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仅仅依靠FCC预处理工艺来符合Tier 3标准的一个缺点是，炼油厂操作灵活性较低，FCC进料加氢处理装置必须每隔1-3年停产一次，更换催化剂，这通常比FCC装置停产要频繁一些，在FCC预处理装置停产过程中，如果FCC装置仍然运行，炼油厂必须弄清楚该如何处理其高含硫量的FCC轻油（炼油厂可能不使用FCC轻油混合汽油）。因此，仅仅依赖FCC预处理装置符合Tier 2标准的炼油厂可能选择安装基础性后处理装置，而不是符合Tier 3标准或者购买积分。

炼油厂最可能依赖FCC预处理装置符合Tier 3标准的要求，这些炼油厂一般具有高压FCC预处理装置，如上所述，在美国只有五家炼油厂具有高压FCC预处理装置，然而，如果减少FCC轻油进入柴油产品中，多数具有FCC预处理装置的炼油厂仅仅使用FCC预处理参数能够符合Tier 3标准要求，由于减少产品中的FCC轻油降低FCC轻油含硫量，这样将可能使炼油厂依赖更低压力的FCC预处理装置，符合Tier 3标准要求，同时还增大柴油供应量。

4.2.3.2 如果炼油厂使用FCC后处理装置来符合Tier 2，符合10ppm

如果炼油厂安装了FCC后处理装置来符合Tier 2汽油含硫量标准，那么对于后处理装置的目前构造将有一些考虑因素，其将影响炼油厂将如何使用该装置，符合10ppm汽油含硫量标准。EPA考虑了后处理装置脱硫目前所面临的问题，在这样的考虑过程中，EPA分析了几个例子，以理解这类炼油厂改造的类型及其相关的投资。

第一个例子：如果炼油厂目前精炼高含硫量的原油，且FCC装置目前出来的FCC轻油含硫量为2,400ppm，后处理装置目前除去了将近97%的进料含硫量，这样假定目前后处理装置出来FCC轻油的含硫量是75ppm，这样脱硫水平非常高，在试图进一步降低FCC轻油含硫量时，炼油厂必须关注增大发生重组反应、以及可能更多的辛烷损失和消耗氢，该炼油厂将会强烈考虑添加第二级，可能实际降低重组反应的水平和辛烷损失，目前后处理装置发生这种情况，大多数供应商提供了第二级选项。在采用CDTech的情况下，他们称增加的第二个反应器作为第二级的一个组成部分，这是一个更完善性能的反应器，我们联系了中石化的一名脱硫工程师，他解释说能够使用这些装置，并且不需要额外的资本投资(尽管还有额外的运营成本)。我们采访了一名Conoco-Phillips氢化处理专家，证实了这将是其的策略，我们还考虑了炼油厂的其他选项，有兴趣提高其运行裕量（如增大汽油产量以及有充足的资本支出），这类炼油厂能够增加FCC进料加氢处理装置，增大FCC轻油的产量，或者增加一套轻度加氢裂化装置，以增大低含硫量蒸馏液的产量。

相反，如果一家炼油厂加工低含硫量的原油，FCC装置出来的含硫量可能低至300ppm以及符合Tier 2标准要求，将该股流降到70ppm所必要的脱硫水平大约是81%，这是非常适度的脱硫水平。同样，一家炼油厂使用中压FCC进料加氢处理装置适度地加工高硫原油，也可能处于类似的情况，这种情况下，炼油厂目前的后处理装置可能具有足够的产能，符合更低含硫量，而无需其他资本成本投资。然而，在这种情况下，许多炼油厂投资了FCC后处理装置，用于符合Tier 2标准要求，可以使其资本投资最小。例如：一家炼油厂可以氢化处理整个范围FCC轻油，避免使用其具有后处理装置的分离装置的资本和运营成本。因此，为了符合10ppm汽油含硫量标准，需要符合 FCC轻油20ppm后处理装置的严重程度增大，相比炼油厂容易提供的设备严重程度对应的辛烷损失以及耗氢（并不显著增大其他资本投资），可能产生更大的辛烷损失以及更多耗氢。在这种情况下，炼油厂可以投资后处理装置某些资本，以使得增大辛烷损失和耗氢最小化。例如：一家炼油厂具有Axens装置，在这种情况下，其能够增加SHU和分离装置；在这种情况下，一家具有催化汽油选择性加氢脱硫装置的炼油厂希望辛烷损失和耗氢最小，可能增加一套Zeromer或者Exomer装置。此外，如果炼油适度地加工高含硫量原油，并且具有中压FCC进料加氢处理装置，炼油厂可能选择改造FCC进料加氢处理装置，提升其运行收益，而不是改造后处理装置。

我们还考虑了第三个例子，其中一家炼油厂具有后处理装置，其FCC装置出来的FCC汽油含硫量为800ppm，这可能是最常规炼油厂加工原油（含硫量处于平均水平）、或者可能炼油厂精炼含硫量非常高的原油，但是使用低压FCC进料加氢处理装置处理减压瓦斯油。在生成FCC轻油（含硫量：80ppm）时，目前的FCC轻油加氢处理装置将达到大约90%的脱硫效果。在试图将FCC轻油含硫量降低到20ppm以符合10ppm含硫量标准过程中，此类炼油厂不可能考虑增加第二级反应器，这是因为避免增大辛烷损失和耗氢，以达到另外增大脱硫量，这样将不可能考虑与第二级反应器相关的资本成本，而不采用第二级反应器，炼油厂能够改造目前的FCC后处理装置，同时具有其他反应器产量、或者增加解决组合反应的资本，相比增加第二级，两种方法均可能大大降低资本密集程度。在这种情况下，尽管增大辛烷损失和耗氢可能比较明显，但是炼油厂不可能有投资选项。

FCC加氢处理装置最重要的部分可能是该装置使用的催化剂，由于持续的研究，不断开发催化剂，催化剂活性更高，从而在较低的温度下能够实现更大的脱硫效果，同时由于烯烃饱和度更低，辛烷损失和耗氢最小。当Tier 2轻油脱硫装置投入可能使用的最新的催化剂，在后处理装置常规维护过程中可能变更这些催化剂、以及可能使用新改进的催化剂，以改善装置的脱硫能力。如果炼油厂需要将汽油含硫量降低到10ppm，预期其将更新使用最新的催化剂，使得成本最低，使用目前活性最好的催化剂将会降低资本成本，否则将降低耗氢和辛烷损失。我们认为，更多线路使用Axens和UOP目前营销的活性更好的催化剂，这是可能的，自催化剂加入FCC后处理器以符合Tier 2要求时，所有供应商目前提供该机的加氢处理催化剂。

4.2.3.3 对其他混合原料脱硫

一种更严格的汽油含硫量标准可能要求炼油厂关注其他汽油流，其具有足够高的含硫量，这将是炼油厂符合Tier 3的一个问题，这是因为不。解决该汽油流的问题，炼油厂将必须将FCC轻油含硫量降到更低，从而使每加仑汽油成本增大，我们已经确定汽油流可能需要额外的脱硫（包括轻直馏轻油和天然气凝析液）。

原油中本身含有轻质直馏轻油(LSR)，在将其送往异构化装置之前许多炼油厂对其进行脱硫处理。然而，大量炼油厂没有异构化装置，因此，某些或者可能许多炼油厂可能不处理该股流。天然气凝析液(也称为戊烷以上的烃)是源于天然气井中的轻油流，由炼油厂购买，并且混入汽油产品中，具体取决于所采购的轻油流，各股流汽油含硫量可能变化很大（几个ppm到几百ppm）。

炼油厂有多种选项来解决这些股流的含硫量，可能在FCC后处理装置或者轻油加氢处理装置中加氢处理LSR和天然气凝析液，由于这些轻油流不含任何烯烃，所以基本上没有辛烷损失，并且相比氢化处理FCC轻油，耗氢更少。处理各股流的另一种方法将是使用苛性碱萃取法，从各股流中提取硫醇类物质硫。由于此项提取技术只去除硫醇类物质，相比使用加氢处理脱硫，最终的含硫量不会更低。如果某一家炼油厂目前精炼含硫量较低的原油，其可能只需要使用萃取脱硫工艺，以确保LSR含硫量足够低，满足Tier 3标准要求。最后，炼油厂能够选择不购买天然气凝析液，并且在公开市场上出售LSR，而不是处理各股流。如果一家炼油厂决定不处理LSR或者天然气凝析液，其他炼油厂的FCC后处理装置或者轻油加氢处理装置具有多余的加工能力，其可能购买这些产量，处理各股流，并且混入其汽油产品产量中。

对于NPRM，我们不知道炼油厂是否混入丁烷，仍然处于高含硫量，炼油厂是否需要依据Tier 3进行处理，因此，我们假设某些炼油厂可能必须使用UOP(Merox)或者Merichem许可的萃取脱硫处理丁烷。我们采访的一家供应商表示，目前几乎所有的丁烷都使用萃取脱硫处理，最终的含硫量低于5ppm。

综上所述，为了符合10ppm的汽油含硫量标准，炼油厂有大量选项，多数涉及到降低FCC轻油的含硫量。如果一家炼油厂具有高压FCC预处理装置，那么该炼油厂可能面临该装置将加氢处理严重程度的问题；如果一家炼油厂具有中低压FCC预处理装置，但是没有后处理装置，该炼油厂可能需要安装基础性FCC后处理装置，以符合10ppm汽油含硫量标准或者使用其目前资本尽可能降低含硫量，其余出差额依赖ABT方案来补充解决。具有FCC后处理装置的炼油厂有多种选择，如果一家炼油厂辛烷与氢不足的话，该炼油厂可能会投资资本(比如：第二级反应器)，以尽可能避免辛烷损失和耗氢。然而，如果一家炼油厂有大量过剩的辛烷和氢，该炼油厂可以选择避免任何资本成本投资、或者仅进行小规模的资本投资，简单地应对面临目前FCC后处理装置严重程度所要求的更大辛烷损失和耗氢。具有后处理装置的炼油厂通常能够投资FCC预处理装置(加氢处理装置或者适度的加氢裂化装置)，以改善裕量或者生产更多低含硫量柴油。最后，在其混合汽油过程中，某些炼油厂可能仍会混合一些生产或者购买的汽油混合原料（具有足够高含硫量），在面对Tier 3含硫量标准时，这是值得关注的。对于解决这些汽油混合原料含硫量的问题，现有一些选项。

应该指出的是，以上是EPA对炼油厂为了符合Tier 3要求必须采取步骤的最好评估，炼油厂可能会选择其他策略，进一步实现其他的商业目标，并能够符合Tier 3要求(比如：安装加氢裂化装置、将FCC进料加氢处理装置转换为轻度加氢裂化装置)，在具体炼油厂基础上，EPA预期不可能有此类替代策略。符合Tier 3的措施可能促发或者限制时间此类替代策略，但是其不是并且不得视为Tier 3符合性措施。

4.2.3.4 10ppm汽油含硫量标准的验证符合性

目前，有多个案例，表明炼油厂符合10ppm或者更低的汽油含硫量方案，加州要求在该州销售的汽油平均达到15ppm汽油含硫量标准，汽油含硫量上限为20ppm(2012年1月1日，加州汽油每加仑的含硫量上限降至20ppm)。此外，炼油厂能够汽油的成分可能不同，只要加州预测排放模型(如：EPA的复杂性模型，估计机动车变组分燃料的排放)证实，拟定的燃料配方符合或者超过基于默认燃料要求的减排量。加州炼油厂目前使用预测模型提供的灵活性，以超过汽油含硫量规定的标准，并且目前生产的汽油平均含硫量大约是10ppm。尽管使用了加州和阿拉斯加的原油，相比目前美国所用的大多数其他原油，其较重且含硫量较高，但是目前生产这类非常低含硫量的汽油。因此，加州的经验表明，已经具有商业技术允许炼油厂生产非常低含硫量的汽油。

日本目前的10ppm汽油含硫量上限法规2008年1月生效，欧洲30个成员国采用10ppm含硫量上限，这些国家包括欧洲联盟(EU)和欧洲自由贸易协会(EFTA)、以及阿尔巴尼亚、波斯尼亚和黑塞哥维那。依据10ppm上限标准，平均汽油含硫量可能是5ppm。尽管日本和欧洲的汽油是由不同来源的原油生产，并且多数较重的组分进入柴油，但是这些国际燃料方案(与加州方案一起)提供证据表明，已经开发了先进的汽油脱硫技术，目前可用于符合拟定的Tier 3燃料方案。

4.2.3.5 ABT法规的改进可行性

拟定的Tier 3汽油含硫量方案所包含平均、存储和交易(ABT)法规以及小型炼油厂和小产量炼油厂方面的法规将会降低方案符合性的可行性。在没有小型炼油厂和小产量炼油厂法规的情况下，所有炼油厂都必须在2017年1月1日之前符合10ppm汽油含硫量标准，大多数炼油厂必须对其炼油装置进行资本投资，使其到期能够符合10ppm汽油含硫量标准，这些投资包括改造FCC预处理装置和后处理装置、以及安装基础性FCC后处理装置。如上所述，每家炼油厂符合汽油产品10ppm含硫量是可行的。然而，炼油厂评估去炼油装置的经济性可行性，具体取决于过去和预期未来的经济绩效，因此，他们具有不同的裕量，进行资本投资以及消化增大的运营成本，在预期汽油需求量稳定而可再生混合燃料预期增大的情况下，这一点尤为明显。具有小型炼油装置的炼油厂关注每桶油增加的成本，以确定那些小型炼油装置的安装成本。

小型炼油厂和小产量炼油厂法规将这些实体的符合性推迟到2020年1月1日，因为他们拥有更少的工程人员，能够用来监督必要的炼油装置变更，小型炼油厂需要更多的时间，因此，相比大型炼油厂，他们更有可能晚一些完成炼油装置的必要改造。2014-2019年（共计6年时间）有效地阶段导入ABT方案的存储法规，阶段导入允许炼油厂依据其经济性优势分阶段投资，预期炼油厂将会尽早以最低成本符合较低的汽油含硫量，可能得到含硫量积分，接着可能使用这些积分证明2017年炼油厂开始的符合性，预期将会增大降低其汽油含硫量的成本，使得那些炼油厂延迟投资，降低其汽油含硫量。这样阶段导入汽油含硫量标准将有助于通过美国精炼行业符合 含硫量标准扩散各种建设工艺，这些工艺包括：供应商公司的初步设计需求（许可炼油厂的脱硫技术）、详细设计需求（工程公司向炼油厂提供服务）、各州的许可需求（必须向炼油厂提供环境许可证）以及进行反应器和其他主要硬件的工厂制作需求（这些设备必须在炼油厂，以实现降低汽油含硫量）。关于预期拟定的ABT法规如何有助于先导时间的详细内容，参见第4.3节。

最后，ABT方案的平均法规将提供额外的灵活性，并有助于降低汽油含硫量方案的成本，平均法规将允许炼油厂以较低的成本降低汽油含硫量到低于10ppm的水平，并且产生积分，用于向将购买积分的成本更高或者经济上具有挑战性的炼油厂出售这些积分。

4.2.3.6 平均汽油含硫量标准（lt;10ppm）的影响

尽管比10ppm更加严格的含硫量标准将增大Tier 3的减排收益，最终确定10ppm的年度平均含硫量标准（而不是更严格的标准），具有实际原因，比如：在欧洲部分地区和日本执行5ppm或者甚至10ppm上限。含硫量标准越低，炼油厂花费越高

资料编号：[3731]