脱硫运行管理心得体会

关键词： 新增 吸收塔 装置 脱硫

脱硫运行管理心得体会（通用10篇）

篇1：脱硫运行管理心得体会

燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）

近日，国家发展改革委和国家环保总局联合会下发了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》（以下简称《办法》）。本文由江西金阳钢艺有限公司（专业生产脱硫设备用搪瓷钢）提供。

制定《办法》的目的是贯彻落实国务院节能减排工作部署，加快燃煤机组烟气脱硫设施建设，提高脱硫设施投运率，减少二氧化硫排放。《办法》从脱硫设施建设安装、在线监测、脱硫加价、运行监管、脱硫产业化等方面提出了全面、系统的措施。

《办法》规定，新（扩）建燃煤机组必须按照环保规定同步建设脱硫设施，其上网电量执行国家发展改革委公布的燃煤机组脱硫标杆上网电价；现有燃煤机组应按照国家发展改革委、国家环保总局印发的《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》要求完成脱硫改造，其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱的脱硫加价政策；煤炭平均含硫量大于2％或者低于0.5%的省（区、市），脱硫加价标准可单独制定，具体标准由省级价格主管部门提出方案，报国家发展改革委审批。

《办法》要求，发电企业安装的烟气脱硫设施必须达到环保要求，并安装烟气自动在线监测系统，由省级环保部门和省级电网企业负责实时监测。

《办法》规定，发电企业要保证脱硫设施的正常运行，不得无故停运。脱硫设施投运率达不到要求的，由省级价格主管部门扣减脱硫电价，并向社会公告。

《办法》鼓励新（扩）建燃煤机组建设脱硫设施时不设置烟气旁路通道；鼓励专业化脱硫公司承担污染治理或脱硫设施运营并开展烟气脱硫特许经营试点；规定了对发电企业、电网企业、省级环保部门、价格主管部门违法违纪行为的处罚措施；要求加强对电厂脱硫的监督检查和新闻舆论监督，鼓励群众举报。

据悉，《办法》是国务院《节能减排综合性工作方案》下发后第一个贯彻落实的文件。此前，《办法》曾通过新闻媒体和互联网等渠道广泛征求社会各界意见和建议。《办法》的制定，将为实现“十一五”二氧化硫削减10%的目标发挥重要作用。

篇2：脱硫运行管理心得体会

文 件

鄂环发〔2009〕6号

关于印发《湖北省燃煤发电机组脱硫设施运行管理暂行办法》的通知

各市、州、直管市、林区环保局、经委、财政局、物价局，省电力公司，各有关发电企业：

为进一步强化脱硫运行监管，提高脱硫装置的投运率和脱硫效率，减少二氧化硫排放，促进环境保护，现将《湖北省燃煤发电机组脱硫设施运行管理暂行办法》印发给你们，请遵照执行。

附件：湖北省燃煤发电机组脱硫设施运行管理暂行办法

二〇〇九年八月十一日

主题词：环保 脱硫设施 运行 管理 办法 通知 附件：

《湖北省燃煤发电机组脱硫设施运行管理暂行办法》

第一条 为加强燃煤机组脱硫装置运行监管，提高脱硫装置投运率和脱硫效率，深入开展环保绿色电力调度工作，促进国民经济、社会和环境的和谐发展，根据国家有关法律、法规、规章，结合我省实际，特制定本办法。

第二条 本办法适用于湖北省范围内由省级及以上电网电力调度机构统一调度的燃煤发电机组（简称统调燃煤机组）脱硫设施运行管理。

其它非统调燃煤机组（含热电联产、企业自备发电机组）锅炉脱硫设施运行管理参照本办法有关规定执行。

第三条 建立多部门定期协调机制，以进一步完善火电行业二氧化硫控制监管体系，改进监管方式，提高监管水平。

省环境保护行政主管部门负责燃煤机组脱硫设施运行的日常监管，定期核定和公布燃煤机组脱硫设施投运率、脱硫效率和排污费征收等有关情况；

省财政主管部门负责脱硫电价扣减资金的使用管理；

省电力行政主管部门负责制定环保绿色电力调度方案并监督实施； 省价格主管部门负责审核、扣减燃煤机组脱硫电价款，监督脱硫电价执行情况；

华中电监局负责电力企业和电力调度交易机构的监管；

省电力公司配合省电力行政主管部门制定环保绿色电力调度方案并负责落实，提供湖北电网燃煤机组烟气脱硫在线监测系统主站的监测数据。第四条 所有燃煤机组必须按期完成污染源自动监控系统和烟气脱硫在线监测系统的安装和验收，实时监控脱硫系统的运行情况，并按要求分别与省环境保护行政主管部门和省电力公司联网运行。

第五条 污染源自动监控系统建设前，需按照《湖北省污染源在线自动监测系统建设方案编制规范》编制方案，并报省环境保护行政主管部门审查，通过后方可实施建设。

该系统烟气采样装置必须按要求设置在旁路排放原烟气与净化烟气汇合后的混合烟道部分，确实因客观原因无法规范安装的，应在旁路烟道加装烟气温度和流量采样装置。

第六条 所有脱硫设施必须安装完成分布式控制系统（或集散控制系统，简称DCS系统），DCS系统应按照环保部《关于加强燃煤脱硫设施二氧化硫减排核查核算工作的通知》（环办[2009]8号）有关规定，如实记录各项参数。在旁路烟道加装的烟气温度和流量等参数应记录入DCS系统。DCS系统应提供与烟气脱硫在线监测系统进行数据通信的接口。

第七条 污染源自动监控系统、DCS系统纳入脱硫设施竣工环境保护验收同时进行验收。验收不合格的，不能通过脱硫设施竣工环境保护验收。

第八条 安装脱硫设施的燃煤发电企业，可持国家或省环境保护行政主管部门出具的脱硫设施验收合格文件，报省价格主管部门审核后，自验收合格之日起执行燃煤机组脱硫标杆上网电价或脱硫加价。

省电力公司按照燃煤发电企业实际脱硫上网合格电量支付脱硫电费，不得任意扣减。第九条 安装脱硫设施的发电企业要保证脱硫设施的正常运行，入炉煤硫份不得超过脱硫设施设计煤质要求，严禁开启烟道旁路运行和严禁脱硫设施无故停运。

脱硫设施因改造、更新、维修或喷油助燃需暂停运行而开启旁路的，需按有关规定提前将暂停原因、暂停起止时间等情况报当地市级以上环境保护行政主管部门备案，并及时通知省电力公司。

因脱硫系统事故需紧急停运的，应在事故发生24小时内向当地环境保护行政主管部门报告。对于脱硫设施停运时间超过72小时无法恢复运行的，要主动申请机组停运。

第十条 污染源自动监控系统运行维护单位和发电企业应保证污染源自动监控系统、烟气脱硫在线监测系统数据的正常采集和传输。不得擅自整定有关仪表定值或改变测量数据。

第十一条 污染源自动监控系统和DCS系统要确保能随机调阅各项运行参数及趋势曲线，相关数据至少保存十二个月以上。

第十二条 所有取得脱硫电价的燃煤机组，必须建立生产运行台账，记录脱硫设施主要设备运行和维护情况，并记录烟气连续监测数据、机组负荷（锅炉负荷）、燃料硫份和脱硫剂的用量、厂用电率、脱硫副产物产生量和处置情况、旁路挡板门启停时间、运行事故及处理情况等。

运行台账必须妥善保管，以备核查。各发电企业须指定专人负责，于每月初3个工作日内按指定格式向省环境保护行政主管部门报送上月脱硫设施运行有关数据，不得迟报、漏报、虚报。

第十三条 环境保护行政主管部门每月对燃煤机组脱硫设施进行一次现场执法检查，每季度进行一次比对监测校验，确保脱硫设施长期正常稳定运行。第十四条 省环保、财政、电力、价格等行政主管部门会同华中电监局对燃煤发电企业脱硫设施的建设、管理、维护、运行等情况及脱硫电价执行情况进行经常性检查。

第十五条 省电力公司定期汇总分析湖北电网燃煤机组烟气脱硫在线监测系统数据，于每月初3个工作日内将脱硫设施运行有关基础数据报省环境保护行政主管部门、省电力行政主管部门、华中电监局。

第十六条 省环境保护行政主管部门会同省电力公司、有关发电企业每月计算辖区内各燃煤机组脱硫设施月投运率、脱硫效率，于每月初5个工作日内抄送省价格主管部门。同时向社会公告所辖地区各燃煤机组上月脱硫设施投运率、脱硫效率及排污费征收情况。

第十七条 脱硫效率为脱硫装置脱除的二氧化硫量与未经脱硫前烟气所含二氧化硫量的百分比。

脱硫效率=（c1-c2）/c1×100%

式中：c1——脱硫前烟气中二氧化硫的折算浓度，mg/m3；

c2——脱硫后烟气中二氧化硫的折算浓度，mg/m3。

脱硫设施烟气中二氧化硫的折算浓度以脱硫设施的实际运行值为准，数据取核算期内平均值。脱硫前浓度取省电力公司湖北电网燃煤机组烟气脱硫在线监测系统主站数据（因脱硫工艺所限，无法实时监测脱硫前浓度的，按入炉煤平均硫份估算），同时用污染源自动监控系统、脱硫DCS系统、脱硫设施运行台账数据进行校核;脱硫后浓度取省环境保护行政主管部门污染源监控中心数据。

第十八条 脱硫设施投运率为燃煤机组烟气脱硫设施正式投运后，从执行脱硫电价开始，脱硫设施投运时间除以相应发电机组运行核算时间的百分比。发电机组运行核算时间为机组启动后出力达到额定的50％（且未投油时）开始到机组解列前出力降到额定的50％为止；脱硫设施投运时间为发电机组运行核算时间内的脱硫设施正常运行时间。以下情况不计入脱硫装置投运时间：

（一）燃煤机组脱硫设施因改造、更新、维修暂停运行而开启旁路且按要求提前向环保部门备案的；

（二）脱硫设施运行监测和台账数据严重缺失或存在失真情况，导致无法认定脱硫设施正常运行的；

（三）脱硫设施运行后，二氧化硫排放超过国家规定的排放标准或二氧化硫排放总量控制指标要求的。

第十九条 以下情况应相应扣减当月脱硫设施投运率：

（一）脱硫设施运行后，当月平均脱硫效率低于90%或环境影响评价批复规定的，每低一个百分点扣减当月脱硫设施投运率的1%；

（二）发现脱硫设施非正常运行一次，扣减当月脱硫设施投运率的20%，非正常运行二次，扣减当月脱硫设施投运率的50%，超过二次非正常运行，当月脱硫设施投运率为0。

脱硫设施非正常运行定义为生产设施运行期间脱硫设施因故未运行而没有向当地环境保护行政主管部门及时报告的，擅自修改自动监测仪器数据的，没有按照工艺要求使用脱硫剂、无法稳定达标排放的，使用旁路偷排的，在线监测系统抽调数据不合格率大于20%的，以及按照国家有关规定认定为“不正常使用”污染物处理设施的其他违法行为。

第二十条 按国家有关规定，具有下列情形的燃煤机组，由省价格主管部门从上网电价中扣减脱硫电价：

（一）脱硫设施投运率在90％以上的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款。

（二）投运率在80％～90％的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1 倍罚款。

（三）投运率低于80％的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5 倍罚款。

第二十一条 省价格主管部门根据省环境保护行政主管部门提供的各月份脱硫设施运行情况计算投运率，于次年1月的第10个工作日内根据投运率扣减脱硫电价，并在15个工作日内向社会公告所辖地区各燃煤机组上脱硫电价扣减及处罚情况。从发电企业扣减脱硫电价形成的收入，由省价格主管部门上缴省财政主管部门，同时报国家发展改革委和环保部备案。

第二十二条 发电企业未按规定安装脱硫设施、污染源自动监控系统或安装没有达到国家规定要求的，由省环境保护行政主管部门按照《中华人民共和国环境保护法》第三十六条、《中华人民共和国大气污染防治法》第四十七条、《污染源自动监控管理办法》第十六条依法予以处罚。

发电企业擅自拆除、闲置或者无故停运脱硫设施及污染源自动监控系统，以及故意开启烟气旁路通道、未按国家环保规定排放二氧化硫的，按照《中华人民共和国环境保护法》第三十七条、《中华人民共和国大气污染防治法》第四十六条第三款及第四十八条、《污染源自动监控管理办法》第十八条第二款有关规定予以处罚。

第二十三条 扣减脱硫电价形成的收入，作为非税收入，统一缴入国库，实行部门预算管理。省财政主管部门根据工作需要，对脱硫设施环境管理、脱硫设施监测设备运行等安排必要的工作经费。第二十四条

省电力行政主管部门在确保电力系统安全稳定运行、满足全社会正常用电和充分利用水能的前提下，依据省环境保护行政主管部门公布的脱硫设施日常运行情况等相关数据，合理调整发电企业发电计划，制定环保绿色电力调度方案和发电权交易意见。

第二十五条 省电力公司科学制定电网运行方式和开机方式，认真落实环保绿色电力调度方案，根据公布的各月份脱硫设施运行情况，优先安排脱硫设施投运率高、脱硫效率高、污染物排放水平低的燃煤机组上网发电。对处于脱硫设施故障期间和脱硫设施检修期间的燃煤机组，电网应调减发电负荷或安排停机。

第二十六条 华中电监局对发电企业开展发电计划指标有偿转让进行监管，同时加强对“三公”调度及交易信息披露的监管力度，促进绿色电力调度方案的落实。

篇3：湿法脱硫运行情况总结

我公司脱硫系统的主要流程为, 半水煤气由造气炉产出后进入两台并联的洗气塔, 经除尘后再进入洗气冷却塔下段, 清洗后的半水煤气经两并联的脱硫塔脱硫后进入洗气冷却塔上段, 清洗降温后送至气柜。

从气柜出来的半水煤气经4台并联的电除尘器净化, 再经原料气压缩机加压至3.6MPa送至变换工段, 从变换工段出来的变换气 (H2S含量≤150mg/m3) 进变换气脱硫塔, 将变换气中H2S含量脱至5mg/m3以下送精脱硫工段。

1 脱硫运行情况

根据我公司脱硫系统运行情况, 分两个阶段叙述。

1.1 栲胶脱硫阶段

公司自2004年10月开车投产后, 系统主要使用的是栲胶法脱硫。到2006年8月份开始, 半脱系统溶液出现大量虚泡、悬浮硫高, 最高涨至8g/L, 脱硫效率下降, 硫泡沫在熔硫釜内不分层, 无法回收。最后经多次考察, 开始试加PDS脱硫剂, 直至2007年3月份, 恢复正常。在这期间, 针对间歇熔硫劳动强度大、废液量大、消耗高等问题, 将熔硫方法由间歇熔硫转变为连续熔硫。针对再生槽内溶液翻腾大的问题, 在再生槽内增加了泡沫分布板。针对煤气携带粉尘多、洁净度低的问题, 于2008年在半脱前增加了洗气冷却塔, 起到了净化入塔气体的效果和降低入气柜气体温度的目的。

但这些改造, 始终未能将脱硫效率低、再生泡沫差、虚泡或冒槽等问题解决。

1.2 NDC脱硫阶段

2009年4月份, 半脱脱硫效率严重下降, 进口H2S在700mg/m3的状态下, 出口H2S含量平均在170mg/m3, 最高达200mg/m3, 脱硫效率仅为75%。于是, 开始在半脱试加NDC纳米脱硫催化剂。最终使得脱硫效率低这一问题得以解决。现在, 在进口H2S含量1 000mg/m3以下时, 脱硫效率可达100%。

半脱添加NDC一月后出口硫化氢的变化情况见图1。

2 NDC脱硫剂的原理

湿式氧化法脱硫包括两个过程, 一是脱硫液中的吸收剂将原料气中的硫化氢吸收;二是吸收到溶液中的硫化氢的氧化。但是反应速度较慢, 无法应用于工业生产。通常是在溶液中添加氧化态催化剂将硫化氢氧化为单质硫, 其自身变成还原态, 还原态的催化剂再被空气中的氧气氧化再生后恢复氧化能力, 如此循环使用。此过程可示意为:载氧体 (氧化态) +H2S→S↓+载氧体 (还原态)

可以看出, 湿式氧化所使用的催化剂承担载氧作用, 为载氧催化剂, 但由于水溶液溶解氧浓度的限制, 催化剂的氧化再生较慢, 因此, 催化剂的再生就成为提高脱硫效率的关键。

NDC纳米脱硫剂是新型制氧催化剂, 以γ型纳米Fe2O3为引发剂, 在光化学和纳米催化剂作用下, 发生自由基链式反应, 生成大量的HO·、HO2·/O2-·氧化自由基, H2O2和生态氧, 将H2S和有机硫化物 (COS、CS2等) 氧化为单质硫, 硫氧化速度和催化剂的再生反应速度快, 脱硫效率高。

3 系统存在的问题及原因分析

3.1 半脱塔正常阻力 (≤2kPa) 下运行周期短

在2009年1月份, 我公司就因半脱塔阻高而减量掏塔更换填料, 后通过更改NDC脱硫剂, 增加洗气塔等措施来保障塔阻力不再上涨。但在2010年12月至2011年12月的一年间又因塔阻力高而先后不同程度清理半脱塔四次 (2011年1~6月的压差变化见图2) 。到2012年3月份半脱塔的阻力又有明显的上涨趋势, 从刚投用的1.2kPa上升到2.8~3.0kPa, 到5月底, 两塔阻力平均在3.7~3.9kPa之间, 最高进口压力为11.2kPa, 单塔最高达5.5kPa。2012年6月14、15日两天, 利用系统减量生产的机会, 对1#塔的填料进行了清洗回装。并在上、下段分别添加了500mm、800mm高的138mm海尔环填料, 投用后效果明显, 塔压差下降到了1.3kPa左右。

分析阻力上涨快的原因有以下。

原因一半脱塔塔阻力上涨的主要原因为半水煤气净化度差, 半水煤气中灰尘、焦油等杂质较多, 无法清洗干净。我公司的半水煤气只经过了两次水洗进入半脱系统, 煤气中的细灰很难被洗掉。再加上为了节约煤耗而掺烧型煤后, 煤气中的粉尘较大, 增加了半水煤气清洗难度。在2010年12月至2011年12月一年周期的四次掏塔中, 发现都是下段底层填料灰-硫堵塞严重。灰-硫混合是最易滞留、附着、沉积在设备及填料上的。

另外, 在几次掏塔中, 发现都是下段底层填料与箅子板接触的地方堵得严重, 分析原因主要是由于填料与箅子板接触层密度大, 以及碎填料集中在底层所致。因此本次半脱塔填料清洗回装后, 在最底层装入500、800mm高的138mm海尔环, 从而降低灰和硫膏在填料与箅子板之间的附着几率。

原因二每次掏完塔后对液体再分布器清理, 都发现在液体再分布器 (槽盘式) 上布满厚厚的一层硫, 已经与气体分布孔一样高。可以判断在运行中硫将液体分布孔堵塞, 致使液体走了气体分布孔, 液体分布孔径小也是造成塔阻力高的又一原因。

原因三自2009年开始使用NDC脱硫剂以来, 半脱的悬浮硫一直维持在1.1~1.5g/L之间。到2011年2月份, 悬浮硫上涨到2.0g/L, 持续时间有半个月, 后通过加配栲胶等手段才调整到1.5g/L。3月份又一次上涨到2.4g/L, 主要表现为再生槽泡沫少、泡沫层薄、泡沫碎, 使硫颗粒不能很好地浮选出去, 也是导致阻力上升的一个原因。分析悬浮硫上涨的原因, 可能是由于添加型煤后, 型煤制作工艺中添加的合成剂对泡沫的形成有一定的影响。

后考察发现RTS脱硫剂对降低悬浮硫效果较好, 从3月16日开始试加, 试加后再生槽泡沫明显变多、泡沫变大、泡沫层变厚, 3天时间悬浮硫就下降到1.3g/L。从3月16日到5月20日RTS每天配制1kg, 后在5月20日~6月30日每天减到0.5kg。从5月份开始半脱悬浮硫就一直维持在0.7g/L左右。具体见图3。

3.2 副盐高

半脱系统的副盐Na2S2O3为55 g/L, Na2SO4为35g/L。副盐高易造成纯碱的消耗及系统的局部堵塞。虽然我公司副盐还未影响到系统的运行, 但整体还是偏高。2011年1月~2012年6月副盐变化情况见图4。

分析原因, 可能是由于再生泡沫质量差, 泡沫层薄, 泡沫不能均匀覆盖液面。为保证较厚的泡沫层, 泡沫就维持在一定的水平, 也不溢流。所以在操作中, 半、变脱始终保持带液溢流的情况, 造成硫泡沫处理量大、两台连续釜常开及间歇釜也开的现象, 大量溶液经熔硫釜后, 清液降温、沉淀等有所恶化, 是造成副盐高的一个原因。

3.3 再生泡沫质量差

自2010年开始, 半脱未出现飞泡、冒槽等现象。但半、变脱均存在泡沫少的现象, 这一现象在变脱尤为明显。

3.4 变脱系统超负荷运行

3.4.1 再生能力不足

变脱前系统原为中-低-低变换, 变脱入口气体H2S含量≤150mg/m3。由于变换改全低变流程, 生产上需要将硫化氢提到100~150mg/m3, 导致变脱入口气体H2S含量在150~170mg/m3。而且随着产量的提高, 变换气流量也比原设计增大, 导致再生槽再生能力的不足, 表现为再生泡沫少或无泡沫。

3.4.2 负荷大, 过量液沫夹带, 出现间断液泛现象

在正常生产中变脱塔的阻力在25~28kPa之间, 但间断性地出现阻力上涨的现象。在出现阻力上涨的情况时, 我们采取添加少量 (50ml/次) 消泡剂的方法消阻。

4 针对现有问题的想法

4.1 半脱塔阻频繁上涨的解决办法

针对半水煤气脱硫塔容易堵塔的问题, 我们做了一定的研究, 发现填料上造成堵塔的粘结物经过燃烧后, 大部分为煤灰, 附着在上面的硫膏只占一少部分, 但是由于系统是常压脱硫, 没有罗茨鼓风机增压, 因此很小的阻力上涨就会影响到系统的稳定运行, 由于在半水煤气脱硫塔前增加电除尘又不安全, 经过多方讨论准备实施以下方案。

投资新上一台半水煤气脱硫塔, 具体参数型号和现有的脱硫塔一样, 流程采用三塔并联, 正常生产中可将一台塔切出系统备用, 待阻力上升后投用第三塔, 逐塔切出进行处理, 这样可以避免系统因为掏塔而减量生产。另外, 新增一台塔后, 可为以后多掺烧高硫煤而少用型煤打好基础。

4.2 变脱再生系统能力不足的解决办法

鉴于变脱再生能力不足的主要瓶颈在溶液再生槽, 准备新上变脱喷射再生槽一台, 配备小孔径喷射器, 同时更换原有再生槽的喷射器, 采用双槽并联再生, 从而增加溶液在再生槽内的停留时间, 避免在吸收塔内出现析硫现象。

摘要：因栲胶法脱硫效果差, 采用添加NDC脱硫剂进行改进, 改进后, 脱硫效果好, 但存在变脱效果差, 副盐高等问题。针对这些问题, 提出改进方法。

篇4：脱硫串联塔优化运行研究

关键词：串联吸收塔 联通管 液位控制 水平衡

中图分类号：TQ051 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）07（a）-0060-02

1 系统配置介绍

贵州兴仁项目为脱硫新建机组，针对云贵地区高硫煤的情况，该项目采用串联塔方案。设计SO2浓度入口为6 650 mg/Nm3，出口不超过35 mg/Nm3，脱硫效率99.5%。新建系统及塔区主要配置如图1所示。

2 设计工况各部分耗量

具体数据如表1所示。

3 运行调节

（1）液面控制：根据表1设计工况下水耗量可以看出一级塔的水耗基本上是二级塔水耗的10倍。由于从一级塔出来后为饱和烟气，烟温在43 ℃左右，进入二级塔后烟气蒸发水耗很少，因此二级塔液位比一级塔的液位更难控制，同时又因为二级塔除雾器冲洗水的加入，使得二号吸收塔液位容易较高。该项目设置两种措施进行二级塔的控制。一级塔和二级塔设置联通管，二级塔设计液位比一级塔液位高1 m。根据连通器原理，只要二级塔比一级液位高时，浆液将沿连通管道由二级塔流向一级塔，最终达到两个塔的液面基本保持一致。其次设置倒浆泵，在二级塔排浆同时降低二级塔液位。当二级塔密度达到排浆密度时，开启倒浆泵往一级塔倒浆，此种强制运行可以加快二级塔液位降低，对二级塔液位控制形成强有力保证。

（2）排浆控制：由于二级塔的石膏排出量远远小于一级塔，所以整个系统的石膏由一级塔进行脱水。二级塔的浆液靠连通管道或倒浆泵往一级塔排，二级塔设计的石膏排出泵的出力能力为两个塔的和。当二级塔无需排浆时，通过连通管控制液位，当二级塔需要排浆时，可以打开倒浆泵往一级塔排浆，再由一级塔脱水。

（3）密度控制：一级塔和二级塔均设置滤液回流的入口，但由于一级塔蒸发量大，石膏产量大，易出现密度偏高的情况，密度太高会造成管道及泵的磨损、腐蚀结垢、泵出力增大、电耗提高。因此，滤液回流管道主要进入一级塔来降低密度，同时滤液回流可以避免频繁开除雾器冲洗或加入外来工艺水调节密度。而当密度低时可以通过加大供浆量来提高密度。

（4）pH值控制：一级塔和二级塔均设置供浆管道，两个吸收塔均设置pH计，可以分别独立控制pH。从脱硫效率上考虑，一级塔将pH值控制低一些，有利于石灰石的溶解，提高石灰石的利用效率，并能促进亚硫酸钙氧化。一般将一级塔控制在4.5～5.5。而二级塔pH控制在5.6～6，此pH值下促进SO2的吸收，有助于提高脱硫效率。

（5）氧化空气量控制：一级塔和二级塔分别设置独立的氧化空气系统，由于一级塔作为氧化反应比较重要的塔，因此必须保证一级塔正常液位运行，从而保证足够的氧化空间。

4 节能运行措施

4.1 如何节省水耗

串塔水平衡一直是一个问题，把串塔当作一个整体的塔考虑时，在低负荷下整体的蒸发量会小于加入水量。特别是近两年入口增加低低温省煤器，会造成蒸发量进一步减少，水平衡问题更加严重。因此通过系统设置减少外加工艺水的水量，而尽量消耗内部水来达到运行要求，是缓解水平衡的思路。措施一：滤液制浆。通过滤液制浆可以减少外界工艺水的加入量，从而节省工艺水水耗。措施二：用滤液冲洗一级塔除雾器。脱硫系统的滤液由3部分组成：（1）石膏旋流器溢流。此部分含固量较高在3%～5%之间，不适合冲洗除雾器。（2）二级脱水系统冲洗水。此部分主要是由冲洗滤布滤饼后收集的水和气液分离器底流，此部分水的含固量较低，在0.5%左右，可以作为除雾器的冲洗水。（3）废水旋流器的底流。此部分含水量在10%左右，不适合冲洗除雾器。因此将含固量低的水收集起来可作为除雾器的补充水。此种办法可以进一步减少外加工艺水的水量。

4.2 如何节省电耗

（1）浆液循环泵运行节能：考虑低负荷下，串塔所有浆液循环泵开启没有必要，主要还是减少浆液循环泵的个数达到降低电耗的目的。氧化风机节能：由于二级塔作为污染排放浓度控制的最后防线，故在低负荷下建议减少一级塔循环泵的数量。而一级塔作为氧化反应的主要场所，若低负荷时可以考虑将二级塔氧化风机切除，而保证一级塔的运行。（2）皮带脱水机节能：皮带脱水机为间断运行设备，在皮带脱水机前设置石膏缓冲箱，用石膏缓冲泵将石膏再排往一级旋流器，这样可以保证皮带机满负荷运行，从而提高脱水机的利用效率，间接减少皮带机的运行时间，从而降低了运行电耗和冲洗水耗量。（3）由于设置了联通管，可以通过自流而非倒浆泵来控制液位，因此倒浆泵开启频率可减少。

5 存在问题

水平衡问题一直是串塔运行中突出的问题。随着中国经济发展速度放缓，第二产业用电量下降，全社会用电量增长速度走低，发电企业产能过剩，发电小时数下降，电厂低负荷运行时间加长。因此导致脱硫入口烟温下降和烟气量减少，蒸发量会进一步降低，而对于吸收塔的除尘除雾器的控制，又要求除雾器需要保证冲洗水的冲洗频率，从而保证除雾器的除雾效率。在“前后夹击”的情况下，经过计算核实，串塔在低负荷时，系统内水必然需要外排才能解决问题。而目前，吸收塔内水如何外排，需要整个系统甚至整个电厂的协调。而对于脱硫设计来说，如何尽可能地用内部水进行冲洗，减少外加水量是解决问题的关键。

6 结语

串塔是对高硫煤脱硫项目的一个有效方案，但由于系统复杂，不仅要分别考虑两个塔各自的系统运行，还要考虑两个塔之间的调控关系。对整个塔设置可调节手段，对不同情况可采用不同手段进行调节，是保证串塔系统节能优化运行的保证手段。

参考文献

[1]王聪，乔京改.分析影响脱硫效率的各种因素[J].化工管理，2013（24）：110.

[2]吴红娜.浅谈在脱硫系统中温度对脱硫效率的影響[J].化工管理，2013（6）：128.

篇5：电厂脱硫运行个人总结

摘要：本文讨论电石灰浆和石灰石作为脱硫剂的脱硫效率影响因素及效果分析，重点从脱硫综合效率、脱硫用电量、脱硫吸收塔密度、浆液PH值、钙硫比、脱硫剂等方面分析，最后讨论取得脱硫效果。

【关键词】电石灰浆;石灰石;脱硫效率;因素

0.引言

近年来，中国是全世界最大的煤消费国，中国每年的煤消耗量占全球消耗量35%。其中，大部分的煤又是供燃煤锅炉使用，而在煤的燃烧过程中会产生大量二氧化硫，该气体对环境造成严重污染。因此，脱硫技术广泛应用于各类使用燃煤锅炉的工厂，在经过多年的技术研发与完善后，脱硫技术应用与工业的方面的技术共有十多种。自上世纪末至本世纪十多年，国家日益重视环保问题，提出脱硫技术应国产化，国内烟气脱硫技术取得了极大的进步。

烟气脱硫系统是为了减少燃煤发电厂二氧化硫排放而建设的环境保护设施，具有良好的环境效益和社会效益，但对发电厂而言生产成本上升了8.3%。如何在保护环境的同时，降低脱硫成本成为摆在发电企业面前的新课题。

国家《十一五纲要》对今后五年发展循环经济、建设节约型社会做出了全面部署，明确提出：“坚持开发节约并重、节约优先，按照减量化、再利用、资源化的原则，在资源开采、生产消耗、废物产生、消费等环节，逐步建立全社会的资源循环利用体系”。大力发展循环经济、加快建设节约型社会，是落实以人为本、全面协调可持续的科学发展观的重大举措，是实现经济增长方式转变，从根本上缓解资源约束，减轻环境压力，推动国民经济又快又好发展，实现全面建设小康社会目标和可持续发展的必然选择。

内蒙古希望铝业在聚氯乙烯(PVC)生产线上产生大量电石灰浆无法更好的资源化处理，现在将电石灰浆代替石灰石作为同公司电厂烟气的脱硫剂，很好的解决了部分电石灰浆的出路，同时又能够降低脱硫系统运行成本，在治理污染的同时实现了以废治废的资源循环利用。本文重点分析脱硫效率因素和通过用电石灰浆和石灰石作为脱硫剂取得实际效果。

1.影响脱硫效率的因素分析

影响脱硫效率的因素有很多，如温度、浆液pH值、钙硫比、脱硫剂的品质、粉尘浓度等都会对脱硫反应的效率产生影响。

1.1脱硫浆液的PH值

循环浆液的pH值是影响脱硫效率的一大因素。循环浆液的pH值过高，易于吸收，但不利于浆液的溶解;循环浆液的pH值过低，浆液易溶解，但不利于吸收，根据研究显示，pH值小于4的时候，浆液基本无法吸收二氧化硫。控制循环浆液的pH值可以控制脱硫效率。

石灰石浆液：石灰石的溶解度十分小，要依靠调节pH值促使石灰石溶解形成浆液，当pH值在6～4之间变化时，石灰石的溶解速率变化在5倍以上，但pH降至4时二氧化硫基本无法吸收，过低的pH值对二氧化硫的吸收影响较大。浆液pH值过高时，石灰石溶解度随pH值的变化很小。亚硫酸钙溶解度随pH值的降低溶解度明显上升，当浆液pH值过高时，吸收二氧化硫使得浆液pH值下降，石灰石颗粒溶解，在石灰石颗粒表面形成液膜，石灰石的溶解使得液膜的pH值上升，液膜内亚硫酸钙析出，在石灰石颗粒上形成一层钝化外壳，阻止石灰石的溶解，抑制脱硫反应的进行，导致脱硫效率降低，并影响石膏的品质。为保证脱硫系统具备一定的脱硫效率正常运行，必须将石灰石浆液的pH值控制在一定的范围，在能够吸收二氧化硫的情况下防止结垢，保证脱硫效率。经研究，必须控制石灰石浆液的pH值在5～6之间，可以保证90%以上的脱硫效率。

电石灰浆：电石灰浆与石灰石浆液有所不同，其主要成分氢氧化钙的溶解度比石灰石高得多，因此不需要为了保证溶解度的情况下将pH值调至很低，但如pH值过高的情况下与石灰石浆液一样会产生结垢钝化现象而影响脱硫效率，且结垢现象也将影响设施的正常运行。根据对该化工厂PVC废料电石灰的分析，该电石灰含有少量氧化性物质，采用电石灰工艺后脱硫吸收系统PH值控制不得超过5.5.

1.2钙硫比

从两种脱硫剂的化学反应方程式来看，Ca/s(钙与硫的摩尔比)的比例理论上达到1:1的时候脱硫效率可以达到100%，但实际脱硫反应的效率达不到100%，且在保证脱硫剂的充分利用的情况下，综合其他因素，钙硫比要略超过1可以保持脱硫效率在90%以上，脱硫剂的实际投加量要多于理论计算需要投加的量，根据实际研究，石灰石法的钙硫比需保持在1～1.05之间，可以有90%的脱硫效率。

公司电厂采用电石灰浆作为脱硫剂，脱硫效果较石灰石要好，其脱硫系统的设计钙硫比控制在1.03。

2.实际脱硫效果

2.1脱硫综合效率

自公司大量使用电石灰作为脱硫剂后电石灰浆液较石灰石粉浆液碱性强，在使用的的1#、2#脱硫岛脱硫效率分别为92.2%、93.8较之前脱硫效率分别提高了2.1%、1.43%。 2.2 脱硫用电量

自公司大量使用电石灰作为脱硫剂后电石灰浆液较石灰石粉浆液碱性强，满足脱硫效率时比石灰石粉用量少，吸收塔浆液密度降低，吸收塔浆液设备运行电流降低，比之前减少0.06%。

2.3吸收塔浆液密度

自公司大量使用电石灰作为脱硫剂后电石灰浆液较石灰石粉浆液碱性强，1#、2#吸收塔浆液密度较之前下降20kg/ m;降低浆液循环泵、搅拌器、浆液喷淋层磨损，所有浆液泵运行电流下降。

2.4脱硫剂电石灰与石灰石运行方面参数对比

从表中可以看出系统脱硫效率为92%，设计脱硫效率大于95%。由此可见，此套脱硫系统的脱硫效率可以稳定保持在90%以上，最高可达95%以上。

2.5 二氧化硫排放浓度

系统正常的情况下，脱硫装置脱硫入口二氧化硫浓度在2500 mg/Nm时脱硫系统效率>95%，出口二氧化硫浓度≤200mg/Nm，二氧化硫的排放浓度远低于现标准400mg/Nm3的限值。

2.6成效

根据监测数据显示，此套脱硫系统运行以来，脱硫效率已经超过当初预期的90%。由此可见电石灰浆-石膏法湿法烟气脱硫技术已经十分成熟，脱硫系统在实际应用上经得起考验，取得了巨大的成效，为该市的节能减排工作打下了坚实的基础。本项目实施后每年将减少SO2排放量35424吨，酸雨的形成及对环境的影响都会减弱。

2.7 环境效益

烟气经脱硫后，其中二氧化硫排放依然能达标排放。

2.8 社会效益

(1)本工程采用电石灰/石膏湿法烟气脱硫技术。本工程的顺利投运，将进一步提高优化我国以废治废的产业链，并起到国产化脱硫技术对国内烟气脱硫产业带动作用。

(2)本工程的建设运行，可有效改善厂区所在地及周边地区的大气环境质量。

(3)脱硫工程的建设可以减少排污费，节约电厂的支出;同时可以改善当地的环境状况，有利于提高人们的生活质量。

【参考文献】

[1]徐宝东主编.烟气脱硫工艺手册(第一版)[M].北京：化学工业出版社，20xx. [2]吴忠标编.燃煤锅炉烟气除尘脱硫设施运行与管理(第一版)[M].北京：北京出版社，.

篇6：烟气湿法脱硫优化运行讨论

烟气湿法脱硫优化运行讨论

从分析烟气湿法脱硫系统的运行特性出发,提出合理控制吸收塔内浆液的pH值、石膏浆液的密度和石灰石粉的颗粒度,优化浆液循环泵的运行,加强烟气、废水系统的管理等控制策略.结合脱硫单耗调控、能耗排序优化、入炉煤的.合理掺混,并结合系统和设备改造与完善,最终达到优化运行的目的.

作 者：赵芳 黄魁 作者单位：北方联合电力海勃湾发电厂 刊 名：科技信息 英文刊名：SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION 年，卷(期)： “”(34) 分类号：X7 关键词：湿法脱硫   优化运行   讨论

篇7：无旁路脱硫技术的运行实践

无旁路脱硫技术的运行实践

摘要：三河发电有限责任公司二期2×300MWe机组是国内首家采用无旁路脱硫技术的机组.本文对无旁路脱硫装置的`设计特点进行了介绍,详细介绍投八运行以来在启动方式、点火方式的运行等方面采取的措施.作 者：史晓宏 黄杰 SHI Xiao-hong HUANG Jie 作者单位：三河发电有限责任公司,河北,三河,065201期 刊：电力技术 Journal：ELECTRIC POWER TECHNOLOGY0年，卷(期)：,19(2)分类号：X701.3关键词：无旁路脱硫 设计 运行

篇8：脱硫运行管理心得体会

一、控制系统逻辑更改

1、取消原有的关于#4旁路挡板联锁打开的所有保护如下：

a)增压风机运行信号丢失且增压风机电流50A或增压风机运行信号消失且停止信号具备。

b)增压风机前压力大于0.8Kpa或小于-0.8Kpa（三选二）。

c)三台浆液循环泵运行信号同时消失且停止信号同时成立。

2、取消原有的关于#4增压风机联锁停机的的所有保护如下：

a)电机油站油压低于0.05MPa报警延时25S停增压风机。

b)三台浆液循环泵运行信号同时消失且停止信号同时成立延时15S停增压风机。

3)增压风机跳闸后，动叶角度联动到85%保持15S后，才能手动对动叶进行调整。

3、增加#4FGD吸收塔入口烟温报警及联锁保护如下：

a）当脱硫系统入口烟温达到150（三取中）摄氏度时，联启事故降温喷淋系统，降低入口烟温。

b）烟气温度达到150摄氏度时由运行人员手动投入运行3台浆液循环泵并手动启动除雾器冲洗系统增加冲洗水阀开启数量。

c）当以上措施执行完毕，脱硫系统入口烟温仍然继续上升，达到160摄氏度时，为保护脱硫系统设备申请主机降低负荷。

4、增加#4FGD大于等于两台浆液循环泵运行信号消失且停止信号具备，联启事故降温喷淋系统。

5、提供#4FGD三台浆液循环泵开关信号给电厂，三台浆液循环泵全停进入锅炉MFT保护。

6、浆液循环泵电机绕组温度及轴承温度提供上位报警。

需协调问题：

1、三台浆液循环泵全停进入锅炉MFT保护动作后，2台送风机、2台引风机、2台一次风机立即停运。

2、当烟温达到大于等于180℃同时自动启动2路事故喷淋气动阀门，如喷射20min烟温继续大于等于180℃，则锅炉风机跳闸停炉。

二、锅炉点火启动采取的保护措施

1、锅炉启动尽量采用等离子点火技术；

2、锅炉启动前电除尘器和干除灰系统投入运行，锅炉冷态启动时电除尘器的灰斗加热器、大梁绝缘支柱套管及放电极绝缘室加热提前24h投入；除尘器运行正常后，锅炉可以进入允许启动状态。同时，投运脱硫一台浆液循环泵及除雾器水泵冲洗除雾器减少除雾器粘附油污和粉尘；

3、锅炉点火时等离子点火时的飞灰未完全燃烧，因此投入电除尘器第1~5电场时控制二次电压数值，电压控制在起晕电压和闪络电压之间，并对二次电流限流运行，防止电除尘器的二次内部燃烧，并且密切监视电除尘器出入口烟气温度变化情况。这种未完全燃烧煤粉不可能全部由电除尘器收集，吸收塔浆液有一定的污染可能，根据运行情况可进行浆液部分置换，即大量补充新鲜的石灰石浆液同时排放污染的浆液；

4、锅炉冷态启动前，事故浆液槽液位应控制在低位运行且吸收塔液位不应高于8米，当启动过程中大量油污或灰尘进入吸收塔浆液中便于在最短时间内将塔内浆液进行置换。

5、主机并网发电后对吸收塔浆液进行化验并进行分层试验，如果浆液受污染严重，向吸收塔内加入成分好的晶种，通过脱水系统大量外排或通过事故浆液槽外接管道排至系统外。

6、脱硫系统准备消泡剂，必要时使用。

三、锅炉排烟温度高

为防止运行期间进入吸收塔烟气温度高，特设事故喷淋设2路，在烟温高时进行喷淋。

1、当脱硫系统入口烟温达到150（三取中）摄氏度时，联启事故降温喷淋系统，降低入口烟温。

2、烟气温度达到150摄氏度时由运行人员手动投入运行3台浆液循环泵并手动启动除雾器冲洗系统增加冲洗水阀开启数量。

3、当以上措施执行完毕，脱硫系统入口烟温仍然继续上升，达到160摄氏度时，为保护脱硫系统申请主机降低负荷。

四、电除尘器若干电场出现故障造成吸收塔入口粉尘浓度高

脱硫系统无旁路为防止浆液遭受粉尘的污染，因此在运行期间密切监测电除尘器出入口粉尘浓度、CEMS系统的主要参数。烟尘中F-和Al3+离子偏高或吸收塔浆液中飞灰富集会导致浆液中毒或堵塞设备，情况严重时申请主机降负荷或机组停运。

1、运行三台浆液循环泵减少烟尘在设备上附着。

2、开启干湿界面冲洗水系统，减少干湿界面结垢。

3、增加除雾器冲洗频次，减少灰尘对除雾器板堵塞，同时排出系统增至最大出力，保持吸收塔液位。

4、对吸收塔浆液进行活性化验并进行分层试验，在浆液受飞灰污染较严重时将部分浆液排至事故浆液槽进行浆液置换。

5、加强废水外排量，以降低塔内富集离子浓度。

篇9：石灰石湿法烟气脱硫系统运行优化

石灰石湿法烟气脱硫系统运行优化

摘要：为保证脱硫系统高效、稳定、经济运行,通过分析旁路挡板设计问题;脱硫效率的`影响因素;增压风机和循环泵的运行方式以及脱硫系统堵塞、结垢、腐蚀、磨损的原因,进行了一系列试验后提出了优化措施.优化后脱硫效率长期维持在92%以上,脱硫电耗大幅降低,除雾器及GGH堵塞问题以及脱硫设备的腐蚀、磨损问题得到了有效地控制.作 者：林健秋    LIN Jian-qiu 作者单位：韶关发电厂,广东,韶关,512132 期 刊：广西电力 Journal：GUANGXI ELECTRIC POWER 年，卷(期)：, 33(2) 分类号：X701.3 关键词：烟气脱硫    效率    优化   

篇10：脱硫运行管理心得体会

随着我国现代化建设的不断发展，电力企业所提供的电力服务无论在模式上还是在质量都有了比较大的进步，而在环境方面的工作也取得了明显的进步。其中废水处理装置对于电力工业污水的处理起到了十分关键的作用。对于电力企业来说，需要综合运用各种方法对污水处理装置进行深层次的优化，最大程度上提高废水处理装置有脱硫方面的工作性能。

1、主要的脱硫废水处理工艺概述

当前我国电力企业所广泛采用的脱硫废水处理工艺主要为物化法，这种工艺方法基础传统的脱硫废水处理技术，并对传统的技术进行缩放处理。需要进行脱硫处理的废水具有呈现酸性状态，该状态下的废水所含有的金属离子，其溶解性相对较好。因此，对脱硫废水采用的主要处理方式为化学法，必要情况下也会结合机械法对部分可沉淀物质尤其是对重金属物质进行过滤处理，除重金属物质外，可以通过物理过滤而去除的固体物质还包含硫酸盐、亚硫酸盐以及氟化物等。另外，还需要对污水自身的ＰＨ值进行有效的调节，使电力企业所排放的污水能够在与相关法律法规的具体要求保持一致。当前我国常用的金属分离法为沉淀分离，采用这种处理方法能够对溶解度比较小、化学性活泼的金属物质进行处理。

因此，在具体的处理过程中通常将具有充分可溶性的氢氧化物投入于污水中，能够生成相应的氢氧化物并对污水中的重金属物质起到良好的分离作用。在污水酸碱度不同的状态下，金属氢氧化物会体现出不同的溶度积，这就需要在对污水进行处理的过程中重要对污水的酸碱度进行严格的控制。在处理脱硫废水的过程中，需要将污水酸碱度严格控制在弱碱性状态，使铬、铜、铁等金属或重金属物质转化为氢氧化物，所生成的氢氧化物自身溶解性比较差，可以经过一段时间的静置被沉淀下来。当前我国广泛通过重金属离子与酸碱度调节来形成氢氧化物，在对氢氧化物进行沉淀处理的过程中，所使用的化学药物主要为氢氧化钙与氢氧化钠。其中氢氧化钠价格相对低廉，市场供应量比较大，而氢氧化钙的获取途径则相对复杂，首先电力企业需要在市场中购入大量的石灰粉，再对石灰粉进行一系列的处理，生成硫酸钙、亚硫酸钙以及氟化钙等沉淀物，以分离硫酸盐、亚硫酸盐以及氟化物等物质。通过氢氧化钙能够在助凝剂或絮凝剂的帮助下对污水中的氯化钙起到深沉作用，对其中的氯离子进行分享。

因此，通过氢氧化钙既能够对污水中的酸碱度进行调节，也可以消除污水中的氯离子。对于铜与汞等重金属元素来说，通常需要加入如硫化钠等可溶性硫化物，可以生成硫化铜与硫化汞等深沉物，溶解度小是这两种沉淀物的主要特点。需要注意的是，采用硫化钠对污水进行处理的过程中，操作人员需要做好各项保护工作，硫化钠本身就有一定的毒性。为了克服硫化钠的毒性，部分电厂开始使用TMT15溶液对污水中的重金属元素进行处理，采用FeClSO4作为混凝剂，用氯化氢对污水酸碱度进行中和，用聚丙烯酰胺作为混凝剂。采用这种工艺技术所需要投入的药物在采购上比较困难，但是各项具体操作比较单位，对于操作人员基本上不会造成伤害。

通过上述药物对污水进行处理，需要事先性污水反应槽分为三部分，分别为絮凝槽、反应槽与酸碱度调整槽，并且三种槽相互连通，分别完成混凝、沉淀反应和酸碱度调整。其中澄清器对深沉前级设备中的胶体转化为絮体，而絮体沉降性较差、絮体密度也相对较小，澄清器停留时间较长并且上升流速比较低。澄清池以间断排泥方式进行排泥处理，通过泥查泵将泥渣排出。

2、国外其他处理方式

2.1离子交换法处理脱硫废水

以离子交换理论通过大孔巯基对树脂材料中的汞离子进行吸附，能够对污水中的汞离子起到消除作用；利用活性炭对—CO、—OH与—COOH进行还原、催化氧化和化学吸附，同时也能够对重金属进行吸附。活性炭吸附法在工艺操作方面非常复杂，通常适用于规模比较大的污水处理工作。

2.2电絮凝法处理脱硫废水

电絮凝技术是当前我国一种比较新兴的处理方法，可以与湿法脱硫技术结合起来使用。电絮凝基本于电化学反应理念，可溶性电极可以在电流的催化下被溶解。由于部分离子自身带有电荷在污水中释放出电子。污水中的离子在电离作用反应下结合氢氧根离子，所产生的化合物能够对污水中的胶体起到絮凝作用。对于污水重金属处理工作来说，电絮凝技术比较适用，同时也具有处理效果好、设备布置紧凑等方面的优点。但该技术的缺点则体现在氯离子处理效果不佳并且工艺相对复杂。目前该技术在重金属处理与含油污水的处理得到广泛的应用。

3、结语