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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
脱硝：SNCR、SCR、湿法烟气脱硝等
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。
脱硫脱硝烟气脱白除尘技术是选择性非催化还原法脱硝技术，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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