1. 我們應該怎麼解決脫硫廢水處理系統中存在的問題
1、分析傳統的脫硫廢水處理系統，主要問題是脫硫廢水含固量高，脫硫廢回水取自回收水箱，經過答廢水旋流站初級分離後，含固量為15%。脫硫廢水含固量高，使整個廢水處理系統不堪重負。
2、脫硫廢水中固體懸浮物的分離，除了使用旋流器離心分離的傳統廢水處理方法外，還有一個簡單有效的方法--自然沉澱。
脫硫廢水自然沉澱需要有足夠的時間和空間。因為廢水系統只要能夠滿足控制漿液品質的要求，無需連續運行，自然沉澱的時間條件能夠滿足，脫硫事故漿液箱若不採用側進式攪拌器，而是採用脈沖懸浮系統的話，利用長期閑置的脫硫事故漿液箱來進行脫硫廢水自然沉澱，空間條件可以滿足。所以，利用現有的事故漿液箱進行脫硫廢水自然沉澱是降低其含固量的最佳選擇。
採用事故漿液箱預先沉澱澄清石膏漿液的辦法，可以充分利用原有脫硫系統設備，如事故漿液箱、三聯箱等，徹底拋棄了傳統系統中故障率高的設備，如一體化澄清器、壓濾機、污泥輸送泵等。改造小，收益大，是解決脫硫廢水處理難題的一種簡單、可靠的新方法。
2. 燃煤電廠脫硫廢水排放指標限值的計算方法研究
目前我國燃煤電廠脫硫廢水標准DL/T997—2006的排放指標與限制內容已不符合社會發展需要，為此，本文提出了燃煤電廠脫硫廢水排放指標限值相關計算方法。
論文調研了美國和國內的相關規范，對排放指標確定范圍的具體數值和演算法模型展開深入研究，結合我國行業發展狀況和國情給出了具體的修訂建議，通過計算模型得出脫硫廢水污染物控制參數的直接排放限值，氯化物日最大排放限值≤500mg/L，總溶解固體(TDS)日最大排放限值≤215mg/L，硒≤1.5mg/L，汞≤0.005mg/L等。
2015年國務院印發《水污染防治行動計劃》(以下簡稱「水十條」)明確了我國水環境治理的重點，為中國水污染防治指明了方向。
燃煤電廠濕式石灰石石膏法煙氣脫硫(FGD)產生的脫硫廢水以其污染物組分復雜、不少重金屬含量超標，直接排放將對環境及人體產生多重且長期的危害，因此電力行業2006年首次制定了《火電廠石灰石石膏濕法脫硫廢水水質控制指標》DL/T997，通過濃度控制對相應的污染物排放指標、處理技術提出了無害化要求。
脫硫廢水常規處理方法為化學沉澱、絮凝、中和、沉澱等技術路線，但隨著近年來零排放技術等的逐步出現與成熟，加之現有執行標準的控制指標種類少、不區分技術制定標准限值等問題，原有標准在技術先進性、環境要求方面的適應性越來越低。
為進一步完善國家環境污染物排放標准體系，規范和加強火電行業廢水排放管控，引導電力污染物環保產業可持續健康發展，對脫硫廢水標准進行修標已是大勢所趨尺宏。
本文通過對比我國與美國污染物排放標準的修訂及污染物排放指標濃度限值的計算模型，制定出適用於我國脫硫廢水污染物控制參數的直接排放限值計算方法。
1中美污染物排放標准修訂對比
1.1美國確定基於技術的污染物排放指標的流程
美國確陵鬧冊定水質污染物排放限值的方法基本分為以下3種：①特定化學物質法;②廢水綜合毒性法;③生物基準或生物學評估法。
經研究，美國工業點源水污染物排放限值的確定方法主要為水環境質量的綜合毒性法，該法採用水生生物暴露試驗的方法確定污染物綜合毒性，適用於難確定廢水水質復雜且難提出特定污染物的情況。
這區別於為滿足特定化學物質水質基準的特定化學物質法。根據美國國家污染物排放削減計劃(NPDES)，其核心內容即排污許可證的頒發與實施，而該政策的實施內容則為點源水污染物排污許可限值。
美國對於點源污染物排放限值的確定方法依據之一為技術基礎(technology-based)，即考慮目前能達到的技術處理能力;之二為水質基礎(water quality-based)，即充分考慮以環境生物影響與人體健康為本的水質標准。
圖1給出了美國EPA基於處理技術確定廢水污染物排放指標限值的客觀研究流程。
圖1 美國環保署(EPA)水污染物排放標准限值確定流程
1.2國內常規污染物排放標準的修訂程序
我國的工業污染物排放控制標准通常以對應的污染物去除工藝、技術路線為主要修標依據，以人體健康(即環境效益)為基本要求，標准所控制的技術路線除技術可行外還要充分考慮經濟指標，即投資、運行費用等。
根據以上現有客觀修訂依據，本文作者通過綜合分析各類標準的修訂背景、必要性、計算研究方法等步驟，所確定的標准確定過程分解如圖2。
圖2 脫硫廢水污染物控制標準的修標流程
1.3我國污染物排放指標存在的問題
1.3.1相關指標在標准中體現不夠
我國對於脫硫廢水的控制標准有行業標准《火電廠石灰石-石膏濕法脫硫廢水水質控制指標》(DL/T997—2006)，其中指標有對重金屬的控制如總汞、總鉻、總鎘、總鉛、總鎳、懸浮物、化學耗氧量、硫化物、氟化物、硫酸鹽、pH進行了制約。
考慮到目前國內推薦應用的脫硫廢水處理技術路線，如沉澱、混凝、彎汪中和等化學處理後達標排放，即三聯箱技術。此路線對懸浮物與大部分金屬及重
金屬汞、砷去除率很高，但對氯化物、溴化物、硼、硫酸鹽、銨和其他溶解固體(TDS)去除率低[13];並且對某些有害元素如硒等去除效果差。
對於此種處理技術，現有的控制標准種類少，對可溶性鹽及硒等有害物質的排放在標准中體現不夠。
其次我國推薦的脫硫廢水處理技術路線還有化學沉澱、混凝、中和預處理+膜濃縮+煙道余熱蒸發乾燥/蒸發結晶，即脫硫廢水零排放技術。
此技術需要對汞、砷、硒和硝酸鹽/亞硝酸鹽的出水濃度進行限值，以及對總懸浮固體(TSS)進行限制。
我國脫硫廢水控制標准不再符合社會發展需要，需增加現有執行標準的控制指標，更應該關注溶解性總固體TDS、硝酸鹽/亞硝酸鹽，汞、六價鉻、銅、硒等有害物質控制指標。
1.3.2未充分考慮技術經濟可行性
深入研究美國環保署2015年最新修訂的關於點源燃煤電站的污染物排放標准40 CFR Part423，《Effluent Limitations Guidelines and Standards for the Steam Electric Power Generating Point Source Category》;Final Rule，關於FGD廢水的控制標准有兩套BAT(best available technology economically achievable，最佳經濟可行技術)限制，第一套BAT控制標準是對TSS(total suspended solid，總懸浮固體)制定的數值限制標准，該控制方法與EPA先前制定的關於TSS的BPT(best practicable control technology currently available，最佳現有實用控制技術)規范在數值上相同;第二套BAT控制標準是對汞、砷、硒、硝酸鹽/亞硝酸鹽氮制定的數值限制標准，而自願採用先進技術的現存燃煤電廠(ES，existing sources)與新建電廠(NS，new sources)的FGD廢水控制指標為汞、砷、硒、TDS(溶解性總固體)。
但我國還未建立系統的污染物削減技術評估體系，目前我國制訂的BAT僅11個，不足以支撐所有行業的水污染物排放標准制修訂工作。
1.3.3標准在技術先進性、環境要求方面的適應性需提高
在制定標准時應與現今脫硫廢水處理技術及環境要求無縫銜接。行業水污染物排放限值是通過綜合考慮工業排污水平、污染物處理技術、環境質量要求、國內外相關標准等多方面的因素來制訂。
如今零排放技術已在我國部分應用，《火電廠石灰石-石膏濕法脫硫廢水水質控制指標》已遠遠不適用於當今污染控制技術。
美國對於濕法脫硫廢水的排放控制標准，美國EPA根據不同的處理技術分別制定了不同的控制限值。
如只採用化學沉澱法處理脫硫廢水的電廠需要針對汞、砷提出控制標准;採用化學沉澱後續串聯生物處理脫硫廢水的電廠需要提出汞、砷、硒、硝酸鹽/亞硝酸鹽態氮的控制標准;而採用蒸發處理脫硫廢水的電廠則提出控制汞、砷、硒和總溶解性固體的要求。
2相關計算模型
2.1發達國家確定污染物排放指標濃度限值的計算模型
參考美國國家污染物削減計劃(NPDES)中基於BAT技術的水污染物濃度限值計算方法建立計算模型過程。
(1)確定需要控制的污染物指標，根據造成的環境影響即主要矛盾，包括長期/慢性和短期/急性毒性確定。
(2)工業廢水濃度限值分為日最大濃度限值(短期)與30天平均值(長期)，分直接排放到自然水體的濃度限值和排放到下游公共污水處理設備的濃度限值，不同濃度的演算法公式也不同。
以工廠排放的某污染物i為例，討論長期平均值(long time average，LTA)，如式(1)。
(3)日變異系數和月變異系數VF的確定。
(4)根據計算模型標准濃度限值=LTA×VF，最終確定排污行業不同污染物濃度的濃度限值標准。
(5)可行性驗證。
2.2適用於我國工業廢水排放的標准限值計算模型
(1)某種污染物濃度限值確定行業長期平均值採用算術平均根的計算模型，以企業排放的COD為例，公式如式(2)。
3我國脫硫廢水排放標準的濃度限值計算方法
依據新修訂脫硫廢水排放標準的標准限值依託的技術依據擬採用零排放技術「化學預處理+RO膜濃縮減量+蒸發結晶」技術為主、「化學預處理+RO膜濃縮減量+余熱煙氣旁路蒸發」技術為輔。
已知正常工況下兩種技術的出水指標相當，形成的脫硫廢水零排放系統的主要污染物進出口控制參數如表1，以國內某燃煤電廠大型脫硫廢水零排放工程實例為參考原型。
表1 脫硫廢水零排放系統的主要污染物進出口控制參數
根據燃煤電廠石灰石石膏濕法脫硫廢水的水質特點、主要污染物種類可能造成環境危害以及現有水質標準的主要控制對象的分析，以及環保部推薦的最佳處理技術的結論，確定了脫硫廢水中需要控制的污染物種類，如表2。
表2 基於蒸發結晶/旁路蒸發技術(BAT)的脫硫廢水污染物控制參數確定
下面以10家採用脫硫廢水零排放技術的燃煤電廠出水水質數據為基礎，以具有代表性的污染物硫酸根離子SO42–為例代入數學模型計算，過程和結果如下。
(1)計算長期平均值LTA，如式(8)。
國家規定的化學需氧量的測定方法為重鉻酸鹽法，由GB11914—1989可知，該方法檢出限為0.2mg/L;未檢出比例為p=0。
表1中的其他類型污染物的BAT濃度限值的計算結果同硫酸根，因此最終計算結果如表2。
4結論與展望
(1)以最佳可利用技術(BAT)——脫硫廢水零排放技術蒸發結晶的工藝路線為標准濃度限值確定的技術依據，充分學習我國與美國環保部門制定廢水排放標准限值時藉助的數學模型演算法，確定了該技術方案支持下的脫硫廢水排放控制標準的污染物種類與控制濃度區間。
(2)在深入研究了我國和美國的標准限值確定方法的基礎上，融合了兩國計算模型的共同點，得出了根據脫硫廢水水質水量特點確定的需要污染物種類，包括新增的TDS日最大排放限值、硝酸鹽日最大排放限值、氯化物等無機鹽離子的控制水平、二類污染物銅、硒的控制水平以及一類污染物汞、六價鉻等重金屬控制指標等。
(3)脫硫廢水新的控制指標應更加適應當前及未來的環境發展需要。
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3. 環保部布袋除塵器是否充許設置旁通閥
不允許設置。
為了加強對火電企業脫硫設施鍋爐布袋除塵器運行過程的監管，提高脫硫設施運行效率，2010年6月，國家環境保護部下發了《關於火電企業脫硫設施旁路煙道擋板實施鉛封的通知》(環辦[2010]91號)文件。按照要求，2010年9月底浙江省內火電廠均實施了對脫硫旁路擋板的首次鉛封。一年多來，電廠應對鉛封採取了系列措施，現就鉛封後實際旁路開啟情況及逐步過渡取消旁路的對策進行分析和討論。
1、 應對鉛封採取的措施
1.1 修改旁路開啟保護邏輯
鉛封要求下發之初，浙江省內火電廠均積極響應，經過各集團組織論證以及採納各技術單位給予的提議參考，首先對旁路開啟的保護邏輯進行了修改。在常見的旁路擋板保護聯鎖中，有四個聯鎖是所有火電廠一致選擇保留的，它們是增壓風機入口壓力超限開旁路、GGH停轉開旁路、多台循環泵跳閘開旁路以及增壓風機跳閘開旁路。這四項聯鎖的保留主要基於對脫硫設備的保護以及對煙道、擋板 安全性的考慮。對於機組MFT開旁路以及機組RB開旁路這2項聯鎖，絕大部分電廠也選擇了保留，部分取消了MFT信號直接觸發開旁路。大部分廠取消了進口煙塵 濃度高於定值、運行中煙溫偏低開啟旁路，小部分改成了報警;油槍的投運聯鎖部分被取消，部分改成人工判斷可投撤;進口溫度高於定值部分廠考慮到煙氣超溫的情況可能發生仍保留投入，部分廠則改成了報警;進出口擋板開信號消失的聯鎖也類似，電廠也酌情進行保留或改成報警。
在修改旁路開啟保護邏輯時，除了對聯鎖進行了是否保留的選擇，對於聯鎖的觸發條件也進行了修改，主要為增加延時(如超溫、失速，信號消失等)和對定值放寬(如壓力、溫度、振動條件值等)。最典型的就是增壓風機入口壓力超限保護的定值，在分析脫硫廠家的設計參數和各爐煙道、擋板實際運行中的情況後，普遍對正負限定值都予以了放寬，從後續實際運行效果看，沒有產生不利影響，這些修改還是比較謹慎和合理的。
1.2 調整旁路擋板試驗和GGH離線沖洗周期
為保證旁路擋板可靠開啟，作為檢查手段，旁路擋板定期活動試驗一直是作為一個常規工作而開展的，一般會1-2月進行一次，鉛封後近一半的廠已不進行旁路擋板周期試驗，主要利用機組調停或停運時開展這項工作。調研中發現個別廠旁路擋板存在密封片易變形的問題，由於無法掌控變形是否會對開啟帶來影響，因此取消定期試驗，會帶來一定的風險。在有GGH裝置的電廠，當GGH壓差上升到一定允許限值，在線高壓水沖洗也不能緩解時，就需要停運脫硫，進行離線高壓水沖洗，頻次高的廠可能1個月會清洗2-3次。在鉛封實施後，旁路開啟受限， 而且環保部門不再允許將旁路擋板定期試驗時間計為免責時間，因此對這兩個開旁路的頻次，電廠也進行了控制。目前，部分廠已能做到與機組檢修同步，這得益於設備本身選型較好，或近年經過了改造。投運較早的GGH普遍離線頻次較高，平均2月1次，對擋板開啟次數和投用率的影響較大。
1.3 設備改造和優化
設備的可靠性直接關繫到脫硫系統的正常運行，在向取消旁路過渡中，對設備系統的改造和優化是一個必不可少的環節。改造和優化措施主要有：
(1)GGH換熱元件改成大通道防堵型;GGH吹灰器改造，增加吹掃空壓機，盡可能延長定期離線沖洗的周期，做到與機組檢修同步。檢修時化學清洗換熱元件，有部分換熱元件可備用。
(2)因增壓風機前負壓波動多次開擋板較多的廠，通過燃燒工況調整，修改前饋、後饋系數，對煙道、擋板承壓重新核算，放寬了定值 。
(3)增壓風機入口擋板增加為2台執行機構，加雨棚;增大擋板執行機構的力距;更換所有油管路的軟管;液壓油管換成可靠型號防漏;增壓風機停運後輪轂及葉片上加強清灰，保證風機振動正常;漿液循環泵減速箱冷卻採用內部蛇形管加潤滑油外置冷卻器閉式冷卻水，保證冷卻效果好。
(4)循環泵入口濾網換型，增大通流量，降低泵氣蝕;泵出口大小頭防腐換成不銹鋼;吸收塔噴淋層增加耐磨板，中隔板位置焊接合金板;噴淋管經常損壞部位加裝不銹鋼護套，吸收塔連接短管加裝內套管。噴淋加裝監測，噴淋層加厚，除霧器加裝支撐，噴嘴更換，死區加裝沖洗;吸收塔出口增設疏水槽、管，減少水汽對尾部煙道的腐蝕和GGH的結垢;襯膠補後易脫落，加強修補質量過程式控制制;對除霧器沖洗邏輯進行修改，增加一級除霧器的沖洗頻次。確保投用率前提下，定期對吸收塔內部進行清理。
(5)煙風道的鱗片易起泡，需經常檢查，並加強修補質量過程式控制制;對煙囪腐蝕進行監控，機組停運時，對煙囪防腐要及時進行評估、修補。
(6)廢水處理系統擴容;三聯箱增設旁路;制漿系統增設補水管;工藝水管改成襯膠;在線pH計、密度計換型，改母管上測量，保證檢測的准確性;採用熔斷法在線處理電除塵陰極螺旋線故障，故障頻發電場檢修時成批更換極線，保證電場的正常投運。
2、鉛封以來旁路開啟統計及分析
我們選取了2010年11月-2011年9月這段鉛封後時間，對省內14個廠旁路開啟的次數和原因進行了歸類。統計，並與2009年11月-2010年9月進行了對比。在這兩組對照時間中，鉛封前全省總計開旁路436次，而鉛封後為318次，開啟次數明顯下降，說明了鉛封這一環保的強制力，確定起到了限制旁路開啟的作用。有9個廠開啟次數明顯下降，部分幅度較大，呈現上升的有4個廠，幅度不太大。
而造成開啟的原因中鉛封前達19項，鉛封後少了5項，這少的5項分別為氧化風系統故障，進出口擋板故障，入口煙溫異常，電網外部線路故障以及低壓脫硫變跳閘。
鉛封前開啟原因佔比合計超過80%，且位列前五位的原因依次為：GGH故障或離線清洗、增壓風機入口風壓波動、增壓風機故障、機組RB或低壓荷、鍋爐MFT;而鉛封後，原因佔比合計超過80%的仍是這五個，排名上增壓風機入負壓波動變成列最後，其他依次不變。
3、 旁路開啟受限目前帶來的影響
從浙江省內各電廠對旁路開啟邏輯的修改可以看出，由於對大部分重要聯鎖予以了保留，目前電廠在旁路開啟上還是屬於「該開則開」 的階段，環保部門總體還是持理解態度。因而旁路開啟受限或取消可能帶來的影響大部分沒有付諸表現，也就是說，目前尚未出現因脫硫設備檢修而被迫停運主機的情況;而鍋爐MFT、機組RB、入口煙溫高時旁路也都開啟，由此帶來的煙風系統失穩以及吸收塔內部部件損壞風險暫不存在;入口煙溫低，發生不多，持續時間短，今年煤種硫分普遍不是很高，脫硫設備鍋爐布袋除塵器系統容量尚能緩沖，因此對這兩種情況，各電廠基本能做到不開啟旁路。
在鍋爐啟停階段，浙江省內電廠電除塵器投用中，有3個電廠較早，基本點火後就投用電除塵器;大部分電廠還是按照電除塵入口溫度要求逐步投運電場，其後一般在50%機組負荷時投運脫硫。浙江省內4*600MW機組(無GGH)從2010年下半年開始就脫硫投運按要求進行旁路取消 的前期准備和方案認證，並把2011年作為一個過渡期，給予電廠每台爐全年12h作為旁路可開啟時間，這其中包括了擋板定期試驗，機組度網期間擋板異常開啟時間。針對這一要求，目前電廠採用電除塵投運與鍋爐點火同步，脫硫投運與機組並網(10MW)同步的方式。為了減少運 行期間異常，進行制漿、氧化，廢水處理、事故漿液貯存能力的增容，盡量結合機組檢修安排脫硫系統缺陷設備的維修，同時開始逐步取消增壓風機。機組異常停機時，盡量採用滑參數運行方式，直到脫硫與鍋爐同步停運。在這種方式下，到目前為此，今年電廠僅因處理1號增壓風機液壓油管漏油開過1次旁路，每月脫硫投用率都接近100%。
該電廠目前的運行方式已是浙江省內相對較好的做法，觀其效果，影響還是存在的。首先是低溫腐蝕風險。機組剛並網時煙氣溫度還不高，此時脫硫投入，出口煙溫必是偏低的。查閱歷史曲線發現機組剛並網時(10MW)電廠脫硫出口煙溫 一般在30度左右，等機組負荷上升，出口煙溫上升到45度以上(正常脫硫出口煙溫)往往需要2h左右，這期間脫硫後設施煙道就處於低溫高濕腐蝕風險，而該電廠為兩爐合用一內筒煙囪、兩爐啟停使該煙囪腐蝕風險進一步加大。在機組檢修時，對煙囪防腐層進行修補已成為一項定期工作。升爐期間盡管有電除塵投 用，但它對煤粉的去除效果較差，未燃盡碳，包括有時點火不好仍需投油時的油滴仍不可避免地進入到漿液，據電廠反映，採用這一運行方式後，吸收塔漿液起泡發黑(有溢流)較常見，有時還導致盲區，需加大廢水排放。如果史採取加大廢水排放的措施，啟、停爐1次造成的對 漿液的影響，需半個月左右才能完全自然置換，對石膏脫水和品質有一定影響。如果機組啟停頻次較多時，石膏脫水系統的稀釋緩沖能力下降、則危害更大。
對於運行中投油槍是否需開旁路的處理，各電廠有所不同。有一半電廠在投油負荷下均開啟擋板，另一半電廠在投油負荷下均開啟擋板，另一半則基本做到不開。為了減少影響，電廠一方面盡量與高度溝通，爭取負荷能穩定在投油負荷以上，即不投油;另一方面即使投油也盡量少股幾支油槍，並採用間斷投用方式。目前看來，投油對脫硫漿液影響主要表現為漿液起泡溢流(部分電廠定期加入消泡劑)，漿液表面有些發黑，但對塔內漿液反應、脫水和石膏品質基本沒有較大影響。
4、取消旁路的對策
目前大部分2011年閃投運的脫硫裝置都採用有旁路設計，而環保部門最近已提出2012年起即將把取消脫硫旁路提上議程。從以上浙江省內電廠脫硫開旁路的現狀看，短時內完全取消旁路難度和壓力甚大。因為目前還缺少老機組旁路無聲封堵後成熟和完善的運行經驗。一旦取消或臨時封堵旁路煙道，則脫硫裝置與主機將成為一個串聯系統而必須同步啟停，因此，必須充分考慮無旁運行時的特殊性，提出有針對性的應對策略，同時進行改造和優化，才能提高無旁路爐及脫硫系統的運行可靠性。
4.1 評估脫硫設施現狀
建議在現有脫硫設施脈沖除塵器取消旁路前進行全面謹慎的評估。評估的內容應包括煤質波動、脫硫設備可靠性、機組運行可靠性、旁路開啟的統計分析等多個方面。通過評估可找出制約電廠旁路取消的主要因素以及權重，這樣根據優先次序，在過渡期內逐步開展改造、增容和優化，使旁路開啟水平能逐步趨近於取消。也可對取消旁路的實施廠進行優先排序：沒有GGH且取消增壓風機運行的機組，是可以首先進行取消旁路的實施對象;其次是沒有GGH的機組，由於沒有該高阻力設施，對引風機擴容，從而取消增壓風機實施相對容易;GGH和增壓風機均有的機組 實施也最困難。當GGH壓差能長期控制在一個較穩定的水平，可以結合脫硝改造，考慮對引風機擴容，從而取消增壓風機。
4.2 燃料品質是首要保證
煤質是首要因素，需要通過統計分析，將最差煤種的情況納入考慮。其中灰分、硫分是主要因素，前者影響電除塵器的除塵效果，後者影響整個系統可脫硫容量，此外煤質造成點火的難易會影響微油、等離子點火的效果，燃燒不好造成鍋爐不能正常運行帶來諸如MFT影響。因而如取消旁路運行，對煤種的品質和穩定性要求必然提高，低硫煤的采購以及高低硫煤摻燒仍是從源頭保證脫硫系統正常運行的首要工作，還有在鍋爐冷態啟動階段盡可能燃用揮發分高的煤種作為啟動煤種，不但有利於縮短鍋爐的啟動過程，也降低了因點火困難、消耗大量的烯 油給脫硫裝置帶來的一系列影響。
4.3 鍋爐運行和脫硫運行對策
在電除塵器運行過程中，為了減輕未燃盡油污碳粒對吸收塔漿液系統的污染，在鍋爐點火啟動前尤其是冷態啟動前，電除塵器的灰斗加熱、絕緣支柱套管加熱及放電極絕緣室加熱最好能提前24h投入，確保電除塵器和干除灰系統投入運行且吸收塔循環泵啟動投入後再點火起爐。在鍋爐點火啟動階段，為防止部分未燃盡油污和碳粒隨煙氣經過電除塵器時發生二次燃燒，應控制電除塵器各電場的二次電壓在起暈電壓和閃絡電壓之間，並適當限制二次電流值。運行過程中密切監測電除塵器出口的煙塵濃度，必要時可考慮實施電袋除塵器或布袋除塵器的改造,其中良好運用除塵器布袋和除塵器骨架以進一步提高除塵效率。
為了防止脫硫吸收塔入口煙氣超溫，保護吸收塔內部構件、襯膠或鱗片襯里，除霧器應設置事故噴淋減溫裝置，並確保噴淋減溫裝置能夠可靠投入。在脫硫裝置運行期間，應密切監測脫硫系統的主要運行參數及吸收塔出、入口溫度的變化。在鍋爐停爐階段，也應待進入吸收塔進、出口煙溫降至耐溫極限以下並確保安全時方可停運所有循環泵。對於事故噴淋系統，在日常運行過程中加強設備維護，對高位水箱設立自動補水，並經常確認水位，系統電源接入保安電源，定期開展噴淋試驗以確保其能及時動作也是非常重要的。
在鍋爐調整和脫硫調整時，應保證鍋爐燃燒的穩定性，控制空預器漏風，確保煙氣參數不嚴重偏離設計條件。在鍋爐點火啟動階段、低負荷投油助燃階段或煤種含硫量驟升階段，密切監視脫硫系統運行參數，加大對吸收塔漿液品質的化驗分析，一旦出現吸收塔大量溢流起泡、pH值無法有效提升和穩定、漿液品質惡化、石膏脫水困難等狀況，可採取置換漿液的方式消除影響。嚴格監控脫硫系統的運行條件，加強對吸收劑、工藝水和蒸汽等品質的監控，提高在線儀表的可靠性和穩定性，加強脫硫系統的化學監督工作並制定為制度的形式，定期定時對脫硫系統各介質的化學分析，在鍋爐冷態啟動投油助燃或低負荷投油穩燃階段，密切關注和分析吸收塔漿液的含油量，為漿液置換、除霧器噴淋沖洗提供科學的參考依據。
提高檢修水平，在日常的運行實踐中，應加強脫硫系統和設備的檢修維護和管理水平，並形成嚴格的管理制度，充分重視脫硫系統的各個缺陷和故障點，發現問題必須及時分析和處理，避免形成隱患，必要時將脫硫系統關鍵設備包括煙囪納入主設備的維護和管理范疇。重點關注管道容器系統和旋轉元件的沖刷磨損和腐蝕問題、GGH和除霧器的結垢堵塞問題以及尾部煙道和煙囪的腐蝕滲漏問題，對脫硫系統真正做到逢停必檢，達到防患於未然。
4.4 與環保部門溝通
火電廠脫硫裝置取消旁路，如果倉促上馬，恐怕會給電廠生產運行帶來一定的影響，各發電集團和電廠有必要與各級環保部門積極溝通，通過分析讓其了解目前企業的旁路開啟現狀和取消旁路的影響，爭取合理的過渡期限，完成必要的改造和優化，使取消旁路能安全的、可靠的實施。
4. 怎麼解決脫硫廢水處理系統存在的問題
1、分析傳統的脫硫廢水處理系統，主要問題是脫硫廢水含固量高，脫硫廢水專取自回收水箱屬，經過廢水旋流站初級分離後，含固量為15%。脫硫廢水含固量高，使整個廢水處理系統不堪重負。
2、脫硫廢水中固體懸浮物的分離，除了使用旋流器離心分離的傳統廢水處理方法外，還有一個簡單有效的方法--自然沉澱。
脫硫廢水自然沉澱需要有足夠的時間和空間。因為廢水系統只要能夠滿足控制漿液品質的要求，無需連續運行，自然沉澱的時間條件能夠滿足，脫硫事故漿液箱若不採用側進式攪拌器，而是採用脈沖懸浮系統的話，利用長期閑置的脫硫事故漿液箱來進行脫硫廢水自然沉澱，空間條件可以滿足。所以，利用現有的事故漿液箱進行脫硫廢水自然沉澱是降低其含固量的最佳選擇。
採用事故漿液箱預先沉澱澄清石膏漿液的辦法，可以充分利用原有脫硫系統設備，如事故漿液箱、三聯箱等，徹底拋棄了傳統系統中故障率高的設備，如一體化澄清器、壓濾機、污泥輸送泵等。改造小，收益大，是解決脫硫廢水處理難題的一種簡單、可靠的新方法。