物转移;三是增加装填活性炭催化剂的反应再生塔，抑制氧化副反应，减少二硫化物生成。

  碳四脱硫醇工艺流程分为抽提与再生两部分：碳四原料依次经两级抽提沉降罐，与碱液混合完成脱硫反应，富碱液进入再生塔与氧气反应生成二硫化物，稳定汽油作为反抽提油萃取出二硫化物。改造后工艺流程保持不变，但核心溶剂升级为专用脱硫醇溶剂，其由高活性碱性物质与复配有机溶剂组成，具备更强的硫醇溶解能力、抗盐析性能及纳污能力，溶盐能力达传统碱液的 3 倍以上，并可通过在线离子交换吸附实现溶剂复活。

  三、碱渣零排技术改造实施与运行成效

  碱渣主要来源于循环碱液中富集的有机物、无机盐及反应生成的碳酸钠、硫代硫酸钠等，传统工艺需定期置换碱液以维持脱硫活性。改造后，企业以 75 吨脱硫醇溶剂完成系统置换，溶剂藏量约 105m³，通过配剂、退油、退碱、溶剂循环建立等步骤完成换剂。运行数据显示，2021 年 3 月至 2022 年 5 月，装置平稳运行 14 个月，脱后碳四总硫≤20mg・Nm⁻³，铜片腐蚀合格，MTBE 硫含量≤10mg・kg⁻¹，满足国 Ⅴ 标准。

  溶剂碱分值初期保持在 40 以上，因上游原料波动导致碱分值下降，通过缩短水洗罐置换周期，碱分值下降趋势趋缓，最低降至 5.23 后进行在线复活。2022 年 5 月净化处理排放 15 吨固渣，碱分值恢复至 40 以上，实现全年碱渣零排放。经济效益对比显示，改造后年操作费用降低约 11.46 万元，溶剂单耗<0.054kg・t⁻¹ 碳四，兼具经济与环保效益。

  四、现存挑战与优化路径

  尽管技术应用成效显著，仍面临三方面挑战：一是碳四原料夹带含氮组分导致系统内溶剂总氮升高，水洗后污水总氮偏高;二是上游装置波动使原料夹带 H₂S 和胺液，引发溶剂发泡中毒，碱分值下降速度加快，溶剂单耗增至 0.046kg・t⁻¹ 碳四;三是溶剂发泡导致抽提油夹带，影响 MTBE 产品纯度与硫含量。

  针对上述问题，优化措施包括：强化上游装置操作稳定性，控制混合碳四原料硫化氢含量;将水洗系统置换周期调整为每 10～15 天一次，每周监测水洗水总氮 2 次;在碳四原料进入脱硫系统前增加聚结脱水或高效水洗设施，减少杂质夹带，相关技改项目已立项推进。

  总结

  某企业液化气深度脱硫及碱渣零排技术的成功应用，验证了清洁化生产工艺在液化气行业的可行性。通过溶剂升级与工艺优化，不仅实现了碳四原料总硫控制与碱渣零排放，还降低了操作成本与环境风险。尽管面临原料波动等挑战，通过上下游协同管控与设备改造，该技术为液化气行业向超清洁生产转型提供了成熟路径。未来，随着环保要求的进一步提高，类似的源头减排技术将成为行业技术升级的核心方向，推动液化气行业向绿色化、高效化发展。