1、脱硫废水中悬浮物含量太高。原脱硫废水处理系统运行过程中，中和箱、反应箱、絮凝箱经常出现搅拌器过流、底部沉积污泥过多、底排管堵塞情况，主要原因是脱硫废水悬浮物含量超系统设计值。一方面脱硫系统超低排放改造后，协同除尘使进入脱硫系统的烟尘含量增多，另一方面脱硫废水悬浮物含量过多与石膏浆液旋流器、废水旋流器的二级旋流效率有一定关系。

2、加药种类多，系统复杂，人工操作量大，运行费用较高。原脱硫废水处理系统加药种类多达5种，加药设备涉及计量箱、计量泵及附属管路系统，相对复杂。三联箱未设置水质检测及药量控制装置，因此原有加药方式加药量与实际脱硫废水浓度不匹配。且盐酸、絮凝剂、助凝剂、有机酸计量泵及石灰乳输送泵、计量泵由于介质特殊，故障较多，备件采购成本及维护工作量较大。

3、脱泥设备运行缺陷多，污泥最终处置困难。原脱硫废水处理系统澄清池排泥粘度大，原离心式脱水机对该污泥的适应性较差，导致运行中经常出现振动大、频繁堵塞等故障，设备可靠性较差。脱水后污泥作为固体废弃物因F－、重金属等污染物较多，无有效处置途径。

4、现有排放方式问题重重。华能杨柳青热电厂曾对脱硫废水排放进行简单资源化利用改造，自滤液水箱经滤液水泵直排煤场西侧沉煤池进行分级沉淀后用于煤场喷淋和冲洗。排往煤场西侧沉煤池脱硫废水含固量太高，随着出废水量的增大，目前沉煤池清淤频次为半个月一次。由于清理出来的石膏晾干后不具备销售价值，采取燃煤掺配方式消纳。但随着环保指标控制日趋严格，对进炉煤含硫量稳定控制要求较高，而为降低燃料成本，杨柳青电厂一定程度上提高了高硫煤采购比例，导致煤场本身掺配压力较大，石膏掺配时机减少，石膏积压一方面挤占煤场面积，另一方面为控制扬尘还得专门苫盖。另外，脱硫废水呈酸性，在由于煤场喷淋抑尘、降温过程中，对相关管路、喷淋装置造成一定程度腐蚀，降低了设备可靠性，缩短了使用寿命。