加氫裝置的案例
從反應流程、反應器、換熱器和加熱爐，看懂加氫裝置大型化發展趨勢
導 讀
1966年國內投產的首套加氫裂化裝置規模僅0.40Mt/a，1982年~1990年引進國外技術、國外企業總承包的4套大型化加氫裂化裝置最大規模1.20Mt/a，1993年投產的首套國產化現代加氫裂化裝置最大規模0.80Mt/a，受鐵路運輸限制，需要把一臺反應器拆分成兩部分來運輸。
2014年6月國務院提出重點建設七大石化基地，多個千萬噸以上大型化煉油企業向沿海七大石化基地聚集，將國內多年在催化劑、工程研發、工程設計、設備制造、新材料、設備運輸、施工機具等技術進步的成果在各類大型化加氫裝置應用。
下面老姜帶大家看看加氫裝置大型化的發展歷程
下表列出了不同年代投產的最大加氫裂化裝置的情況。
從上表可以看出，加氫裂化裝置大型化需要多系列才能實施；隨著技術進步，單系列加氫裂化裝置規模在逐步擴大；可采用不同流程實現加氫裂化裝置大型化；大型化加氫裂化技術的專利商集中在CLG，Shell和Axens；2018年前投產的最大規模加氫裂化裝置均在國外；2019年世界最大規模加氫裂化裝置將在中國投產。
下表列出了不同年代投產的最大規模渣油加氫裝置的情況。
從上表可以看出，渣油加氫裝置大型化也需要多系列才能實施；隨著技術進步，單系列渣油加氫裝置規模也在不斷擴大；大型化渣油加氫技術的專利商集中在CLG，UOP和Axens；2018年前投產的最大規模渣油加氫裝置均在國外；2019年世界最大規模渣油加氫裝置將在中國投產；2020年投產的世界最大規模渣油加氫裝置又將被國外公司超越。
下表列出了不同年代投產的最大加氫處理裝置的情況。
展開 加氫裂化裝置高壓換熱器選型分析
如4.1中提到的2.0Mt/a柴油加氫裂化裝置，實現了1臺纏繞管式換熱器對多臺螺紋鎖緊環式換熱器的替代，粗略計算，此換熱流程局部的管道及管件的成本及施工費用減少了70%。對于大型加氫裂化裝置，管道壁厚更大，其應力也更大，管線路由復雜，管道材料及施工費用的差別更加明顯。
渣油加氫裝置關鍵設備控制方案，加氫人必讀！
編 輯 | 化工活動家
來 源 | 石油化工自動化 中石油華東設計院
作 者 | 周曉龍等
關鍵詞 | 渣油加氫 關鍵設備 控制方案
共 3686 字 | 建議閱讀時間 16 分鐘
導 讀
渣油加氫裝置具有臨氫、高壓、高溫、高 H2S腐蝕的特點，由反應部分（包括氫氣壓縮機和循環氫脫硫設施）、分餾部分、干氣脫硫部分、低分氣脫硫部分和公用工程部分等組成。
渣油加氫裝置的主要產品是加氫渣油，副產少量粗石腦油、脫硫干氣及脫硫低分氣。加氫渣油送至催化裂化裝置，粗石腦油送至常減壓裝置，脫硫干氣送至燃料氣管網，脫硫低分氣送至PSA裝置。
某渣油加氫裝置項目原料為減壓渣油、焦化蠟油等，核心反應系統操作壓力達到20MPa，操作溫度達到397℃，設置有熱高壓分離器、反應器、新氫壓縮機、循環氫壓縮機以及反應進料加熱爐等關鍵設備。
關鍵設備工藝特點與控制要求
渣油加氫裝置的關鍵設備的工藝特點與控制要求介紹如下：
1）熱高壓分離器液位控制。熱高壓分離器是高壓反應部分與低壓分餾部分的分界設備，熱高壓分離器液位測量介質為渣油，黏度高，難以測量。為避免熱高壓分離器液位減空，導致高壓氣體竄入低壓設備，需嚴格控制熱高壓分離器液位，因此熱高壓分離器等高壓容器的液位監控成為了裝置安全、穩定運行的關鍵。熱高壓分離器液位通過控制熱高分至熱低分管道控制閥而實現，液位控制閥不僅靜壓高，而且前后壓差大。
2）新氫壓縮機級間壓力遞推控制。系統反應壓力由新氫壓縮機補充新氫維持，由于渣油加氫系統壓力較高，新氫壓縮機采用多級往復式壓縮機。
展開 柴油加氫精制裝置的擴能升級技術改造
結 論
北方華錦集團煉化分公司1號柴油加氫裝置引入北瀝柴油組分，裝置擴能為230×104t/a，為生產國Ⅵ標準柴油，主要改造如下：
①增加一臺加氫反應器，優化反應流程后，柴油加氫裝置規模擴大至230×104t/a，產品升級，可以生產滿足國Ⅵ標準的柴油調和組分；
②采用熱高分+冷高分工藝流程，回收部分余熱，降低能耗；
③改造后裝置能耗低于改造前能耗及《煉油單位產品能源消耗限額》的相關要求。改造方案最大限度地節省投資、減少占地，在現有裝置范圍內完成了擴能升級技術改造。
漲知識│加氫裝置反應進料泵流量偏低與軸位移偏大有何關聯性？
編 輯 | 化工活動家
來 源 | 石油化工設備技術、上海石化
作 者 | 董飚 王遠光
關鍵詞 | 加氫裝置 進料泵流量低 軸位移偏大
共 3121 字 | 建議閱讀時間 13 分鐘
導 讀
上海石化390×10ˇ4t/a渣油加氫裝置是該公司煉油改造工程中的主體裝置，采用中國石化工程建設有限公司開發的固定床渣油加氫技術。為了提高渣油加氫裝置的脫雜質率，選擇石科院開發的脫硫催化劑RMS-30、脫金屬催化劑RMS-35等新一代RHT系列渣油加氫催化劑。裝置的反應部分設置A、B兩個獨立的系列，每個系列的流程都是：濾后渣油原料經反應進料泵升壓后，與循環氫、新氫的混合氫混合；混氫油先后與熱高分氣、反應產物換熱后，進入反應進料加熱爐加熱，再進入加氫反應器，在催化劑的作用下，進行加氫反應；反應產物進入熱高分分離器。兩個系列都有獨立的反應進料泵、循環氫壓縮機、反應進料加熱爐、加氫反應器、熱高分分離器、熱低分分離器，也都設置了液力透平，回收從熱高分分離器到熱低分分離器的能量，用于驅動反應進料泵。兩個系列可以實現單開單停。
反應進料泵是渣油加氫裝置的核心設備，是保證裝置長期安全生產的關鍵。兩個系列的反應進料泵位號分別為P-1102A、P-1802，共用1臺備泵P-1102B。3臺泵均為德國蘇爾壽公司制造的BB5型雙層殼體泵，型號為GSG150-360/6+6。其操作條件如下：介質為渣油，流量300m3/h，入口壓力0.6MPa（表），出口壓力19.95MPa（表），揚程2342m，操作溫度255℃，軸功率2339kW。
展開 從本質設計上解讀加氫裝置緊急泄壓系統
編 輯 | 化工活動家
來 源 | 石油化工自動化 中
石化
廣州
工程公司
作 者 | 皮宇
關鍵詞 | 加氫裝置 緊急泄壓系統 設計
共 3457 字 | 建議閱讀時間 14 分鐘
導 讀
高壓加氫裝置如果超壓，可能導致易燃閃爆的氫氣介質大規模泄漏，造成巨大的財產損失及人員傷亡，因此緊急泄壓系統的合理設計顯得尤為重要。
國內目前還沒有相關該場合有針對性的標準或規定，今天的文章結合幾個項目的做法，給出加氫裝置緊急泄壓系統完整的設計理念，供同行參考。
1
安全完整性等級要求
作者本人負責設計的項目中，因為觸發緊急泄壓閥聯鎖為人工行為，未做安全完整性等級（SIL）定級，建議如果能做SIL定級，宜按照SIL等級來驗證設計更合理。例如：如果緊急泄壓閥定級為SIL1，就容易驗證泄壓閥的配置包括電磁閥設計的合理性。
2
高速泄壓閥功能設計
如果工藝設置了高速泄壓閥，其全行程動作時間除滿足工藝要求外，不得超過20s。根據APIRP553規定，該閥需在輔操臺設計緊急泄壓硬按鈕及1個單獨的復位硬按鈕，同時輔操臺需要設計全開及全關閥位指示燈，在現場安全位置（閥門15m以外，最好在防火分區外）還需設置1個緊急泄壓操作盤，盤上設就地緊急泄壓按鈕及閥全開及全關閥位指示燈。
因為高速泄壓閥泄壓速度快，所以該閥一般不推薦配置部分行程測試功能。
展開 浙江石化4.0Mt/a蠟油加氫裂化裝置開工標定
編 輯 | 化工活動家
來 源 | 浙石化 煉油技術與工程
作 者 | 郭振剛
關鍵詞 | 蠟油加氫 開工 標定
共 2386 字 | 建議閱讀時間 10 分鐘
裝置概況
浙江石油化工有限公司4.0Mt/a蠟油加氫裂化裝置(含C5正異構分離單元)為40Mt/a煉化一體化項目一期工程蠟油餾分處理的核心裝置，采用單段串聯一次通過工藝流程，由反應部分、分餾部分、低分氣脫硫部分、脫異戊烷部分和公用工程部分組成。采用UOP工藝包，由中石化洛陽工程有限公司設計，中石化第十建設有限公司承建。加工原料來自1號常減壓重蠟油、2號常減壓輕蠟油、焦化輕蠟油。反應部分采用爐前混氫、熱高壓分離(高分)工藝流程，設置循環氫脫硫和低分氣脫硫。裝置流程示意見圖1。
裝置開工過程
2019年9月27日引生產水進行管線沖洗，10月18日高壓蒸汽打靶合格，11月14日建立石腦油系統水聯運，11月17日建立分餾系統水聯運，11月30日加熱爐烘爐和反應系統熱態考核結束，12月12日催化劑裝填完成，12月22日氫氣全壓氣密完成，12月31日催化劑硫化鈍化完成，逐步切換新鮮蠟油進料。
01
催化劑裝填
蠟油加氫裂化裝置由加氫精制反應器R1001和裂化反應器R1002組成。
展開 加氫裝置高壓換熱器開裂原因分析及預防和解決對策
建議措施
1
加強原料控制
（1）建立加氫裂化裝置原料油總Cl分析平臺，包括分析設備和方法。加強原料總Cl分析監測，健全高低壓分離器脫除水分析項目，加強對重整氫的HCl含量分析。
（2）根據原料中Cl、N含量的分析數據，對原料進行適當摻煉，確保Cl、N含量不超出裝置設防值。
（3）提升連續重整裝置重整氫脫Cl效果，可有效降低包括加氫裂化在內的所有使用重整氫裝置的Cl腐蝕和結鹽風險。
2
優化工藝控制措施
（1）對運行狀況進行監測，及時調整注水。發現壓降較大時，及進在E106A前進行注水，對析出的氯化銨鹽進行沖洗，緩解NH4Cl對管束的堵塞和腐蝕。
（2）對工藝注水設施進行優化。對E106A注水系統進行核算，確保能夠提供足夠的注水量，并保證注水量的25%為液態水；在注水點后果安裝混合器，確保注水的水能夠均勻混合。注水時應采用專用注水噴頭，避免對主管線造成沖刷腐蝕，使管線局部腐蝕減薄。
（3）對結鹽溫度進行計算與控制。根據原料中Cl和N的含量對結鹽溫度進行及時核算，并把結鹽溫度接入DCS，控制換熱器出口溫度高于結鹽溫度15℃以上，避免該換熱器發生結鹽。
3
合理選材
根據SH/T3096-2012《高硫原油加工裝置設備和管道設計選材導則》，建議將管束材質升級為825合金或者15CrMo，避免出現奧氏體不銹鋼應力腐蝕開裂現象。
4
加強檢驗檢測
加強裝置檢修期間的設備腐蝕檢測。在裝置檢修時，應采用內窺鏡檢測、滲透檢測、渦流檢測等方式對高壓換熱器反應流出物側的管板和管束內部進行重點檢測，確保腐蝕缺陷能及時被發現并得到有效控制。
展開 加氫裝置高壓換熱器開裂原因分析及預防和解決對策
編 輯 | 化工活動家
來 源 | 石油化工設備技術、沈陽中科韋爾
作 者 | 劉殿如等
關鍵詞 | 加氫裝置 高壓換熱器 開裂
共 3359 字 | 建議閱讀時間 15 分鐘
導 讀
某煉油廠加氫裂化裝置原料油主要是常減壓直餾蠟油，可以摻煉部分焦化蠟油抽余油和外購蠟油。氫氣由制氫裝置及氫氣提純裝置提供。
2018年7月17日，因脫丁烷塔安全閥啟跳，無法復位，且脫丁烷塔頂干氣含氫氣78%，因此確認高壓換熱器出現內漏，裝置開始停工檢修。經打壓試漏發現，高壓換熱器反應餾出物/低分油換熱器（E106A）管束出現泄漏。
工藝概況
高壓換熱器E101、E102、E103、E104A/B、E105、E106A/B串聯連接，反應產物自E106A上半管程流入，流入溫度為230℃，從E106B下半管程流出，流出溫度為160℃。殼程為低分油，逆向進行換熱，E106B殼程進口溫度為50℃，E106A殼程出口溫度為198℃。換熱網絡見圖1。
E106A管程操作壓力為16.41MPa，殼程操作壓力為1.90MPa，操作壓差為14.51MPa。
為防止高壓換熱器銨鹽析出，在E105（反應流出物/循環氫換熱器）前、E106前、A101（空氣冷卻器）前設置注水點，當反應產物流經換熱器后換熱效率下降或者壓降過大時，通過采用E106A前臨時注水的方式對析出的NH4Cl進行沖洗，緩解壓降并改善換熱效率。注水方式均采用一股水直接注入系統的方式。
E106A為U形管式換熱器，雙管程、單殼程。
展開 煉化一體化形勢下原油順序加工的生產運行對策
大檢修后1號催化裂化裝置規模擴大至1.8Mt/a，2號催化裂化裝置規模擴大至1.6Mt/a(主反應器)，兩套催化裂化裝置再生器的取熱能力增大，摻渣能力大幅提高，摻煉低硫減壓渣油平均60t/h以上；高硫、低硫原油加工時間基本是“4天高硫+4天低硫”或“5天高硫+4天低硫”模式。
原油順序加工期間存在的問題及對策
01
高硫原油加工時硫含量受限
①原因分析
洛陽石化氫氣來源主要為重整裝置、富氫氣體回收PSA(變壓吸附裝置)、芳烴PSA，以及外購氫氣；主要用于各臨氫裝置使用，其中蠟油加氫裝置、柴油加氫裝置(直餾柴油)、催化裂化柴油加氫裝置(催化柴油)耗氫量較大；檢修前后高硫原油加工期間全廠氫氣平衡見下表。
可以看出，重整裝置、富氫氣體回收PSA和芳烴PSA裝置產氫較為恒定，主要變化在外購氫氣量。高硫原油加工期間，經常出現外購氫氣供給不足，最低時1.4t/h，約15700m3/h；由于氫氣不足，造成柴油加氫裝置降低催化柴油摻煉量，精制柴油十六烷值富裕度較大，罐區催化柴油漲庫；蠟油加氫裝置要低負荷運行，大量減壓高硫蠟油要外甩罐區，在高硫蠟油罐容受限后，要下調東部進口高硫原油加工量，混合原油硫含量受限。
②采取對策
(1)停運催化柴油加氫裝置。目前催化柴油加氫裝置主要用來平衡氫氣，由于在高硫加工期間，催化柴油加氫裝置切斷新鮮進料，全部循環仍然耗氫2000~3000m3/h。催化柴油加氫裝置停運后，柴油加氫裝置可以多消耗催化柴油，降低精制柴油十六烷值富裕度。
展開 煉廠氫氣網絡系統集成與優化
某煉廠氫氣系統現狀
某煉化公司氫氣系統主要由供氫單元、耗氫單元、氫回收單元及氫氣管網構成：
供氫單元包括1號天然氣制氫裝置(1號裝置)、2號天然氣制氫裝置(2號裝置)、1.2Mt/a連續重整裝置及外購氫；
耗氫單元包括1.0Mt/a柴油加氫裝置、600kt/a航煤(噴氣燃料)加氫裝置、2.6Mt/a柴油加氫裝置、1.5Mt/a渣油加氫裝置、1.8Mt/a蠟油加氫裝置、1.5Mt/aSZorb裝置、硫磺回收裝置及聚丙烯裝置；
氫回收單元包括1套變壓吸附提濃裝置(簡稱PSA)；
氫氣管網為2.0MPa氫管網及1.0MPa氫管網。氫氣平衡見下表。
由上表可以看出，全廠氫氣需求量74050m3/h，其中需要外購氫20000m3/h才能滿足氫氣供需平衡。
耗氫裝置用氫情況如下表所示。
1.0Mt/a柴油加氫裝置、航煤加氫及蠟油加氫裝置氫油比、循環氫純度等均高于控制指標，存在節氫、節能優化潛力；
2.6Mt/a柴油加氫裝置反應器入口氫純度小于要求指標。從確保裝置長周期運轉、產品質量角度來看，該裝置存在優化空間；
從延長催化劑運轉周期、高分外排氫梯級利用角度來看，渣油加氫裝置還存在優化節氫、確保裝置長周期運轉的潛力。排氫流股信息見下表。
從上表可以看出，煉油廠排放至燃料氣(瓦斯)系統的含氫流股中含有大量氫氣資源；催化裂化(FCC)干氣氫含量相對較低，但總量大；輕烴回收裝置脫硫后干氣、加氫裝置排放氣、PSA解吸氣的氫體積分數均超過50%。
展開 
加氫裝置設備腐蝕類型
【腐蝕部位】高溫H2＋H2S腐蝕部位主要發生在混氫以后的反應系統設備上如：加氫反應器、反應流出物高壓換熱器、反應爐爐管、熱高分及相應的工藝管線。腐蝕形態為H2S對鋼的化學腐蝕，表現為均勻腐蝕、氫脆和氫腐蝕。
【腐蝕因素】在加氫過程中，氫也是造成設備腐蝕的一個因素。它不僅能直接腐蝕金屬，還對高溫H2S起一種促進作用。影響因素有：
■濃度：H2S濃度在1％（體積）以下時，隨著濃度的增加而增加，腐蝕速率急劇增加，當濃度超過1％（體積）時腐蝕速率基本不變。
■溫度：在315－480℃時，隨著溫度增加，腐蝕率相應增加，而且，溫度每增加50℃，腐蝕速率大約增加2倍。
■時間：腐蝕率隨著時間的增長而下降，一般裝置開工5000h內，腐蝕速率最高。在以后時間內腐蝕速率減小2-10倍。
■壓力：在高溫H2S+H2腐蝕中，壓力高低對腐蝕速率沒有影響，而在單純高溫氫氣中，壓力對腐蝕有很大影響。
【防護措施】高溫H2S+H2引起的是均勻腐蝕。要嚴格按照Couper曲線估算材料的腐蝕速率，合理設計選材。一般在250℃以下時，可以選用碳鋼；溫度超過250℃使用鉻鉬鋼（僅有H2存在）及或奧氏體不銹鋼(抗H2+H2S腐蝕)
3、連多硫酸腐蝕
【腐蝕部位】奧氏體不銹鋼設備（如反應器堆焊層、爐管、奧氏體不銹鋼空冷、換熱器等）。
【防護措施】選用超低碳或穩定型的奧氏體不銹鋼；制造上要盡量消除或減輕由于冷加工和焊接引起的殘余應力，并注意加工成不形成應力集中或應力集中盡可能小的結構；氮氣保護，保持設備溫度在150℃左右，中和清洗。
4、Cr-Mo鋼的回火脆性
【定義】在325~575℃溫度范圍內長時間保持或從此溫度范圍緩慢地冷卻時，其材料的破壞韌性就引起劣化的現象。
展開 云南石化│渣油加氫裝置加熱爐優化調整及改造
編 輯 | 化工活動家
來 源 | 云南石化、煉油技術與工程
作 者 | 郭強等
關鍵詞 | 渣油加氫 加熱爐 優化調整改造
共 2524 字 | 建議閱讀時間 12 分鐘
導 讀
中石油云南石化渣油加氫裝置共有3臺加熱爐，分別為I/II系列反應加熱爐F-0101-I/II(設計熱負荷12.21MW)和分餾加熱爐F-0301(設計熱負荷22.49MW)，共用煙氣余熱回收系統。加熱爐運行中主要存在以下的問題：
一是加熱爐煙道氣實際檢測CO和氧含量、爐膛負壓偏大，DCS顯示值偏小，實際調節裕度偏小；
二是加熱爐火嘴燃燒情況不好，存在偏燒、火焰發飄、熄滅的現象；
三是煙道排煙溫度偏高，配風溫度較低，造成加熱爐熱效率不高；
四是余熱回收系統爐管腐蝕嚴重，影響煙道系統平穩運行。
針對上述問題，利用裝置停工檢修期間，對余熱回收爐爐管進行檢修改造，提高余熱回收系統穩定性和加熱爐熱效率。
加熱爐優化調整
01
儀表維修調校
根據實際檢測的CO含量、氧含量、爐膛負壓數據，校驗相關儀表，對比DCS顯示值，進行偏差修正。根據準確的CO含量、氧含量、負壓值進行優化調節，將氧體積分數控制在0.5%~2.0%，CO質量分數不大于50μg/g，爐膛負壓控制在-20~-40Pa。
展開 茂名石化乙烯裝置脫丁烷塔堵塞原因分析及對策
編 輯 | 化工活動家
來 源 | 乙烯工業 茂名石化
作 者 | 劉茂等
關鍵詞 | 乙烯裝置 脫丁烷塔 堵塞
共 3345 字 | 建議閱讀時間 13 分鐘
流程簡介
01
2號乙烯裝置脫丁烷塔流程
裂解氣經裂解氣壓縮機四段壓縮后，依次進入高/低壓雙塔脫丙烷系統，分離出的碳四及以上重組分物料進入脫丁烷塔，經過脫丁烷塔分離后，塔頂物料進入冷凝器液化后，一部分作為回流返回至塔頂，其余作為產品采出。塔底分離出粗裂解汽油作為2號裂解汽油加氫裝置進料。脫丁烷塔流程如圖1所示。
02
2號裂解汽油加氫裝置流程
2號裂解汽油加氫裝置采用四塔兩反流程，即前脫碳五塔系統、脫碳九塔系統、一段加氫反應系統、二段加氫反應系統和穩定塔系統。因碳五、碳九加氫后經濟效益較低，所以現在普遍采用中心餾分加氫的方法，即碳六至碳八組分加氫。裝置脫丁烷塔塔釜來的粗裂解汽油分別經前脫碳五塔和脫碳九塔脫除碳五和碳九，剩余碳六至碳八中心餾分經過兩段加氫反應后進入穩定塔脫硫脫氮，得到穩定產品混合芳烴。在碳五不加氫的工況下，物料不進入后脫戊烷塔，因此將后脫戊烷塔作為前脫戊烷塔的備用塔，一般情況下不進行生產投用。2號裂解汽油加氫流程如圖2所示。
展開 全球首套千噸級二氧化碳加氫制汽油裝置開車成功
二氧化碳加氫制汽油中試技術的研發歷程
PART01
實際上這項技術并不是最近才在研究，由大連化物所碳資源小分子與氫能利用創新特區研究組孫劍、葛慶杰和位健等人組成的研究團隊于2017年開發了二氧化碳加氫制汽油技術，研究成果發表在《自然-通訊》（Nature Communications）上，并被《自然》（Nature）雜志選為研究亮點。
該技術歷經實驗室小試、百克級單管評價試驗、催化劑噸級放大制備、中試工藝包設計等過程，于2020年在山東鄒城工業園區建設完成了千噸級中試裝置。裝置累計完成各項投資四千余萬元，并陸續實現了投料試車、正式運行以及工業側線數據優化，于2021年10月正式通過了由中國石油和化學工業聯合會組織的連續72小時現場考核。
該技術可實現二氧化碳和氫的轉化率達到95%，汽油在所有含碳產物中的選擇性優于85%，顯著降低了原料氫和二氧化碳的單耗，整體工藝能耗較低，生成的汽油產品環保清潔，經第三方檢測，辛烷值超過90，餾程和組成均符合國VI標準。目前已形成具有自主知識產權的二氧化碳加氫制汽油生產成套技術，為后續萬噸級工業裝置的運行提供了有力支撐。
該工作得到了中國科學院 “變革性潔凈能源關鍵技術與示范”A類先導專項、國家自然科學基金、興遼英才等項目資助。
而大連化物所解決二氧化碳和氫轉化成汽油的技術難題主要是靠一種特殊的催化劑。
大連物化所設計出Na-Fe3O4/HZSM-5多功能復合催化劑
用CO2作為原料生產汽油是一種潛在的替代化石燃料的清潔能源策略，但CO2的活化與選擇性轉化是個難題。
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