从催化剂加工费用、贵金属费用、贵金属回收成本和收入、催化剂寿命等方面，对连续重整催化剂在全生命周期（从新催化剂开工到催化剂更换）运行的技术经济性进行了评估，结果表明：尽管上述因素均对催化剂的技术经济指标有直接的影响，但是催化剂的寿命才是其中最关键的因素，而催化剂的初始比表面积和水热稳定性是影响催化剂寿命的决定性因素。

以氯化胆碱为模板剂，采用模板剂法单段晶化、模板剂法两段晶化及晶种辅助的两段晶化法水热合成了不同晶粒尺寸的ZSM-34分子筛。应用X射线衍射（XRD）、扫描电子显微镜（SEM）、低温氮气吸附-脱附、氨气程序升温吸附-脱附（NH3-TPD）、核磁共振（NMR）等手段对合成样品进行表征。结果表明：两段晶化法能够将晶化时间从96 h缩短至72 h，加入晶种后晶化时间降至24 h；低温有利于ZSM-34分子筛的均匀成核；结合晶化曲线分析发现晶种辅助的两段晶化法有利于快速合成性质稳定的ZSM-34分子筛。

中国石化安庆分公司0.2 Mt/a焦化汽油加氢精制装置采用中国石化抚顺石油化工研究院开发的FH-40C加氢精制催化剂，催化剂床层采用分级装填技术，器内湿法预硫化方法。根据生产实际需要，将原FH-98型催化剂更换为FH-40C型催化剂，以提升产品品质，并对新剂是否能够生产合格的催化重整预加氢原料进行了试验，同时对不同产品方案下的产品性质、装置能耗等进行了对比分析。近三年的运行结果表明，FH-40C催化剂具有优异的加氢脱硫和加氢脱氮活性，在工业应用过程中可灵活选择产品加工方案，焦化汽油经过不同深度加氢精制后，能稳定生产满足蒸汽裂解制乙烯原料或催化重整预加氢原料要求的产品。

针对催化裂化油浆中存在较多可裂化而未裂化的饱和烃这一问题，以正十二烷、丁基环己烷、四氢萘、十氢萘等为模型化合物,采用催化裂化实验与分子模拟相结合的方法，对催化裂化过程中链烷烃未充分裂化的原因进行了分析。在链烷烃单独催化裂化反应以及与其它结构烃分子进行混合催化裂化的过程中，链烷烃表现出不同的裂化活性，当链烷烃与强供氢性分子（四氢萘或十氢萘）混合时，链烷烃的裂化受到了明显抑制。在此基础上，结合分子模拟理论计算结果，提出了分子间负氢离子转移是导致催化裂化过程中链烷烃未充分裂化的主要原因之一。

为解决固定床费-托合成中因传热限制而产生热点导致反应恶化的问题，将费-托合成产生的轻质油与原料气共同引入反应器，在中型装置上以工业RFT-2钴基固定床费-托合成催化剂为研究对象，考察轻质合成油空速、组成对费-托合成性能、催化剂床层温度分布、产品分布的影响。结果表明：轻质合成油的注入有利于降低CO2的选择性，降低液体产品的烯烃含量；随注油空速的增加，甲烷选择性升高，C5+选择性略有降低，催化剂床层温度分布显著改善，热点消失。将轻质合成油分成不同的馏分段注入反应器，随着注入馏分的变重，甲烷和C5+的选择性均降低，催化剂床层温度分布的均匀性提高。因此，轻质合成油的注入不仅可以改善催化剂床层温度分布、提高费-托合成性能，而且可以通过调整注入的轻质合成油组成来获得不同的产品组成。

南海原油储量丰富，其开发利用具有重要的经济价值和战略意义。从南海原油中分离出胶质和正庚烷沥青质并对其进行表征，合成了含氮长链聚合物型降黏剂，同时考察了合成降黏剂对南海原油的降黏效果。结果表明：南海原油属高胶质、高沥青质原油，胶质和沥青质容易形成缔合结构是其黏度较高的主要原因；胶质和沥青质分子具有由烷基链连接起来的含有侧链的芳香片结构，且含有形成氢键的极性基团，胶质和沥青质的平均相对分子质量分别为760和1 129；构建的南海原油胶质和沥青质平均分子结构式参数与表征结果吻合；添加1 000 μg/g降黏剂的南海原油在15 ℃和40 ℃下的降黏率分别为44.2%和40.2%，屈服应力值从1 070 Pa降至563 Pa，降黏效果显著。

在内径为150 mm、高为5 000 mm的料腿-翼阀冷态实验装置上，以FCC平衡催化剂为实验物料，在颗粒质量流率为0~50 kg/(m2?s)、负压差为0~10 kPa的条件下，考察了翼阀出口段直径变化对料腿-翼阀排料特性的影响。结果表明：翼阀的排料存在两种形式，即连续式和间歇式排料；与无缩径的料腿-翼阀系统相比，缩径下料腿-翼阀系统在排料形式、轴向压力以及阀板张角等方面都存在很大的不同，在相同操作条件下，缩径下料腿-翼阀系统的阀板张角均小于无缩径下的阀板张角。

针对两段提升管催化裂解多产丙烯（TMP）工艺，在催化反应机理和TMP工艺特点的指导下，将反应体系划分成重油、柴油、汽油中的烯烃、汽油中的芳烃、汽油中的饱和烃、（丙烷+丁烷）、丁烯、丙烯、干气和焦炭共十个集总，建立了TMP工艺十集总动力学模型，并采用模拟退火法（全局）-最小二乘法（局部）-模拟退火法（局部）三层逐层寻优方法进行了参数估计。研究结果表明，TMP工艺十集总动力学模型可用来分析TMP工艺各产物分布规律，并考察操作条件对装置的影响，给装置操作优化提供指导。

采用热重分析法对塔河常压渣油(THAR)及其亚组分的热转化反应性能进行了考察；在Sharp微分法基础上，采用分段动力学拟合，获得了渣油及其亚组分热转化速率峰值、速率峰值处的反应温度、转化率和剧烈裂解温度区间等动力学基本数据以及各亚组分的生焦性能。结果表明：各亚组分生焦率由低到高依次为饱和分＜芳香分＜胶质＜沥青质，沥青质是焦炭的主要来源；四组分按组成加权后的生焦率较THAR生焦率高4.21百分点，表明THAR亚组分混合物共焦化有利于抑制各亚组分的生焦；饱和分可促进其它亚组分生焦，而芳香分和胶质可抑制沥青质生焦，且芳香分的抑焦性能更强；在热转化反应过程中，裂化反应活性由高到低的顺序为饱和分＞芳香分＞胶质＞沥青质，各亚组分在低温段和高温段的活化能由低到高的顺序均为饱和分＜芳香分＜胶质＜沥青质，表明胶质和沥青质大分子的热转化过程需要提供较多的能量。

以委内瑞拉常压渣油（VAR）为原料，在焦化釜与高压釜中分别进行焦化和悬浮床加氢裂化试验，考察VAR焦化产物分布及悬浮床加氢裂化产物分布，研究悬浮床加氢裂化尾油的基本性质及平均结构参数，比较VAR直接焦化与悬浮床加氢-尾油焦化两种工艺的产品收率。结果表明：VAR悬浮床加氢裂化尾油的性质较差，残炭高，但其饱和分和芳香分质量分数可达39%～50%，烷基碳率为0.14～0.24，表明尾油仍具有一定的可裂化性能；与直接焦化工艺相比，悬浮床加氢-焦化组合工艺可提高液体收率及柴汽比，同时降低焦炭产率，用于加工委内瑞拉常压渣油是可行的。

中国石化洛阳分公司延迟焦化装置加热炉为两室四路进料，首次采用单炉室生产方案后，出现了加热炉出口处易结焦堵塞、压缩机喘振概率增加、机泵寿命缩短、分馏塔操作难度增加和汽油、柴油质量受到影响等问题。通过采取炉管注汽、延长生焦周期、控制甩油流量以及进行轻烃回炼等应对措施，保证了装置的平稳运行，同时将原料优化至催化裂化装置处理，每月产生效益约540万元。

通过真空四球摩擦试验机开展不同含氟基础油在不同环境压力下的摩擦学试验，采用扫描电子显微镜、X射线光电子能谱仪等分析手段对磨损表面进行分析，结果表明：相对于常压条件，在真空条件下全氟聚醚油（PFPE）类基础油的抗磨减摩性能均变差，而氟硅油类基础油的抗磨能力变好，减摩能力变差，可能是由于在摩擦过程中，氟硅油与金属表面生成了一种含有Fe—Si键的物质，使得氟硅油在真空条件下抗磨能力提高。

采用快速评定方法高压差式量热扫描（PDSC）以及NB/SH/T 0811方法对碳型组成不同的环烷基变压器油进行了氧化安定性评定，以考察变压器油芳烃含量对氧化安定性能的影响。结果表明，对于加抗氧剂变压器油，其精制深度越高、芳烃含量越低，对抗氧剂感受性越好，氧化安定性就越好。但为了平衡变压器油溶解性能和抗氧化性能，以及在抗氧剂消耗后仍具有较好的抗氧化性能，变压器油应保持一定的精制深度和一定的芳烃含量。

以水上油、煤柴和沥青为研究对象调合制备低成本且符合行业标准的船用180号燃料油。并通过添加降凝剂EVA，T602，BEM考察降凝剂对调合后燃料油的降凝效果。结果表明：采用添加降凝剂的措施并不能明显改变调合燃料油的凝点；采用低凝点高芳香性的C9和C10组分作为添加组分，当添加10.7%的C9组分后，调合油品的凝点降为15 ℃，可以保证燃料油在常温下具有良好的流动性。斑点试验和微观照片考察结果表明，添加C9组分能够增强调合油品的配伍相容性和均匀分散性。

采用减压渣油、重质蜡油、乙烯焦油为原料调合船用燃料油，当m（减压渣油）：m（重质蜡油）：m（乙烯焦油）为5:2:3及3:4:3时，调合燃料油分别达到RMG380及RME180船用燃料油黏度指标。为了充分利用高黏度渣油资源及提高调合燃料油的稳定性，选取m（减压渣油）：m（重质蜡油）：m（乙烯焦油）为5:3:2的调合油进行微乳化降黏研究，结果表明：JM型降黏剂与丙二醇嵌段聚醚L61复配作为降黏剂，调合油的运动黏度（150 ℃）由520.5 mm2/s降到334.1 mm2/s；同时，加入抗氧剂264，在90天的跟踪考察下，油品不分层，调合油运动黏度（150 ℃）为348.9 mm2/s，符合RMG380船用燃料油黏度要求，并且比其它普通油溶性降黏方法调配燃料油的成本降低21.28%。

提出了新型差减法测定原油有机氯含量的分析方法。通过对原油无机氯化物萃取实验条件的优化，进行了有机氯的加标回收实验。结果表明：所述方法用于测定原油有机氯含量切实可行，既克服了GB/T 18612方法的局限性，也较好地解决了常规差减法测定结果可靠性差的问题。

将硫化氢用不含氧的氮气从已知量的原油中吹出，用醋酸锌溶液吸收，随后在有氯化铁存在的强酸性溶液中与N,N-二甲基-1,4苯二胺反应生成亚甲蓝，用分光光度计测定亚甲蓝含量，计算得到硫化氢含量。该方法的RSD为1.3%，原油中硫化氢的加标回收率为90%?110%，检出限为0.042 μg/g。适用于原油及馏分油中硫化氢含量的测定。