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脱硫塔中浆液的PH值维持在5.05.9范围内，该PH值优化了SO2的去除效率和亚硫酸氨的氧化速度。硫酸氨易溶解，在常规条件下，可达40%重量的溶解度，而在脱硫塔运行条件下，该比例可达48.5%。脱硫塔在含有3-5%重量的悬浮结晶颗粒控制状况于运行。
脱硫:双碱法、单碱法、氨法、氧化镁法、石灰石膏法、干法、半干法等
脱福瑞进取：SNCR、SCR、湿法烟气脱福瑞进取等
除尘：布袋除尘、静电除尘、旋风除尘、湿法除尘、湿电除尘等
换热器：超导热换热器、H型换热器、管式换热器
烟气脱白：浆液冷却+MGGH、冷凝取水+MGGH、真空闪蒸+MGGH、冷凝取水+MGGH等。
脱硫脱福瑞进取烟气脱白除尘技术是选择性非催化还原法脱福瑞进取技术，该技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内温度为850～1100℃的区域，还原剂迅速热分解成NH3并与烟气中的NOX进行选择性反应，NOX被还原为氮气和水，此方法是以炉膛为反应器，工艺简单，操作方便。
烟气脱白节水效果分析与“脱白”及有色烟羽治理其一、烟气脱白节水效果分析
循环冷却水在换热器内吸收脱硫浆液的热量升温，并通过机械通风冷却塔降温，一部分热量通过冷却水的蒸发释放至环境大气中，其水分蒸发量与环境温度密切相关，可以通过循环冷却水估算法估算。排烟温度降低后，烟气的水蒸气携带量减少，其与循环冷却水蒸发量、漂滴损失的差值即为浆液冷却烟气脱白的节水量。
干球温度对烟气脱白节水效果的影响如表6所示。可以看出，随着干球温度的降低，浆液冷却烟气脱白的节水量逐渐增多。在机组排烟初始温度为50℃，干球温度为40℃时，该320MW机组烟气脱白除尘设备系统的节水量仍高达9.8t.h-1，节水率约为49.0%。
对于拟采用浆液冷却工艺进行烟气脱白的机组，应结合机组历史运行数据，通过试验确定机组夏季的烟温调节能力，以确定佳的设计初始烟温。在炎热的夏季，机组冷却塔的冷却余量有限，而烟气脱白需要的换热量较多，直接使用机组循环水降低烟气温度将影响凝汽器的真空，增加机组的发电煤耗。因此，在进行烟气脱白改造时，建议配套建设专用的机械通风冷却塔。
煤炭中氢元素含量、水分含量、燃烧空气的温湿度对脱硫系统原烟气的含水量影响较大。在进行脱硫系统的水平衡计算时，应参考历年的煤质、气象数据，选择有代表性的煤种及气象天气条件，并考虑连续降雨对设计煤种含水量的影响。
在进行脱硫系统的水平衡设计时，应先考虑工艺水的全面回用与替代，其次可通过增加脱硫废水的排放量来控制脱硫系统的水平衡。对于拟进行脱硫废水零排放改造的项目，应综合考虑零排放改造对系统水平衡的影响，以便在脱硫系统的水平衡设计时预留一定余量。
浆液冷却烟气脱白的节水效果受干球温度影响较大，干球温度越低，节水效果越显著。对于320MW燃煤机组，即使在干球温度为40℃的极端高温天气条件下，其节水效率仍高达49.0%。
其二、脱白及有色烟羽治理
烟气消白及有色烟羽治理有不同的概念解释及处理工艺，先应该将基本概念和原理弄清。湿法脱硫烟气中的水可分为“水蒸气”和“游离水”，水蒸气根据工艺条件还可分为“饱和水蒸气”与“不饱和水蒸气”，在湿法脱硫条件下，水蒸气一般为饱和的水蒸气，其含水量一般只与温度和压力有关，在烟气温度50℃的条件下，纯水蒸气的密度为0.083kg/m3。
湿法脱硫烟气中的游离水及其含盐量比较容易测定，有人测定游离水中的含盐量达3%。游离水及其含盐量与湿法脱硫装置的设计及运行效果有关，现在一般电厂燃煤锅炉湿法脱硫后都装有除雾器，烟气所夹带的游离水量一般都得到比较好的控制，湿法脱硫烟气中的游离水也比较易于脱除。有些非电行业的湿法脱硫装置设计及运行不够规范，湿法脱硫烟气中游离水的含量比较大，应该进行脱除。
湿法脱硫烟气水气的处理是一个难题。目前，主管部门也认识到湿法脱硫烟气水气含盐排放的问题，正在进行烟气'脱白'以减少水溶性盐的排放，但“脱白”投资大，降低雾霆效果有限，其存在以下缺点：
1)冷凝水气的水质不高，pH=2~3，具有腐蚀性；
2)需要价格较高、换热面积较大的耐腐蚀换热器；
3)水气排放量降低有限，多降低20%仍然有80%的水气排放；
4)电厂冷源缺乏，或增加大量成本。
如果采用换热器冷却，则需要的冷却水量成倍增加，工程上难以进行。因此，建议从投资成本、运行成本和排放指标等多方面对湿法脱硫烟气水气“脱白”方法的效果进行详细客观的评价。
为什么国外也采用湿法脱硫技术而没有发生大范围的雾霆，笔者认为这与我国燃煤量过大有关，若想治理我国的雾霆问题，进行煤炭利用技术的革命或者大幅度降低煤炭使用量。
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