所谓湿法烟气脱硫，其特点是脱硫系统位于烟道的末端、除尘器之后，靠喷淋或其他形式使烟气跟吸收液充分接触，通过吸收液中的碱来捕获烟气中的SO2，从而达到烟气脱硫的目的。由于是气液反应，其反应速度快、效率高、脱硫剂利用率高，适合各种工况的烟气脱硫。
当前实际使用中常用的湿法烟气脱硫技术，按脱硫剂的不同，主要有石灰石/石灰―石膏法、双碱法、氧化镁法等。
石灰石（石灰）―石膏湿法烟气脱硫工艺主要是采用廉价易得的石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰作为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被吸收脱除，最终产物为石膏。脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴，加热器加热升温后，由增压风机经烟囱排放，脱硫渣石膏可以综合利用。从最近几年的运行情况来看，该工艺的脱硫效率在90%-95%，环境特性很好。不过，设备存在一定的结垢现象，防腐方面的研究也有待加强。
该法用氧化镁浆液[Mg（OH） 2]吸收烟气中SO2，得到含结晶水的亚硫酸镁和硫酸镁的固体吸收产物，经脱水、干燥和煅烧还原后，再生出氧化镁循环吸收使用，同时副产高浓度SO2气体。工艺系统主要包括：烟气系统、SO2吸收系统、脱硫剂浆液制备系统、副产物处理系统、事故浆液系统、工艺水系统等。
氧化镁法可处理大气量的烟气，技术成熟可靠，脱硫率≥95%，无结垢问题，可长期连续运转，煅烧气含SO210～13%，可用于制酸或硫磺。缺点是副产品回收困难，并且脱硫剂氧化镁的成本较高。
双碱法是先用可溶性的碱性清液作为吸收剂吸收SO2，然后再用石灰乳或石灰对吸收液进行再生，由于在吸收和吸收液处理中，使用了不同类型的碱，故称为双碱法。钠钙双碱法是以碳酸钠或氢氧化钠溶液为第一碱吸收烟气中的S02，然后再用石灰或熟石灰作为第二碱，处理吸收液，再生后的吸收液送回吸收塔循环使用。
由于采用钠碱液作为吸收液，不存在结垢和浆料堵塞问题，且钠盐吸收速率比钙盐速率快，所需要的液气比低很多，可以节省动力消耗。双碱法脱硫同样是目前国内的主要脱硫工艺之一，其脱硫效率≥90%。
通过对国内目前脱硫技术的了解，我们可以发现石灰石-石膏法、MgO法、双碱法是目前国内脱硫技术主流中的高效脱硫技术，在大部分污染行业的烟气治理上是满足国内环境保护排放标准的。但往往应用在玻璃窑炉烟气治理时，效果不理想，普通的石灰石-石膏法、MgO法、双碱法技术使用后烟气中的二氧化硫排放浓度一般在300mg/Nm3-400mg/Nm3之间，高于国家的大气污染物综合排放标准（200mg/Nm3）。
要想提高现有的脱硫技术，首先我们要先了解玻璃窑炉烟气的特性及烟气成分。玻璃窑炉烟气的主要特点：烟气温度高、烟气流量适中、烟气中SO2的含量较高、粉尘的含量较低，排放二氧化硫浓度为6000mg/m3左右，排放烟尘浓度为350mg/m3左右，排放烟气黑度为1-2级；
1）在进行烟气治理的工程设计时，我们往往因为玻璃窑炉粉尘的含量较低的特点放弃除尘，而放弃除尘设备，而脱硫塔喷淋时确实能够减低一部分粉尘，但是烟尘中所含的硅、铝的氧化物经过循环系统沉淀后总量逐渐增加，而当其进入吸收塔后与烟气中的F离子形成氟化铝络合物，从而影响SO2的溶解吸收，影响脱硫效率。
2）玻璃窑炉烟气中的二氧化硫浓度为6000mg/m3左右，而现行湿法脱硫技术一般稳定运行时，脱硫效率为95%，按理论计算6000mg/m3×（1-95%）=300mg/m3；
a 增设除尘装置。璃窑炉烟气含酸碱度高，黏性强，无法使用袋式除尘器，因此水膜脱硫除尘器就成为了首选。水膜脱硫除尘器的成本低，除尘效率高，能够成功降低烟气中的烟尘含量，避免粉尘中的硅、铝的氧化物进入脱硫塔。
b 同时在水膜脱硫除尘器的浆液中加入适量的碱液，能够起到一级脱硫的作用，处理烟气中的部分二氧化硫，稀释空气中的二氧化硫含量，一级脱硫效率一般能够达到40%左右。
c 烟气经过过滤后进入湿式脱硫塔，此时进入湿式脱硫塔的二氧化硫浓度大约在6000mg/m3×（1-40%）=3600mg/m3，二级脱硫我们选择双碱法脱硫，双碱法脱硫效率高，系统稳定性高，投资费用低，运行费用低，并且无二次污染。同时因为二氧化硫的浓度降低，在保证脱硫系统的正常脱硫效率下，按理论计算3600mg/m3×（1-95%）=180mg/m3；这样既能保证二级脱硫后达标排放，又降低了设备的运行成本。
虽然增设的除尘装置，烟气脱硫系统的成本有所增加。但水膜脱硫除尘器的成本较低，同时经过了一级脱硫处理后，脱硫塔的负荷减轻，可以对二级脱硫系统进行从容的布置，达到降低成本的要求。
本文对玻璃窑炉的烟气治理进行了研究和分析，同时了解了目前国内的脱硫技术，并综合现有的脱硫除尘技术对玻璃窑炉的烟气治理提出了一套切实可行的治理方案。
由于时间有限和条件上的限制，本论文还有很多不足之处，有待进一步完善。希望本论文提出的治理方案能够在玻璃窑炉烟气处理的工程设计和实际操作上，实现它的可参考价值和现实的指导意义。
当前中国火力发电厂普遍采用的脱硫方法主要有两种，即半干法和湿法。所谓半干法指的是利用喷雾干燥的原理，在吸收剂浆液喷入吸收塔之后所进行的脱硫工作，或者通过干燥方式使其在塔内分离，或者使其与二氧化硫（SO2）反应，从而生成固体灰渣，进而达到脱硫效果。半干法具有自身优势，即投资费用少、设备可靠性较高，并且具有较高的脱硫效率，基于半干法的优势条件，其使用范围不断扩大，成为一项主导型的火力发电厂脱硫工艺。与半干法相对应的另一种火力发电厂脱硫技术是湿法脱硫技术，目前已成为大型锅炉中一项首选的脱硫方法，较为流行的湿法脱硫方法有碱式硫酸铝法脱硫技术、湿式氨法脱硫技术、海水脱硫技术、双碱法脱硫技术、简易湿法脱硫技术等。所谓湿法脱硫技术指的是在烟道末端，采用浆液剂洗涤烟气，脱硫剂和脱硫产物均为湿态，反应在溶液中进行，钙利用率高，脱硫效率可以达到90%以上。湿法脱硫技术的脱硫率相当高，但也有其自身的缺点和不足，即湿法脱硫工艺的投资大，运行费用高，废水难处理，需装设除雾器或专门的再热装置。
300 M W机主如何提高脱硫效率成为火力发电厂脱硫中一项亟待解决的问题，在此问题的解决上，通过实践环节和生产经验，我们总结出火力发电厂脱硫问题的解决需要通过提高预除尘器的除尘效率，优化大灰斗循环灰进入装置，增加喷嘴数目，优化雾化方式，降低吸收塔烟气温度等方式来实现，此外还应该提高生石灰品质、减少占用的厂用电率和增压风机等。
烟温越低，越有利于脱硫率的提高，因此在火力发电厂的脱硫工作中降低和控制吸收塔烟气的温度对于提高火力发电站脱硫率具有重要意义。A、B两个火力发电站所控制的吸收塔烟气温度不同，A控制烟温一般在80℃左右，B电厂控制的烟温为72℃左右，烟温越低，越有利于脱硫率的提高，但是由于存在雾化不均匀，如果控制温度较低就存在部分区域温度过低，这部分烟气进入后除尘器，低于，存在腐蚀或脱硫灰结块的问题，影响后除尘器的收尘效果，只有均匀的温度控制，才能有利于提高脱硫率和增加后除尘的使用寿命，保证长时间的除尘效率。保证脱硫系统稳定的经济运行，必须控制锅炉烟气的排放量，严格控制烟温、烟尘含量和含硫量在合理范围之内，否则以上参数超出设计范围，除尘效率和脱硫效率会有明显变化。因此，在300 M W机主如何提高脱硫效率的问题上，我们也要通过降低吸收塔烟气温度的方式来实现。
优化雾化方式喷嘴方式和雾化方式的不同也会影响火力发电厂的脱硫率问题。通过对喷嘴数目及雾化不同的A、B两个火力发电厂进行对比分析，我们发现A电厂采用六个喷嘴，雾化控制的面积较小，有更好的均匀控制烟气的温度，死角相对较少，有利于提高烟气中的SO2和消石灰的反应空间，而B采用四个喷嘴，在吸收塔中均匀分布于四个角，雾化时存在较大的死角，分布不均，部分烟气存在旁路问题。因此，在300 M W机主如何提高脱硫效率的问题上我们也要通过增加喷嘴数目，优化雾化方式的方法来实现。
大灰斗循环灰进入装置对于提高火力发电厂的脱硫率也是相当重要的。实践证明大灰斗循环灰进入的部位不同，火力发电厂的脱硫率也是不同的。大灰斗循环灰进入的部位设置在文丘里管上部与大灰斗循环灰进入的部位设置在文丘里管中部的两个火力发电厂相比，大灰斗循环灰进入的部位设置在文丘里管中部有利于循环灰的均匀分布和流化，提高烟气与循环灰的均匀接触，提高了循环灰的利用，有利于烟气中SO2的吸收，这在很大程度上提高了火力发电厂的脱硫率。因此，在300 M W机主如何提高脱硫效率的问题上要进一步优化大灰斗循环灰进入装置。
对于火力发电厂的脱硫率来说，提高预除尘器的除尘效率对于脱硫率也是非常重要的。我们通过对具有不同预除尘器除尘效率的电厂进行对于分析发现，预除尘器除尘效率差异对于脱硫效率的影响是很大的。A火力发电厂的预除尘器除尘效率为70％～75％，B火力发电厂的预除尘器的除尘效率达到了98％，对于这两个具有不同除尘效率的火力发电厂来说，由于B电厂的除尘效率高，在脱硫吸收塔中粉煤灰的浓度低，相应提高了吸收塔中消石灰和SO2的反应机会，提高了消石灰的利用率，同时也提高了脱硫效率[2]。因此，在300 M W机主如何提高脱硫效率的问题上要通过提高预除尘器除尘效率的方式加以控制和管理。
煤质的选择对于300 M W机主提高脱硫率的作用是比较大的，设计使用的煤质不同，对于脱硫率的影响也是不同的，因此，为了提高火力发电厂的脱硫率，我们必须确保使用的煤质质量要高。一般情况下设计煤的含硫量为0.6％~0.8％，在此情况下电厂吸收塔入口烟气中SO2的浓度一般为2 400 m g/Nm3～2 500m g/Nm3，而为了提高火力发电厂的脱硫率，我们一般将煤种的含硫量控制在1.0％~1.2％这一区间内，此时火力发电厂吸收塔入口SO2浓度为3 000 m g/Nm3~4 600m g/Nm3。因此，在300 M W机主如何提高脱硫效率的问题上要做好煤质的选择工作，提高设计煤的硫含量[3]。除了以上提到的做好煤质选择工作，提高预除尘器的除尘效率，优化大灰斗循环灰进入装置，增加喷嘴数目，优化雾化方式，降低吸收塔烟气温度等方式外，在300 M W机主如何提高脱硫效率的问题上我们也可以采取提高生石灰品质、减少占用的厂用电率和增压风机等方式来实现。首先，在生石灰的品质上，生石灰的纯度在85％以上，活性温升在45℃～80℃的火力发电厂与生石灰的纯度在65％，活性一般在10℃~12℃的火力发电厂相比，脱硫剂的使用量和脱硫效果都是不一样的，因此脱硫剂的品质必须合格。CaO纯度必须在80％以上，活性T60
目前，中国火力发电厂在脱硫问题上常用的两种方式是半干法和湿法，但当前中国火力发电厂的脱硫技术受到不同程度的制约，需要我们从火力发电厂的脱硫技术发展现状入手，加强理论创新，促进火力发电厂脱硫工艺再上新台阶。本文对火力发电厂的脱硫技术问题及解决方案进行了分析探讨。
我国电煤消费量占总煤炭消费量的一半以上，SO2排放的90%来源于燃煤，为我国大气污染的主要原因。研究燃煤电厂烟气净化技术对电力行业的污染控制及全国大气污染控制具有现实而重大的意义。目前我国火力发电锅炉及汽轮机组对烟尘，二氧化硫，氮氧化物，汞及其化合物进行全面限制，其中烟尘，二氧化硫及氮氧化物都全面实施了净化设备，2015年以前将实施汞及化合物净化设备，排放总量的到有效控制，同时也存在着治理投资大，运行成本高等问。
