海川化工论坛-海川化工论坛-四川石化烟气脱硫脱硝学习总结
个人脱硫脱硝工作总结
个人脱硫脱硝工作总结
在个人脱硫脱硝工作中，我的主要职责是负责监测和管理排放物，并确保符合相关的环境法规和公司政策。
以下是我的个人总结：
1. 监测排放物：负责定期检测烟气中的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）浓度，使用专业仪器进行测量，并记录数据以供分析和报告。
2. 脱硫技术：参与脱硫装置的操作和维护，确保其正常运行。
了解脱硫工艺，包括湿法脱硫和干法脱硫，并定期测试脱硫效率。
3. 脱硝技术：了解脱硝工艺，包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR），并参与其操作和维护。
监测和记录脱硝效率，并进行必要的调整和维修。
4. 数据分析：定期分析排放物监测数据，与法规和公司指标进行比对，并提出改进措施。
优化脱硫脱硝工艺，以提高效率和降低排放。
5. 环境合规：确保脱硫脱硝系统符合相关的环境法规和政策，并参与环保审计和合规评估。
参与制定和更新公司的环保政策和程序。
6. 安全管理：负责脱硫脱硝设施的安全管理，并确保遵守安全规程和操作程序。
参与事故应急预案的制定和演练。
7. 团队合作：与其他部门紧密合作，包括工程部门、运维人员和环保部门，确保脱硫脱硝系统的良好运行，并及时解决问题。
在个人脱硫脱硝工作中，我学到了许多关于环保和排放控制的知识和技能。
通过不断学习和探索，我提高了对脱硫脱硝技术的理解和应用能力，并始终保持积极的工作态度和创新思维。
我将继续努力，不断提升自己在脱硫脱硝工作中的能力和贡献。
脱硫脱硝除尘年终总结
脱硫脱硝除尘年终总结
今年在脱硫脱硝除尘工作中，我们取得了一些重要的进展和成绩。
下面是今年的年终总结：
1. 脱硫工作方面，我们成功完成了所有项目的脱硫任务，并且实现了预期的效果。
通过采用先进的脱硫技术和设备，我们有效地降低了烟气中的二氧化硫含量，达到了国家排放标准。
2. 脱硝工作方面，我们成功运行和管理了所有的脱硝设备，实现了对烟气中的氮氧化物进行有效去除。
我们通过定期的监测和调整，保持了脱硝效率的稳定性，确保了排放的氮氧化物含量符合环保要求。
3. 除尘工作方面，我们不仅完成了年度除尘工作计划，而且在除尘设备的操作和维护方面取得了重要进展。
我们加强了对除尘设备的巡检和保养，及时清理和更换了滤袋，确保了除尘效果的稳定性和可靠性。
4. 在工作安全方面，我们加强了对设备操作人员的培训和安全教育，规范了现场作业流程，有效地降低了工作事故的发生率。
我们也重视并严格执行了相关的安全标准和操作规程，确保了工作的安全性和稳定性。
5. 除了以上的工作成绩，我们还积极参与了行业交流和技术培训活动，不断学习和掌握新的脱硫脱硝除尘技术和管理经验。
通过与其他企业的交流和合作，我们不断优化和改进我们的工作方法和流程，提高了工作效率和质量。
总的来说，今年在脱硫脱硝除尘工作中，我们取得了很多积极的成果。
我们将继续努力，不断提高技术水平，改进管理方法，为保护环境和社会做出更大的贡献。
石化烟气脱硫脱硝学习总结：250×104吨年重油催化裂化联合装置BELCO烟气洗涤系统学习总结(优质参考)
250×104吨/年重油催化裂化联合装置BELCO烟气洗涤系统学习总结（EDV®、PTU和DeNO x系统）2014年2月7日四川石化250WT/a重油催化装置烟气脱硫脱硝装置首开总结1. 简单介绍：四川石化250WT/a重油催化裂化装置烟气脱硫脱硝脱粉尘采用了贝尔格技术公司（BELCO®）设计了命名为EDV®全套的气体净化系统技术。
该技术总投资1.2亿元，是目前炼油厂普遍采用的较为成熟的烟气净化技术。
1.1 颗粒物脱除烟气中含有的颗粒物绝大部分是FCC装置释放烟气携带来的催化剂颗粒。
烟气中携带的固体颗粒可用冷却吸收塔（152-C-101）脱除。
利用冷却吸收塔（152-C-101）内安装，位于G400型喷嘴下游的过滤模组（27）除去细小颗粒。
1.2 SO2/ SO3脱除冷却吸收塔（152-C-101）为将SO2/ SO3吸收进洗涤液中提供了密集的气/液接触场所。
洗涤液的pH值可通过添加来自装置碱液系统的碱液进行控制。
1.3 NOx脱除臭氧注入到冷却吸收塔（152-C-101）的入口段。
注入的臭氧氧化烟气中的NO x，将其转化为N2O5。
N2O5结合烟气中的水蒸汽形成硝酸（HNO3）。
以上这些变化发生在注入点到冷却吸收塔（152-C-101）入口段之间的区域。
接下来是反应区，烟气被四层雾化喷嘴（4）（每一层有三个雾化喷嘴）洗涤，用以吸收硝酸（HNO3）。
这些雾化喷嘴同时从烟气中脱除的未反应的臭氧，完成NO x控制工艺的最后一步。
1.4 消除水雾CYCLOLAB液滴分离器（9个）安装在冷却吸收塔（152-C-101）内，位于EDV®过滤模组的下游，用以除去外排烟气中残存的水珠。
1.5 水平衡和使用添加补充水以补偿PTU单元排放排液以及急冷区域水的气化。
完整的水平衡应包括了添加碱液和化学反应水。
冷却吸收塔（152-C-101）的排液排放量用来维持洗涤液中亚硫酸盐/硫酸盐、氯离子和悬浮固体浓度低于设计工况下的规定值。
脱硫脱硝实习报告
一、实习背景随着我国经济的快速发展，工业排放的污染物对环境的影响日益严重。
特别是二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）这两种大气污染物，对大气环境和人体健康造成了极大的危害。
为了改善空气质量，我国政府采取了一系列措施，其中脱硫脱硝技术成为治理大气污染的重要手段。
为了深入了解脱硫脱硝技术，我于2021年7月至8月在XX公司进行了为期一个月的实习。
二、实习目的1. 了解脱硫脱硝技术的原理和工艺流程；2. 掌握脱硫脱硝设备的操作和维护方法；3. 熟悉脱硫脱硝工程项目的施工和管理；4. 提高自己的实际操作能力和工程管理能力。
三、实习内容1. 脱硫技术（1）原理：脱硫技术主要通过吸收剂吸收烟气中的SO2，将其转化为无害物质。
常用的脱硫吸收剂有石灰石、生石灰、石灰石-石膏等。
（2）工艺流程：烟气首先进入脱硫塔，与吸收剂接触，SO2被吸收剂吸收并转化为无害物质。
脱硫后的烟气经脱硫塔顶部排出，进入烟气脱硝装置。
（3）设备操作：在实习过程中，我学习了脱硫塔、吸收剂输送系统、烟气输送系统等设备的操作方法，掌握了设备维护和故障排除技巧。
2. 脱硝技术（1）原理：脱硝技术主要通过选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种方法，将烟气中的NOx还原为无害物质。
（2）工艺流程：烟气首先进入脱硝反应器，与还原剂（如氨水、尿素等）和催化剂接触，NOx被还原为无害物质。
脱硝后的烟气经反应器排出，进入烟气脱硫装置。
（3）设备操作：在实习过程中，我学习了脱硝反应器、还原剂输送系统、烟气输送系统等设备的操作方法，掌握了设备维护和故障排除技巧。
3. 脱硫脱硝工程项目施工和管理（1）施工：在实习过程中，我参与了脱硫脱硝工程项目的施工，学习了施工现场的管理、施工进度控制、质量控制等。
（2）管理：我了解了工程项目管理的基本流程，包括项目策划、招标、合同管理、施工管理、验收等。
四、实习收获1. 理论与实践相结合：通过实习，我将课堂上学到的理论知识与实际操作相结合，提高了自己的实际操作能力。
脱硫脱硝学习总结
脱硫脱硝学习总结为了提高脱硫脱硝系统运行管理水平，保证锅炉的安全稳定运行，从5月份开始对锅炉脱硫脱硝系统进行整体的技术改造，改造完成后一直连续运行至今，现就改造过程中发现的问题及解决措施做一总结。
一、脱硫系统主要设备改造后运行状况改造前脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，系统脱硫效率低，尾部烟气的脱硫效果不好。
针对存在的问题，我厂进行了如下技术改造： 1、采用碳酸钠吸收制浆净化工艺代替原有石灰石-石膏湿法脱硫工艺； 2、除雾器增加了喷淋层； 3、在引风机进口新增了吸收塔出口烟道。
4、在现有的脱硫除尘系统管道上加装了阀门和放空阀； 5、更换部分材质较差的防腐管道； 6、在脱硫旁路管道中加装1支滤网器以清除管道中的颗粒杂物。
经过上述的技术改造，提高了脱硫除尘系统的整体脱硫效率，目前运行良好，能够保证烟气中的SO2含量≤0.08mg/Nm3。
二、脱硝系统主要设备改造后运行状况改造前脱硝系统采用尿素溶液干法脱硝工艺，系统脱硝效率低，在线监测数据偏差大。
针对存在的问题，我厂进行了如下技术改造： 1、采用氨水喷淋制冷工艺代替原有尿素溶液干法脱硝工艺； 2、更换部分尿素溶液喷射管道； 3、在进入脱硝系统管道上安装阀门和放空阀；4、在氨水喷淋制冷系统的再循环管道上安装取样探头； 5、将现有的进、出氨站管道由内向外倒出口的方式改为外向里的进口方式； 6、将单体低温区排气端的防爆阀由“全”改为“半”（用0.5级的波纹管代替）。
经过上述的技术改造，提高了脱硝系统的整体脱硝效率，目前运行良好，能够保证烟气中的NOx含量≤60mg/Nm3。
1、脱硫系统投入运行之后，在进行冲洗、换热器吹扫、膨胀槽冲洗、石膏输送时，存在着一定的盲目性，给现场人员的检查、操作带来一定的难度，并且容易发生跑料、堵料事故。
2、脱硫系统安装的4只电动蝶阀存在泄漏，脱硫系统运行过程中会出现振动、水击等现象，严重影响脱硫系统的正常运行。
三、分析原因及应对措施：通过现场检查和调试，找到原因，针对原因制订如下措施： 1、各种阀门及时进行维护、更换； 2、尽量使用耐磨损的橡胶垫片； 3、将配水电磁阀改为外控型。
脱硫系统学习培训总结
脱硫系统学习培训总结脱硫系统作为现代火电厂不可或缺的关键环节，对于减少大气污染、提升能源利用效率具有重要意义。
本人近期参加了关于脱硫系统的学习培训，现将所学内容结合个人体会进行总结，以期对今后的工作有所帮助。
在培训过程中，我深入了解了脱硫系统的基本原理和分类。
脱硫系统的主要作用是通过一系列化学反应或物理过程，将燃煤烟气中的二氧化硫（SO₂）等有害气体脱除，以减少烟气对环境的污染。
根据脱硫原理的不同，脱硫系统可分为湿法脱硫、干法脱硫和半干法脱硫等多种类型。
其中，湿法脱硫因其脱硫效率高、技术成熟等优点，在火电厂中得到了广泛应用。
我重点学习了湿法脱硫的工艺流程和技术要点。
湿法脱硫主要包括石灰石-石膏法、海水法、双碱法等。
其中，石灰石-石膏法是最常用的一种。
这一流程通常包括烟气准备、吸收塔反应、石膏结晶和脱水、废水处理等几个主要环节。
在吸收塔中，石灰石浆液与烟气中的SO₂发生反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙，进而形成石膏。
通过对石膏的脱水处理，可以得到副产品石膏，实现资源的再利用。
在学习过程中，我也遇到了一些难点和挑战。
比如，对于脱硫系统中复杂的化学反应和物理过程，需要有一定的化学和物理知识基础，这对我来说是一个不小的挑战。
但通过不断的学习和实践，我逐渐掌握了这些知识的运用。
此外，我还学习了脱硫系统的运行维护和管理知识，包括设备的日常检查、故障排除、维护保养等方面。
这些知识对于确保脱硫系统的稳定运行和延长设备使用寿命具有重要意义。
通过这次学习培训，我深刻认识到脱硫系统在火电厂中的重要性和作用。
一个运行良好的脱硫系统不仅能够减少大气污染物的排放，还能提高能源利用效率，为火电厂的可持续发展做出贡献。
同时，我也意识到自己在脱硫系统方面的知识还有很多不足之处，需要不断学习和提高。
展望未来，我将把所学到的脱硫系统知识应用到实际工作中，努力提高自己的操作技能和管理水平。
同时，我也希望能够进一步学习脱硫系统的先进技术和管理经验，为火电厂的环保事业做出更大的贡献。
脱硫学习总结
脱硫学习总结【篇一：脱硫人员学习心得】新安全生产法学习心得近段时间项目部组织全体职工认真系统地学习了国家《安全生产法》进一步使我们认识到安全生产的重大意义.这次修改后的新《安全生产法》最重要的特点之一就是更加明确了生产安全事故的责任追究和生产安全管理工作要始终坚持“安全第一，预防为主”的指导方针。
通过学习我认识以下几点体会供大家探讨，在以前的安全管理工作中，我们知道“三不放过”的原则，可是觉得追究事故责任不够彻底明确，现在将“三不放过”加大了处理事故发生的处理力度，这是一种“前事不忘，后事之师”的新做法，可是一旦事故已出对社会家庭带来的损失已不可挽回，新《安全生产法》表达了安全生产管理上强化“超前，预防”理念，进一步明确加深了预防的理念使安全管理工作到达更好的效果。
新《安全生产法》共七章九十七条，新法的目的就是要加强安全工作管理，防止减少安全事故，保障人民财产生命，利于经济发展，通过几天的认真学习，我认为自己对安全生产的知识还不够完善，我会在以后的工作中继续深入学习新《安全生产法》，我建议华润项目部利每周一班组安全活动时机，开展形式多样，内容丰富的宣传学习，力争使新《安全生产发》深入班组每一个成员，深入人心，人人自觉遵守。
新安全生产法学习心得新安全生产法的颁布全面提升了安全生产工作的摆位。
既进一步强调安全生产在国民经济和社会发展中的极端重要性，又要突出安全生产法在国家经济建设社会建设中的重要地位，从而去推动人民群众对生产安全、生活幸福的新期待，进一步开创安全生产事业的新局面，是这次修改的主要目的。
如何将“安全第一，预防为主，综合治理”的安全生产工作方针落实到位，深入人心，成为我们每个人安全生产、安全工作的习惯，是我们企业实现安全生产，发展的决定性因素。
其实真正的安全第一源于我们对工作的“素养”，也是我们每天工作前的一种好的习惯，我们只有每天坚持对自己的工具，设备维护好保养好，做到及时发现设备有无缺陷和故障做到及时发现隐患，整治隐患，实现安全生产，我们养成了这种习惯，经过长期训练，渗入血液，渗入意识，我们就会开始自动化地这样工作，不需要思考，不需要比较，不需要排序，我们如果不这样我们会感到有些事情错了有义务去纠正和调整。
脱硝培训学习总结
脱硝培训学习总结火电厂发电使燃烧的煤中会产生大量含有硝废气，这些废气排入大气会产生污染形成酸雨。
火电厂脱硝设备则是用来处理这些含有大量硝废气的装置。
控制氮氧化物（NOx）排放主要措施有2 种：低氮燃烧与烟气脱硝。
烟气脱硝工艺由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得NOx 的排放不能达到令人满意的程度,为了进一步降低NOx 的排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。
目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法与湿法3 类。
其中干法包括选择性非催化还原法( SNCR) 、选择性催化还原法(SCR) 、电子束联合脱硫脱硝法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法;湿法有臭氧氧化吸收法等。
在众多脱硝方法当中,SCR 脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点,在日本与欧美得到了广泛的商业应用。
SCR工艺SCR 装置主要由脱硝反应剂制备系统与反应器本体组成。
通过向反应器内喷入脱硝反应剂N H3 ,将NOx 还原为氮气。
由于此还原反应对温度较为敏感,故需加入催化剂,以满足反应的温度要求,增强反应活性。
采用高含尘工艺时,SCR 反应器布置在省煤器与空气预热器(空预器) 之间。
其优点是烟气温度高,满足了催化剂活性要求;缺点是烟气中的飞灰含量高,对催化剂的防磨损与防堵塞的性能要求较高。
对于低含尘工艺,SCR 布置在烟气脱硫系统( FGD) 之后、烟囱之前。
此时虽然烟气中的飞灰含量大幅减少,但为了满足催化剂活性对反应温度的要求,需要安装蒸汽加热器与烟气换热器( GGH) ,系统复杂,投资增加,故一般选择高含尘工艺。
脱硝技术降低NOx排放主要措施有2种。
一是控制燃烧过程中NOx 的生成，即低NOx 燃烧技术；二是对已生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。
1、低NOx燃烧技术为了控制燃烧过程中NOx 的生成量所采取的措施原则为：降低过量空气系数与氧气浓度，使煤粉在缺氧条件下燃烧；降低燃烧温度，防止产生局部高温区；缩短烟气在高温区的停留时间等。
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250×104吨/年重油催化裂化联合装置BELCO烟气洗涤系统学习总结（EDV®、PTU和DeNO x系统）2014年2月7日四川石化250WT/a重油催化装置烟气脱硫脱硝装置首开总结1. 简单介绍：四川石化250WT/a重油催化裂化装置烟气脱硫脱硝脱粉尘采用了贝尔格技术公司（BELCO®）设计了命名为EDV®全套的气体净化系统技术。
该技术总投资1.2亿元，是目前炼油厂普遍采用的较为成熟的烟气净化技术。
1.1 颗粒物脱除烟气中含有的颗粒物绝大部分是FCC装置释放烟气携带来的催化剂颗粒。
烟气中携带的固体颗粒可用冷却吸收塔（152-C-101）脱除。
利用冷却吸收塔（152-C-101）内安装，位于G400型喷嘴下游的过滤模组（27）除去细小颗粒。
1.2 SO2/ SO3脱除冷却吸收塔（152-C-101）为将SO2/ SO3吸收进洗涤液中提供了密集的气/液接触场所。
洗涤液的pH值可通过添加来自装置碱液系统的碱液进行控制。
1.3 NOx脱除臭氧注入到冷却吸收塔（152-C-101）的入口段。
注入的臭氧氧化烟气中的NO x，将其转化为N2O5。
N2O5结合烟气中的水蒸汽形成硝酸（HNO3）。
以上这些变化发生在注入点到冷却吸收塔（152-C-101）入口段之间的区域。
接下来是反应区，烟气被四层雾化喷嘴（4）（每一层有三个雾化喷嘴）洗涤，用以吸收硝酸（HNO3）。
这些雾化喷嘴同时从烟气中脱除的未反应的臭氧，完成NO x控制工艺的最后一步。
1.4 消除水雾CYCLOLAB液滴分离器（9个）安装在冷却吸收塔（152-C-101）内，位于EDV®过滤模组的下游，用以除去外排烟气中残存的水珠。
1.5 水平衡和使用添加补充水以补偿PTU单元排放排液以及急冷区域水的气化。
完整的水平衡应包括了添加碱液和化学反应水。
冷却吸收塔（152-C-101）的排液排放量用来维持洗涤液中亚硫酸盐/硫酸盐、氯离子和悬浮固体浓度低于设计工况下的规定值。
在异常工况下，会产生催化剂颗粒超量携带，PTU单元的排液排放量应大幅增加以尽可能快的降低悬浮固体颗粒的浓度。
1.6 排液处理单元EDV® 冷却吸收塔（152-C-101）排放的排液作为急冷水泵(152-P-101A/B/C)出口支流被送入PTU单元区域澄清器(152-V-201)。
在废液进入澄清器前，使用絮凝剂计量泵(152-PK-201)加入絮凝剂以加快催化剂颗粒的沉淀。
澄清后的清液以重力流入到氧化罐(152-V-203A/B/C)中。
取决于澄清器(152-V-201)固体床厚度，其底部的固体定时送入过滤箱中。
排液沉淀以后，过滤箱溢流的滤液流入滤液池，随后被滤液泵(152-P-201)送回澄清器(152-V-201)中。
澄清器溢流液使用三个氧化罐（152-V-203A/B/C）串联处理，以降低排液的COD（化学需氧量）值。
由两台氧化风机(152-K-201A/B)中的一台供给低压风与澄清液接触以实现氧化过程。
在每一个氧化罐中，使用搅拌器(152-M-201A/B/C)搅拌以获得湍流的气液混合区域。
以每一个氧化罐的pH分析值为基准，将碱液添加到每个氧化罐中以维持最优的氧化条件。
排液从氧化罐(152-V-203C)流入排液罐(152-V-204)中，在最终排放前，使用排液泵(152-P-202A/B)泵送入排液冷却器(152-E-201A/B)进行冷却。
图1 四川石化重催DCS烟气脱硫总貌截屏2. 设计及实际运行情况：2.1 FCCU烟气条件下表为四川石化提供给BELCO®的最大工况和正常工况的流体信息。
注释/说明：a. 标准状况（Nm 3）定义为0︒C 、101.325 kPa 。
b. 对于典型的FCCU 装置，BELCO®定义来源NO x 组成为95% NO 、5% NO 2。
c. 装置开工后一直没有做全分析，因此数据不全。
2.2 LoTOx™冷却吸收塔（152-C-101）出口条件表2.2 LoTOx™冷却吸收塔（152-C-101）设计出口条件2.3 排放要求EDV®湿法洗涤系统在如表2.1进料工况下操作时，设计满足以下性能要求：表2.3净化烟气排放要求表2.4 PTU部分废水液体及固体排液排放要求备注：PH值如果按照最新指标控制（6.5~8.5），则不达标；废水外排温度受换热冷却水温度限制，目前冷却水温度为19℃2.4 主要操作条件3. 存在的问题和建议1)采用此种工艺需要预先对补充水和紧急冷却水以及碱液进行分析,主要分析项目包括PH值、COD、Cl-和悬浮物。
分析目的在于控制外排滤清液的各指标含量和控制Cl-对管道的腐蚀情况。
另，在设计时，出于部门考虑，最好选择干净的新鲜水，出于全厂考虑，可以选择硫磺回收装置酸性汽提水或双脱装置的碱性废水。
2)P101ABC、P102AB、P202AB密封冲洗水现使用除盐水，压力为0.45MPa，而P101ABC出口压力为0.47MPa、P102AB出口压力为0.75MPa、P202AB出口压力为0.4MPa，将导致密封冲洗水无法进入机泵密封腔或者流量较小，因此建议在除盐水管线增加出口压力1.0MPa，流量10 m3/h的管道加压泵。
该项需重视，因为在正常生产时烟气中含有催化剂，烟气温度高，若冲洗水不能进入密封腔，将会损坏机泵。
3)鉴于四川石化现在烟气脱硫臭氧发生器用氮气管线自催化裂化氮气总管单向阀前引出，但是这只能防止催化裂化装置内干气窜入氮气管网，而不能防止外管网的高压干气进入公司氮气管网。
若干气与氧气接触，将会发生爆炸的严重后果。
因此，安全起见，N2线应走专线，即自空分装置出口氮气管线引专线至烟气脱硫臭氧发生器避免有相连轻烃管线相连、泄露，引发安全事故。
4)四川石化烟脱现有1台流量为5.88 m3/h滤液泵。
若两器发生跑剂情况，则澄清器底部催化剂床层升高，需要加快澄清器泄放频率，此时5.88 m3/h的滤液泵不能及时泵送滤液池存水，将造成滤液池溢流污染装置地面。
建议我们在选择滤液泵时考虑设置为流量25 m3/h的泵。
5)在碱液管线选择方面，建议碱液管线尽可能要比设计管线内径大些，避免碱液结晶堵塞。
另由于我们最低气温不会低于20%碱液的结晶点，因此可以不用考虑增加热水伴热。
6)安装过程中，需要进入循环冷却塔中实际测量塔内喷头的角度，保证喷流效果，避免出现烟气沟流情况。
7)塔底的溢流口其高度最好与DCS液位指示一致。
四川石化冷洗塔底液位达到32%时，浆液就会溢流至紧急泄放池，当然也可通过仪表迁移解决这个问题。
8)紧急泄放池泵P-103现有流量为8m3/h，但是若紧急泄放管线及定排罐排水管线来水量过大，则不能及时泵送紧急泄放池内存水。
因此我们采购30m3/h 的排水泵较为合适。
9)四川石化的紧急泄放池内泥浆，通过隔膜泵送到澄清池，我们可以考虑将紧急泄放池内浆液通过泵送回塔内。
10)泥浆泵和模块循环泵选择。
建议尽可能选择密封性和耐磨程度较好的凯斯比（KSB）机泵。
11)泥浆泵入口过滤器选择目数不易过大，70目或者100目即可，水冲洗阶段需要定期切换机泵，泵常出现突然抽空情况，正式开车后，锦西石化和四川石化均将机泵的入口过量器骨架和滤网拆除。
12)PH计准确性非常关键，正常生产中通过PH值控制注碱量，PH计的准确性尤为重要，建议我们装置在上PH计时要增上保护套，在装置开工初期由于四川石化将PH计投用过早导致PH计损坏较多，建议我们在开工正常投用PH 计。
除此之外，最好将PH计设置冲洗水，对PH计进行在线冲洗，防止PH 计表面附着催化剂导致测量不准确，四川石化就出现这样问题。
并且将PH 计进行清洗并标定作为每周的例行工作，通过生产观察PH计准确性较差。
13)液位计需要设置冲洗水，防止催化剂堵塞引压点，由于冷却吸收塔无现场液位计，因此设置冲洗水是必要的。
14)四川石化烟脱澄清池电动耙子未设置停机远传信号，当电动耙子停运时，内操不能及时发现，导致催化剂沉积底部，继而由于扭矩增加耙子较难启动。
15)臭氧发生器的工况重点关注其入口混合气露点温度，2014年1月6日化验分析露点温度为-65.3℃，实际生产中要求其露点温度＜-50℃。
保证露点对臭氧收率的影响。
16)碱液管线建议多增加冲洗水，压力高，管径大，便于处理碱液堵塞问题。
17)氧化罐顶部需要开观察口，便于观察搅动情况，另氧化罐需要增加玻璃板液位计，便于核准其液位。
18)在谈判时要明确絮凝剂和凝结剂助剂的使用量、厂家、助剂量大小。
这部分对生产运行成本有一定影响。
19)认真落实“三查四定”工作。
认真落实管线设备安装。
四川石化开工前期出现冷洗塔底部和中部模块注碱管线、流量计、控制阀安装错误问题，注碱量设计塔底注碱3000kg/h，过滤模组设计逐渐300kg/h。
20)滤布目数通常选择550~600目，保证过水不过粉即可。
铺设滤布时应沿槽车壁面铺设，避免水冲击后将滤布冲碎。
四川石化选择的为500目滤布，实际运行效果来看，其寻则的目数偏小，有催化剂细分通过。
21)滤渣排出电磁阀开关时间主要由浆液的浓度而定，这个需要人工确定，开启时间和排渣时间。
对于阀动作不到位的情况要及时处理。
22)通过臭氧发生器单试数据显示，机柜温度和电源温度是制约其负荷的根本问题。
通过单试结果来看，三台臭氧发生器设计负荷为570KW，实际运行中受到除盐水换热温度的影响，待提高臭氧发生器B负荷至350KW时，机柜温度和电源温度联锁停车，鉴于此，我们可以从两个方面入手解决这个问题：1.增加过冷水作为换热介质；2.增上机柜强制通风解决机柜内热量散失不出的问题。
23)澄清器底部管夹阀后管线为敞口硬管，在更换过滤箱时，需要将过滤箱移位，四川石化为解决这个问题上了近百万的门吊，此项可以优化。
建议在管线末端增加三通并配置阀门以便切换，并配置平台以便操作该阀门。
而外送时则需要考虑是否选择联系吊车或是上门吊。
24)过滤箱周围现有围堰为东、南、北存在围堰，若过滤箱排液过快，而滤液池排水不及时，过滤箱排液将会通过西侧流至催化裂化雨水管网。
因此建议在过滤箱西侧增加坡形围堰，围堵液体的同时方便汽车进入。
25)烟脱顶部在线分析仪长时间检测数据不合格，经过仪表调校也无效果，由于激光粒度分析受催化剂的影响较大，在选型时需要考虑选择测量较为准确的激光粒度分析仪。
26)通过实际确认，泥浆泵出口压力不足0.38MPa（正常压力应为0.47MPa，≤0.63MPa），而洗涤喷嘴前压力为0.16MPa，不满足设计要求（0.25MPa）要求。
则在开工过程中，可以试验若喷嘴压力低于设计压力时，其喷淋效果需关注。
27)澄清池增加料位计，用于检测澄清池内催化剂沉积量，至于是否能够实现，这需要仪表专业人员进行可行性分析。