氢能产业发展的关键制约因素是氢气的运输和储存。阐述了发展分布式制氢的必要性，回顾了天然气、甲醇和水电解技术用于分布式制氢的发展状况，展望了分布式制氢技术经济性的优势和发展前景，提出我国分布式制氢发展的建议，提议未来要更重视可再生电力电解水制氢技术的开发。

过氧化氢（H₂O₂）的活性氧含量高且降解时副产物只有水，可作为工业常用氧化剂的替代物。H₂和O₂直接合成H₂O₂是一种高原子利用效率的绿色合成新技术，有望替代当前传统的工业生产方式，实现H₂O₂清洁生产与原位选择性氧化的一步集成。综述了H₂和O₂直接合成H₂O₂与丙烯环氧化、Fenton废水处理、甲烷氧化等反应的集成，介绍现已取得的成果及面临的挑战，拓宽H2、O2和有机物的原位氧化反应体系，为未来化学品的绿色合成提供新思路。

磁分离技术作为一种新兴的分离技术具有处理量大、效率高、选择性好以及处理过程中不产生二次污染等优势。基于磁分离技术的原理和技术特点，调研分析该技术在石油及化工行业废水处理、催化裂化催化剂分离和费-托合成催化剂分离领域的应用现状。磁分离技术对于石油及化工行业废水中重金属、油类及微细悬浮物有良好的分离效果；采用该技术分离、回收催化裂化催化剂流程简单，经济效益高；经磁分离技术分离后，费-托合成液态产物中的催化剂含量显著降低。磁分离技术具有广阔的应用前景，建议在磁种回收、聚磁介质的选择以及新型磁分离设备的研发等方面要重点关注和突破。

针对低阶煤流化床热解气化所遇到的问题，对热解炉供热模式、原料煤粒径与颗粒分级、热解气初级冷却与除尘、排灰方式等问题进行探讨，优化工艺过程。新工艺中选择高温半焦为热解炉提供热量，将原料煤磨制成亚毫米级粉粒，磨煤产生的少量粒径小于0.1 mm的细颗粒被分离出来，送往配套的气流床气化炉，与流化床气化炉气体带出的细粉一起进行熔渣气化，提高碳转化率。大量粒径为0.1~1.0 mm的颗粒进热解炉，热解炉出来的气体经适当馏分煤焦油冷却、捕集颗粒物，使温度降至350 ℃左右，采用间接换热模式进一步降温，由此将有机废水产量降至近零水平，实现清洁高效热解气化。以低阶煤4 600 t/d规模的流化床热解气化新工艺为例，干基煤粗粉进热解炉，干燥单元取水约480 kt/a，热解单元不产生有机废水，可产有效气体（氢气和一氧化碳）约1.09×10⁹ m³/a，产煤焦油约81 kt/a，系统碳转化率大于95%，煤焦油、煤气、半焦的产率分别为8.97%，110 m³/t，67.5%，半焦气化产物气中有效气体积分数大于80%。

研究了两种不同劣质原料油通过加氢改质反应生产优质国Ⅵ柴油调合组分。首先，在相同工艺条件下，考察了原料油性质对加氢改质产品分布以及性质的影响；其次，以此两种劣质原料油加氢改质所得的混合柴油为对象，考察轻、重柴油切割点对柴油密度、组成、十六烷值等性质的影响。结果表明：随着轻、重柴油切割点的提高，轻柴油与重柴油的密度、链烷烃含量以及十六烷值均逐渐增加；轻柴油十六烷值低，是劣质的柴油调合组分，但可以作为催化裂化原料；重柴油十六烷值高，但由于其凝点高，需要将其中更重的组分切出后，才能够作为优质的0号国Ⅵ柴油调合组分；对于上述两种混合柴油，轻、重柴油切割点控制在230℃，在控制凝点为0℃的前提下，重柴油组分收率最高，而且十六烷值能够满足国Ⅵ柴油标准要求。

根据国Ⅵ油品质量升级及降低企业原油炼制产品中柴汽比要求，中石油克拉玛依石化有限责任公司于2018年5月对现有1.2 Mt/a柴油加氢改质装置进行了工艺扩量升级改造。通过新增一台反应器、分馏系统改造、增加吸收稳定系统及调整催化剂级配方案等一系列措施，装置加工规模由1.2 Mt/a扩大至1.5 Mt/a。标定结果表明，改造后，装置的石脑油收率由14.53%提高至32.90%，产品柴油收率由46.80%降至39.43%，装置柴汽比由3.22降至1.20。新的催化剂级配体系具有优异的加氢脱硫、脱氮活性及生产灵活性，可以满足炼油企业油品质量升级及降低产品柴汽比的需要。

介绍了中海油惠州石化有限公司（350+700）kt/a芳烃抽提联合装置“两头一尾”工艺路线的应用情况。以实际生产数据为基础，对分别以重整脱戊烷油和裂解加氢汽油为原料的芳烃抽提装置的工艺馏程、原料组成、产品综合应用情况、产品收率、装置能耗、三剂消耗等进行详细分析和对比。总结了两套抽提装置运转过程中出现的问题，以期为同类装置的生产管理提供参考依据。

中国石油天然气股份有限公司自主研发的催化裂化（FCC）汽油催化精馏硫转移-加氢脱硫工艺技术在中国石油乌鲁木齐石化公司进行了工业试验，完成两种原料工况下的工业试验标定。标定结果表明：在FCC全馏分汽油为原料的工况下，硫转移后轻汽油硫质量分数为10.1 μg/g，脱硫重汽油硫质量分数为9.0 μg/g，调合全馏分汽油硫质量分数为9.5 μg/g，RON为88.7；在醚化重汽油为原料的工况下，醚化轻汽油硫质量分数为11.1 μg/g，硫转移中汽油硫质量分数为12.9 μg/g，脱硫重汽油硫质量分数为11.4 μg/g，调合全馏分汽油硫质量分数为11.7 μg/g，RON为90.2。采用FCC汽油催化精馏硫转移技术，轻、重汽油的切割点可以提高到100~120 ℃，硫转移后轻质汽油的硫含量符合对国Ⅴ、国Ⅵ标准清洁汽油调合组分的要求。

针对C₈芳烃异构化反应中二甲苯等6种反应物在催化剂内的扩散过程，建立一种气相有效扩散系数的计算方法。根据此方法计算得到不同反应压力和温度的条件下，C₈芳烃异构化反应体系中6种气相物质在催化剂内扩散的有效扩散系数，验证了方法的可靠性，并讨论了温度和压力对分子扩散系数的影响，结果表明：随着压力增大，气体密度增大，分子间距变小，分子间作用力变大，分子扩散系数减小；而根据分子运动论，随着温度的升高，气体运动速率和扩散速率都会变大，分子扩散系数增大。

以废树脂催化剂作为前躯体，经预处理、炭化和KOH活化后制备微球活性炭KAC，在最佳活化条件（碱/炭质量比4:1，活化温度800℃，活化时间1 h）下，所得KAC的比表面积可达2 769 m²/g，总孔体积为1.871 cm³/g。采用等体积浸渍法制备铜离子负载活性炭吸附剂Cu-KAC，试验结果表明，铜离子改性可显著提高吸附剂对液化气的吸附脱硫性能，当铜离子负载量（w）为10% 时，在氮气气氛、400 ℃下焙烧2 h后得到的吸附剂脱硫性能最佳。二甲基二硫醚-程序升温脱附分析结果表明，与KAC相比，Cu-KAC对二甲基二硫醚具有更强的络合吸附能力。Cu-KAC的再生性能考察结果表明，在氮气气氛、400 ℃下再生2 h，经4次连续再生后，再生吸附剂对液化气的脱硫率仍能达到60%左右。

复合改性3Si-5P-3Mg-ZSM-5催化剂用于甲苯甲醇烷基化制备对二甲苯（PX），在进料过程中引入一定比例的水蒸气，考察水蒸气用量对催化剂反应活性、PX选择性和稳定性的影响，采用X射线衍射、N₂吸附-脱附、NH₃程序升温脱附、吡啶吸附红外光谱等表征手段对3Si-5P-3Mg-ZSM-5催化剂的新剂和7次再生剂进行分析。结果表明，在甲苯甲醇烷基化反应过程中，适量通水可提高该反应的甲苯转化率、PX选择性和催化剂抗积炭性能，这是由于水的通入降低了催化剂表面和微孔内强酸中心数量，抑制了二甲苯异构化和积炭前体生成的速率；在n（H2O）/n(甲苯和甲醇)为10∶1、反应时间为50 h的条件下，甲苯转化率可维持在23%左右，PX选择性可达74%。对3Si-5P-3Mg-ZSM-5催化剂的再生剂反应性能评价表明，积炭是导致催化剂活性下降的主要原因，通水并未对催化剂的骨架结构和活性组分有严重破坏作用，且反复再生后的催化剂反应性能均可恢复到新鲜催化剂的水平。。

分别以改性Y分子筛、H-Beta分子筛及改性Y/H-Beta复配分子筛为酸性组分制备载体，然后采用等体积浸渍法制备Ni-Mo型加氢裂化催化剂。通过X射线衍射、N₂吸附-脱附、NH₃-程序升温脱附、吡啶吸附红外光谱、H₂-程序升温还原等方法对催化剂进行分析表征，结果表明：与采用改性Y分子筛、H-Beta分子筛制备的催化剂相比，采用改性Y/H-Beta复配分子筛制备的催化剂有较适宜的酸量和酸强度，活性金属分散均匀，催化剂的裂化和加氢功能匹配合理。以环烷基直馏柴油为原料，在较高的反应温度条件下，3种催化剂中改性复配分子筛催化剂明显抑制了二次裂化反应，在较高转化率条件下，其加氢裂化产物总液体收率最高，轻石脑油收率最低，重石脑油收率最高，重石脑油芳烃潜含量和柴油十六烷值均较高。

通过挤压成型法制备了一系列蜂窝状V₂O₅-MoO₃/TiO₂催化剂。研究了钒、钼负载量对催化剂脱硝活性的影响，测试了催化剂抗硫和抗碱金属钠中毒的性能。采用X射线衍射、N₂吸附-脱附、扫描电子显微镜等表征手段，对新鲜催化剂和钠中毒催化剂的物理和化学性质进行分析。结果表明：当钒负载量（w）为1.5％～2.5％时，催化剂的脱硝性能随钒负载量的增加而提高；当钒负载量（w）为1.5%、钼负载量（w）为4.0％时，催化剂的脱硝性能最优；SO₂对V₂O₅-MoO₃/TiO₂催化剂的中毒作用是可逆的，可以通过热处理来恢复；当Na₂O负载量（w）为2.0％时，催化剂失活严重，这主要是由于钠盐在催化剂表面附聚而形成不规则的白色颗粒，覆盖了活性位点，导致催化剂的表面积减小，氧化还原性变差。同时，Na掺杂会影响催化剂中元素的化学状态和表面组成，降低V⁵⁺与化学吸附的O_α的比例。

RG系列保护剂级配体系在中海油惠州石化有限公司蜡油加氢裂化装置上成功进行了工业应用。一年以上的运行情况表明：RG系列保护剂级配在高酸、环烷基蜡油加氢裂化装置中能够很好地起到脱除杂质并容纳杂质的作用，有效延缓了保护剂床层压差、反应器总压差的上升；同时，RG系列保护剂级配还具有一定的精制活性，分担了一部分第二床层精制剂的脱硫、脱氮作用，具有原进口保护剂体系的相关功能。该级配体系可替代原进口保护剂，实现国产保护剂与进口主催化剂的组合应用。

气相色谱与硫化学发光检测器的组合（GC-SCD）可用于检测烃液中的硫化物。然而在配置PONA色谱柱的GC-FID-SCD仪器上测定二异丁烯工业品中的硫化物时，发现二异丁烯对部分硫化物的色谱测定存在严重的溶剂效应，使色谱峰无法识别。详细研究了二异丁烯进样量对石化产品中可能存在的硫醚、二硫化物及噻吩等色谱峰性质的影响；以样品稀释-外推法预测无二异丁烯影响时硫化物保留时间，再以标样加入法获得确认。研究结果显示：在二异丁烯主要组分附近出峰的硫化物受影响较大；二乙基硫醚提前0.041 min出峰且峰宽增加2倍，甲基叔丁基硫醚的保留时间延后0.443 min且峰宽增加9倍以上，二甲基二硫的出峰时间延后0.377 min且峰宽增加1倍，甲基仲丁基硫醚延后0.179 min出峰；对远离溶剂出峰的硫化物影响较小。采用稀释-外推为主的方法识别出二异丁烯工业样品中的硫化物，主要是甲基叔丁基硫醚、乙基叔丁基硫醚、二叔丁基硫醚、二叔丁基二硫等含有异丁基的硫醚或二硫化物。

采用柱层析法将减压蜡油（VGO）分离为饱和分、芳香分和胶质，然后用电喷雾电离源（ESI）离子淌度-飞行时间质谱（IMS-TOF MS）对其芳香分与胶质中的碱性氮化物进行了表征，对不同来源的VGO中碱性氮化物的结构差异进行了分析。结果表明：对于不同来源的VGO样品，即使碱性氮化物不饱和程度接近，其芳环的连接方式也存在明显差异；而对于同一样品的芳香分和胶质，则存在碳数相近，但胶质中等效双键数稍低的现象。以核磁共振波谱仪异核单量子相干试验和加氢脱氮反应评价作为辅证，进一步推测了VGO中碱性氮化物的芳环侧链长度与其脱除难度之间的关联。将柱层析分离技术与ESI IMS-TOF MS联用，可以解决高蜡含量样品难以溶解的问题，并减弱强极性组分的离子化抑制作用，得到比直接进样更为全面的质谱信息。

应用Aspen HYSYS软件对中国石化洛阳分公司700 kt/a连续催化重整（简称重整）装置进行流程模拟，得到了与装置实际操作接近的理想模型。通过模型对重整预加氢分馏塔C101操作参数、重整生成油换热流程进行优化，并模拟反应温度对重整汽油辛烷值桶、芳烃收率、纯氢收率等产品指标及积碳速率的影响。结果表明：优化后重整进料中C5组分的质量分数由优化前的3.06%降至2.40%，C101塔底再沸炉瓦斯耗量减少94 m³/h；优化重整生成油换热流程后，重整脱戊烷油热供芳烃温度由70℃提高至95℃，下游芳烃装置3.5MPa蒸汽耗量降低2t/h，重整生成油脱戊烷塔塔底再沸炉瓦斯耗量减少20 m³/h，C101塔顶两台空气冷却器停运，节电248kW.h；结合装置烧焦能力，确定了重整装置适宜的反应温度为520℃。通过上述优化措施，连续重整装置效益可增加 1 358万元/a。

通过分析某煤柴油加氢装置高压换热器（E-104）管束失效案例，初步判断系统存在铵盐垢下腐蚀风险。建立了反应流出物系统的仿真模型，由此分别计算失效换热器管程、壳程发生铵盐结晶的风险，结果表明：所研究系统中不存在NH₄HS结晶风险；系统铵盐结晶温度随腐蚀性元素含量的提高稍有提高；在原工况、新工况下，热高压分离气系统的NH₄Cl结晶温度分别为177℃和181℃，冷低压分离油系统的NH₄Cl结晶温度分别为178℃和182℃，在原工况操作条件下，E-104的管、壳程均存在NH₄Cl结晶的风险。通过正交试验确定各因素对NCl结晶温度的影响程度由高到低的顺序为：Cl元素含量＞N元素含量＞系统气相流量＞系统操作压力，并进一步得到NH4Cl结晶温度随Cl、N含量的变化规律，利用此规律进行预测将大大提高对NH4Cl结晶温度的预测效率。

针对中国石化海南炼油化工有限公司重油催化裂化烟气脱硫脱硝装置外排废水COD（化学需氧量）超标的问题，通过分析补充新鲜水COD、综合塔补水量、余热锅炉出口烟气中SO₂浓度、燃料气中C₅+组分浓度、余热锅炉操作条件、废水氧化时间等因素，并采用重整轻汽油加入浆液中试验考察其对亚硫酸盐和亚硫酸氢盐氧化反应的影响。通过综合判断，认为烟气中SO₂浓度严重超设计值以及废水中C₅+烃类对亚硫酸盐和亚硫酸氢盐氧化的抑制是导致废水COD高的原因。根据分析结果，采取降低加工原油中阿曼原油比例或调整渣油加氢装置反应深度,以降低催化裂化原料硫质量分数至0.4%以下，并控制燃料气中C₅+组分体积分数不大于0.5%等措施，确保废水COD稳定达标排放。

采用无机膜对电脱盐污水进行处理，考察了操作参数对膜通量的影响，并进行了清洗再生试验。结果表明：在温度、压力、流速等最佳操作条件下，经无机膜过滤处理后电脱盐污水中COD去除率为74.77%，悬浮物去除率高达91.67%，油的去除率为84.42%，氨氮和挥发酚含量均下降，净化效果明显；随着过滤时间的延长，无机膜的膜通量有所下降，经RYT-02清洗剂清洗后，膜通量恢复率高达97.3%。