为了探究调变载体表面性质对钴钼催化剂加氢脱硫选择性的影响，分别以3种不同氧化铝为载体制备了相应的催化剂。钼平衡吸附试验、X射线衍射、扫描电子显微镜、N₂吸附-脱附、红外光谱、X射线光电子能谱和透射电子显微镜等表征结果发现，3种氧化铝载体的比表面积、孔体积以及孔径分布具有较大差异，这主要是由其微观晶粒的大小、晶粒的形状以及晶粒之间堆积方式的不同所导致。不同氧化铝表面性质的差异可以通过钼平衡吸附量来进行对比。采用钼平衡吸附量较低的氧化铝为载体制备的钴钼催化剂因其金属-载体相互作用较弱，更有利于促进金属物种的硫化，从而形成更多的、尺寸较大的Co-Mo-S活性相片晶，因此表现出更高的加氢脱硫选择性。

以十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）为模板剂合成大孔径氧化铝粉，并由之制备氧化铝载体。同时，以普通氧化铝粉中添加石墨为模板剂（简称石墨模板剂）制备大孔径氧化铝载体和以单独的普通氧化铝粉制备载体（简称普通氧化铝载体）。将这3种载体及由其制备的Mo-Co型加氢处理催化剂进行表征分析和活性评价对比试验。通过BET比表面积测试、扫描电子显微镜（SEM）和NH3程序升温脱附（NH3-TPD）等手段表征发现，采用CTAB模板剂和石墨模板剂均可制备成孔径和孔体积高于普通氧化铝载体的大孔径氧化铝载体，但由石墨模板剂制备的载体表面羟基和酸量低于由CTAB模板剂制备的载体和普通氧化铝载体。对以这3种载体制备的催化剂进行硫化，并进行对比分析和活性评价试验，结果表明，采用CTAB模板剂制备的载体所制催化剂的硫化度最高，多层活性相晶片数目也最多，加氢脱硫活性最好。

富含长链正构烷烃的石蜡基减四线VGO是生产重质高品质API III 类润滑油基础油的优质原料。然而过高的蜡含量在提高基础油黏度指数的同时，也造成了基础油产品浊点的升高。针对这一技术问题，中国石油石油化工研究院从分子筛形貌控制、催化剂制备技术入手，开发出了新一代低浊点润滑油加氢异构催化剂PHI-01，解决了重质基础油因黏度指数升高而带来的浊点与收率的平衡问题。该催化剂在中国石油大庆炼化分公司200 kt/a 润滑油加氢异构装置的工业应用结果表明，加工大庆减四线加氢精制油时，液体收率为96%，10 cSt基础油产品收率为68.1%，其浊点为－7 ℃，达到低于－5 ℃的指标要求。

对多种分子筛的脱氯效果进行了对比和筛选，结果表明NaY分子筛具有良好的脱氯性能。以NaY分子筛原粉为活性组分，采用混捏法制备NaY分子筛吸附剂，并以烷基化油为原料，详细考察了NaY分子筛吸附剂的制备条件对吸附剂脱氯性能的影响。试验结果表明，在NaY分子筛原粉/黏结剂质量比为 2.0、焙烧温度为 400 ℃、焙烧时间为3 h的条件下，所制备的NaY分子筛吸附剂在吸附温度为 25 ℃、体积空速为1.0 h^-1的优化条件下穿透氯容可达 3.11%，且具有良好的重复利用性。

费-托合成催化剂CNFT-1的工业试验在4 Mt/a煤制油装置的两个系列费-托合成反应器中分两个阶段进行，第一阶段为逐步替换原有催化剂的工业试验，最终置换率超过了95%，结果表明：催化剂CNFT-1性能满足工业生产要求。第二阶段基于工业替换试验数据，采用浆态床费-托合成反应器模拟软件，对采用100%催化剂CNFT-1运行的工艺条件进行优化，指导工业试验。在最优条件，即新鲜气负荷102.34%、催化剂藏量69.3 t、有效新鲜气空速5112 m³/(h.t)、温度273 ℃、压力2.81 MPa、循环比2.4、脱碳比0.156、新鲜气H₂/CO体积比1.66下，CO总转化率为97.4%，CO₂选择性为18.8%，CH₄选择性为2.0%，有效气耗为5630 m³/t。

采用碳-硫元素分析、X射线荧光光谱、X射线衍射光谱、扫描电镜以及热重分析等手段对处理后的工业固定床渣油加氢失活催化剂进行表征。结果表明：保护剂、保护-脱金属过渡剂、脱金属剂、脱金属-脱硫过渡剂主要拦截杂质金属，并以NiV₂S₄的形态存在于催化剂中，脱硫剂、降残炭剂积炭更多。沿物流方向，积炭从软炭向硬炭转变，积炭量增加；金属沉积量和分解温度均先增加后降低，在脱金属剂中沉积量最大，沉积物分子结构最复杂；脱金属-脱硫过渡剂和脱金属剂床层出现严重板结；V元素含量先增加后下降，Fe元素含量逐渐下降，Ni和Ca元素含量的分布则相对平均。沿催化剂颗粒横截面，Fe元素主要沉积在外表面；Ni元素分布较为均匀；V在催化剂边缘处存在较多，中心处沉积量较低，在脱金属剂和脱金属-脱硫过渡剂横截面处呈V形分布，在脱硫剂和降残炭剂横截面处呈U形分布，多数分布在催化剂颗粒表面。在分析基础上提出了催化剂改进建议。

为了适应当前市场需求变化，降低柴汽比，增产石脑油，中国石油辽阳石化分公司1.0 Mt/a柴油加氢精制装置改造为1.0 Mt/a柴油加氢改质装置，采用中国石化石油化工科学研究院开发并由中国石油抚顺石化分公司催化剂厂生产的预硫化态的RS-2100精制催化剂和RHC-133B改质催化剂，加工直馏柴油生产收率不低于11%的石脑油和国Ⅵ标准清洁柴油。开工过程中，实现烘炉与催化剂活化有机结合，大大缩短了开工时间，于2019年7月20日一次开车成功，并于2019年9月23—26日对装置进行了标定。工业应用结果表明：以直馏柴油为原料，产品石脑油收率平均可达11.5%以上，芳烃潜含量（w）不低于50%，可作为优质的重整原料；产品柴油十六烷值平均提高3.5以上，多环芳烃质量分数小于3.5%，硫质量分数小于5 μg/g，可作为优质国Ⅵ标准清洁柴油。

开发了以渣油为原料的化工型加氢-催化裂解双向组合技术：以渣油为原料，将催化裂解副产的富含多环芳烃的轻、重循环油掺入到渣油中一起加氢，然后再进行催化裂解，生产低碳烯烃和轻质芳烃等化工原料。加氢后催化裂解轻、重循环油中的多环芳烃可以饱和为环烷环并芳环的分子结构，重新具有了可催化裂解性能，因此催化裂解轻、重循环油在渣油加氢和催化裂解的大循环中可大幅提高低碳烯烃和轻质芳烃的收率。以新鲜渣油进料为基准，双向组合模式中（低碳烯烃+轻质芳烃）收率为55.01%，远高于常规模式中（低碳烯烃+轻质芳烃）收率(42.57%)。

高固含率（r_s）的浆液体系中微细颗粒的高效分离技术是限制浆态床费-托合成技术工业应用的难题之一，将浆态床外环流反应器与膜分离技术在线耦合，基于反应器内独特的流体力学行为和三相分布规律，开发了在线错流过滤技术。以接近真实体系的氮气、柴油和钴催化剂体系为研究对象，系统地研究了浆态床外环流反应器内连续错流过滤规律，考察了表观气速（u_g）、r_s和跨膜压差（ΔP）对分离效果的影响。结果表明：在ΔP为0.45MPa、u_g为0.1m/s、r_s为10%和20%的条件下，滤液稳定渗透通量分别为60 L/(m².h)和17 L/(m².h)，此时滤液中颗粒质量浓度均低于5 mg/L，在此条件下膜过滤器可连续稳定运转至少720 min。对比脉冲式反冲洗工艺和单次连续式反冲洗工艺对恢复滤膜通量的影响，结果表明，脉冲式反冲洗工艺能更好地恢复滤膜通量。

白油加氢专用催化剂RLF-20具有良好的芳烃饱和性能，以中国石化荆门分公司100 kt/a白油加氢装置为例，以中间基减四线蜡油经糠醛精制-加氢处理-酮苯脱蜡得到的基础油为原料油，采用RLF-20催化剂对其进行深度加氢精制处理。结果表明：在氢分压为15.1 MPa、反应温度为236 ℃、体积空速为0.5 h^-1的条件下，所生产的运动黏度（100 ℃）为11.06 mm²/s的白油产品，能够满足国家标准GB 1886.215—2016规定的5号食品级白油的指标要求，并且产品收率高。

以中国海洋石油集团有限公司自产环烷基原油常二线馏分油为原料，考察了加氢脱酸-糠醛精制-液相脱氮和白土补充精制联合工艺各精制阶段对环烷基变压器油中气体含量的影响。结果表明：环烷基原油常二线馏分油经联合工艺精制生产变压器油时，液相脱氮电精制阶段会使变压器油中的氢气、二氧化碳、甲烷、乙烯及乙烷气体含量明显升高；通过调整电精制工艺条件和增设真空过滤装置进一步降低了变压器油产品中的气体含量，所生产的变压器油产品的气体含量均满足电力行业标准的技术要求。

以不同相对分子质量的聚乙二醇（PEG）和NaOH制备PEG-Na试剂，以PEG-400Na试剂和壳聚糖制备壳聚糖-PEG(Na)脱硫材料[CS-PEG(Na)]，向新变压器油中添加腐蚀性硫二苄基二硫醚（DBDS）制备试验用油，考察CS-PEG(Na)对试验用油中腐蚀性硫的脱除效果，得到最佳的反应条件为：CS-PEG(Na)添加量（w）20%，处理温度60 ℃，处理时间2 h。在最佳反应条件下，CS-PEG(Na)对试验用油中的腐蚀性硫几乎完全脱除。CS-PEG(Na)对废变压器油的脱硫效果与PEG-400Na试剂相当。与其他脱硫材料相比，CS-PEG(Na)对废变压器油中腐蚀性硫的脱除效果更好，腐蚀性硫的脱除率达到84.6%，脱硫处理后的废变压器油的电气性能略有下降。

中海油惠州石化有限公司二期项目2.6Mt/a蜡油全液相加氢装置于2017年建成投产。该装置采用杜邦公司的IsoTherming全液相加氢技术设计，是国内首套采用全液相加氢技术的蜡油加氢装置。经过两年多的运转，该装置虽然经历多次开停工，但仍表现出较好的操作便利性和经济性。装置运行2年多后的标定结果表明：对于硫质量分数大于2.7%、氮质量分数大于500 μg/g的沙特中质原油减压蜡油原料，加氢蜡油产品的硫质量分数小于1 000 μg/g、氮质量分数小于 100 μg/g，均满足催化裂化装置对进料的要求；装置标定期间的综合能耗为274.63 MJ/t，不但低于传统滴流床蜡油加氢装置，而且优于装置设计指标；装置整体运行情况达到设计要求。

某公司由0.90 Mt/a 催化裂化汽油加氢脱硫装置改建成的0.40 Mt/a喷气燃料加氢装置于2018年首次开工，一次投料成功。通过调整操作参数，得到了喷气燃料加氢的适宜工艺条件。对装置试运行期间存在的喷气燃料产品腐蚀与闪点无法稳定达标的问题进行了原因分析。通过采取降低汽提塔进料温度和塔顶温度、提高塔顶压力和投用塔底氮气汽提等措施，使产品腐蚀指标不稳定、闪点偏高的问题得到了有效解决。

立管-阀门系统是催化裂化（FCC）装置催化剂颗粒循环回路的下行流动部分。立管输送催化剂操作的复杂性在于立管内催化剂流态的多样性。介绍了工业FCC装置立管-阀门系统的设计方法、立管操作工况以及压降方程。在某1.0 Mt/a FCC装置上，以再生立管为对象，通过测量不同工况时再生立管的轴向压力分布和采集工艺参数的变化，分析立管内气固两相的流动方向、催化剂密度与速度分布。根据气固两相的流动特征将立管分为3个区，分别为负压差脱气段、负压差持气段和正压差窜气段。总结了半管流形成的原因以及阀门窜气对立管压力分布的影响，提出了再生立管结构优化方案。分析结果可为FCC装置立管-阀门系统的设计和操作调整提供理论支持。

为了研究渣油加氢反应过程中沥青质微观结构的动态变化，以克拉玛依常压渣油为原料油，进行了不同反应时间的浆态床加氢裂化反应，分离反应产物中的沥青质，进行沥青质基本性质与生焦率的分析，采用扫描电镜（SEM）、透射电镜（TEM）及X射线衍射（XRD）等分析手段对沥青质进行表征。结果表明：渣油浆态床加氢反应过程中沥青质的微观结构变化可以分为两个阶段，在反应时间短于20 min时，沥青质含量逐渐增大，其表面由光滑变得粗糙，出现立体堆积颗粒，芳香片层堆积趋于有序变化，层数逐渐增多，层间距和烷基侧链间距不断减小；在反应时间长于20 min时，沥青质迅速缩合生焦，含量明显降低，芳香片层堆积趋于无序变化，层数逐渐减少，层间距和烷基侧链间距不断增大。

以己内酰胺为氢键受体、乳酸为氢键供体，合成了乳酸基低共熔溶剂，通过傅里叶变换红外光谱和氢核磁共振波谱分析表征确定了己内酰胺和乳酸间的氢键作用。以二苯并噻吩（DBT）与正辛烷混合得到的模拟油（简称DBT模拟油）为原料，以乳酸基低共熔溶剂为萃取剂和助催化剂、过氧化氢（H₂O₂)为氧化剂、钼酸铵为催化剂进行氧化脱硫试验，考察反应温度、n(H₂O₂)/n(DBT)、钼酸铵加入量、剂油体积比及硫化物类型对模拟油脱硫率的影响，确定最佳反应条件：反应温度为70 ℃，反应时间为100 min，n(H₂O₂)/n(DBT)为6∶1，钼酸铵质量浓度为4 g/L，剂油体积比为1∶10。在最佳反应条件下，DBT模拟油、4,6-二甲基二苯并噻吩模拟油和苯并噻吩模拟油的脱硫率分别为100%，98%，78%。脱硫反应重复进行5次后，乳酸基低共熔溶剂对DBT模拟油的脱硫率仍可达到95%，具有较好的重复使用性能。

从工艺节能、设备节能、装置间联合节能3个角度探讨加氢装置的节能途径。其中，工艺节能途径主要为选用节能型工艺技术和优化工艺流程；设备节能途径主要为设置压缩机气量无级调节系统、液力透平等能量节约/回收设施；装置联合节能途径包括装置间氢气梯级利用、能量传递、热进料和热出料联合等方案。

研究了气体分馏装置的节能优化问题，根据装置实际的工况数据建立PRO/Ⅱ工艺模拟模型，并对操作参数进行灵敏度分析，在此基础上应用线性回归分析法建立装置的多目标优化模型，采用惩罚函数机制与改进的多目标灰狼算法对模型进行求解。优化结果表明，可通过多组操作参数的优化搭配，使气体分馏装置在增加产量与减少丙烯排放的同时降低生产能耗，实现装置的节能优化。此方法为气体分馏过程及其他精馏过程的节能优化设计提供了新的理论依据。 关键词：气体分馏装置 多目标灰狼算法 惩罚函数 动态搜索因子 节能优化

实现污染场地安全高效修复是石化行业发展急需探讨和解决的关键问题。从特征污染物特点、水文地质条件、修复环境效应3个方面分析石化污染场地修复面临的挑战，预测未来石化污染场地地下水修复技术，并提出按照污染程度进行分区修复治理的对策。分析表明，石化污染场地中非水相污染物（NAPL）的疏水性、复合污染物的迁移特征差异、地层的非均质性、地表水-地下水的频繁交互加大了污染精准定位和原位治理修复的难度。研制具有较好迁移性能的高传质、缓释长效修复材料，研发低渗透污染驱替、快速释放的非均质含水层的高效修复技术是未来石化污染场地地下水修复突破的关键。依据污染程度分区修复治理，筛选并集成多技术耦合的原位修复技术，可有效提高石化污染场地修复效果，确保石化场地的安全利用。