1.石灰石——石膏湿法脱硫工艺简介
所谓石灰石——石膏湿法脱硫，就是SO2 吸收剂采用石灰石浆液，脱硫副产品为石膏(即：CaSO4•2H2O)，其特点是石灰石吸收剂价格便宜，容易获取， 副产品石膏成分稳定不造成二次污染，且综合利用市场广阔，可添加在水泥中作为缓凝剂，也可开发深加工做石膏建材等。
由于目前国内引进的脱硫技术流派较多，有德国斯坦米勒、比晓夫、奥地利AEE、美国巴威、杜康和日本三菱、川崎等，下面重点介绍德国斯坦米勒石灰石——石膏湿法脱硫技术。
石灰石——石膏湿法脱硫装置通常由下列系统和设备构成：
烟气系统：主要有增压风机、档板、GGH加热器、密封风机等设备。
吸收塔循环系统：主要有吸收塔循环泵、氧化风机、除雾器、搅拌器、石膏排出泵、吸收塔本体等设备。
石膏一、二级脱水系统：主要有石膏旋流器、石膏浆液箱、石膏浆液泵、真空皮带脱水机、真空泵、滤布冲洗水泵、滤饼冲洗水泵、滤液分离器、滤液水箱、滤液水泵、石膏输送皮带机、石膏仓等设备
石灰石卸料系统：主要有卸料斗、振动给料机、破碎机、螺旋(或刮板、皮带)输送机、斗式提升机、石灰石仓等设备。
吸收剂制备和输送系统：主要有称重皮带给料机、湿式球磨机(或干式磨机)、石灰石浆液箱、石灰石浆液泵等设备。
排放系统：主要有石灰石制浆区域集水坑、吸收塔区域集水坑、集水坑搅拌器、集水坑泵、事故浆液箱、事故浆液泵等设备。
以及工艺水及除雾器冲洗系统、压缩空气系统、废水处理系统等。
德国斯坦米勒石灰石——石膏湿法脱硫装置，吸收塔采用逆流空塔结构，脱硫效率一般可达到95%以上，吸收塔内布置有两级除雾器及浆液喷淋系统，每层喷淋系统对应1台再循环泵。
该装置配有轴流式动叶可调(或静叶可调)增压风机，来自锅炉的原烟气通过电除尘后，由增压风机送入吸收塔洗涤，烟气中的SO2、SO3等酸性物质被吸收脱除，净烟气通过GGH加热器加热后，送入烟囱排入大气。
该装置采用两级石膏脱水，吸收塔石膏排出泵排出的石膏浆液，通过第一级旋流浓缩离心分离，再由第二级真空皮带脱水机脱水，脱水后水分小于10%的成品石膏送入石膏仓。
该装置石灰石浆液的制备由湿式制浆系统(或干粉磨制系统)来完成，每套制浆系统配有一台湿式球磨机。制浆系统磨制的合格石灰石浆液送入石灰石浆液箱，由石灰石浆液泵送入吸收塔作为吸收剂。
为了使化学性质不稳定的CaSO3，充分氧化为稳定的CaSO4，该装置还设置有氧化风机，氧化空气由搅拌器处送入吸收塔。
为了不使吸收塔及各浆液箱内的固体物沉积，该装置在吸收塔安装了多台侧入式搅拌器。石膏浆液箱、石灰石浆液箱、事故浆池、球磨机再循环箱、石灰石浆液集水坑、吸收塔集水坑等各安装顶入式搅拌器。
为了解决设备停运后浆液的沉积，该装置设有齐全的冲洗水系统。
为了防止设备的腐蚀，该装置接触浆液的设备通常采用了衬胶或鳞片树脂，重要设备和部位采用了高品位的耐酸钢。
压缩空气系统为回转式GGH吹灰器和仪用设备提供压缩空气。
工艺水由工艺水系统提供。
2、石灰石——石膏湿法脱硫机理
2.1 SO2、SO3和HCl的吸收
烟气中的 SO2和SO3首先溶解于浆液微滴的水中，进行下列反应：
SO2+H2O←→HSO3-+H+
SO3+H2O←→H2SO4
为了维持SO2、SO3的吸收，生成的酸性物H2SO4、H2SO3应迅速被中和。
2.2 石灰石浆的反应
SO2、SO3和HCl及石灰石浆微滴继续下落至吸收塔氧化池中，进行下列反应。
CaCO3+2H++HSO3-←→Ca2++HSO3-+CO2↑+H2O
CaCO3 +H2SO4←→CaSO4+CO2↑+H2O
CaCO3+2HCl←→CaCl2+CO2↑+H2O
上述反应是在吸收塔氧化池中进行的离子反应。
2.3 CaSO3 的氧化
CaSO3的氧化需要向氧化池中注入氧化剂——空气，氧化过程为：
2Ca2++2H2SO3-+O2←→2CaSO4+4H+
而氧化是伴随石膏的结晶同时进行的，结晶过程为：
CaSO4+2H2O←→CaSO4•2H2O
上述反应过程均在吸收塔氧化池中完成。
为了使反应顺利完成，并生成合格的石膏，应保持氧化池内的PH值在5.7 左右，通过化学计算，反应中的Ca/S比应保持在1 .02——1.05之间较为合适。
从思想上重视烟气脱硫技术
对于火力发电厂来说，烟气脱硫装置是辅助系统和设备，有的电厂重视不够，用于烟气脱硫装置建设管理的人员相对不够，在可研、设计、施工、调试和运行维护过程中技术管理不到位，有生搬硬套、崇洋媚外或不管不问的现象。
由于烟气脱硫装置投产后，增加的运行维护费用多的达到数千万元，因此，电厂投用FGD装置的积极性不高，有的甚至想能不投产就尽量不投。重庆某2*220MW机组FGD装置是原国家电力公司示范项目之一，为全进口德国技术和设备，初投资4.89亿元，投产后运行维护和还贷等费用高达3000多万元，重庆某1*200MW机组FGD装置，初投资1.8亿元，投产后的运行维护和还贷等费用高达1500万元左右，这么大的运行维护费用，是电厂的沉重负担。在这种思想的指导下，可以想象某些单位对FGD装置的重视程度了。有的电厂特别是边远电厂在进行脱硫装置的建设时，想方设法减少投资，这样造成的后果就是国家花上亿元资金建设的FGD装置处于闲置和摆设的状态，令人痛心。重庆某2*360MW机组，建设时设计采用处理80%烟气量，节约了初投资，事实证明，这种选择是不明智的。四川、重庆、贵州、山东等地FGD装置建设完成后，都有因为成本原因而不愿投用的。事实上，随着国家环境污染治理力度的加大，排污费用收取的提高，城市火电厂的生存已越来越艰难。重庆某城市电厂技改1*300MW机组，在电厂基础已基本完成的情况下，由于环保没有通过而停建，损失高达1000多万元，同样是该厂，由于燃烧煤质变化，原煤含硫量严重超标，导致脱硫装置超负荷，在重庆市缺电的情况下，机组不得不减负荷适应脱硫的运行也不得开起旁路运行。重庆某1*200MW机组FGD装置没有按期完成投产，而多次被重庆市人大督察处督办，去年贵阳某1*200MW机组FGD装置，由于与机组未“三同时”而被中央和地方媒体暴光，造成了很不好的政治和社会影响。
从长远来看，火电厂FGD装置是否正常投入运行，已关系到了火电厂的可持续发展，这一点如果不引起足够重视，在未来的3——5年内，火电厂将面临生存危机，城市火电厂的今天就是边远火电厂的明天，这决不是危言耸听!
因此，各级领导和技术人员都必须从思想上高度重视FGD装置和烟气脱硫技术，从各个角度把好质量关，使投运的FGD装置能够正常运行，在建的项目质量优良，为准备建的项目打好基础。
从技术上把好每一关
烟气脱硫装置的可研、招标、设计、施工、调试和运行维护，都是十分重要的环节，各个阶段有各个阶段的特点，需要采取不同的措施把好质量关。
在可研阶段，应对现场条件进行充分的调查了解，对FGD基础设计参数要掌握清楚。特别是对影响FGD装置性能的数据要认真测量或落实。如原煤的含硫量、锅炉排烟量、排烟粉尘含量和排烟温度、石灰石品质指标等。对于技改项目，原煤的含硫量建议以过去一年锅炉燃用煤质的平均值为基础，并考虑未来可能燃用的煤质加以修正。锅炉排烟量和粉尘含量、排烟温度等应以实际测量为准，不能用机组投产时的设计参数代替。石灰石品质指标注意取样和化验的方法，并考虑多个石灰石矿选择。有的项目由于取样或化验方法不正确，石灰石品质指标偏高，这势必影响下一步的设计。在贵州和四川某厂，由于对湿法脱硫技术理解和掌握不够，电厂提供的基础设计资料与实际偏差太大，因此使得投产的FGD装置不能全进烟运行，有电厂甚至只能处理设计烟气量的60%。
在招标阶段，注意实事求是，不要盲目崇洋媚外、照抄照搬。可以国产的设备，就坚决国产;可以不要的系统，坚决不要，在电源保安系统十分可靠的情况下，就不必坚持上柴油发电机。也不要盲目要求旁路档板的快速开启时间为25秒，有的甚至要求15秒。技术条件的提高势必造成造价的提高，事实上，通过对不少脱硫装置的调试证明，旁路挡板在60秒内正常开启，对锅炉的影响是很小的。
设计阶段，应认真核实设计基础参数，对业主提供的设计参数有疑问时，作为设计单位有义务向业主提出并修正。设计单位不能隐瞒业主的问题，从而用来掩盖自己将来可能的失误。初步设计审查时，需要多听取具有经验的用户和具有安装、调试经验的专家意见，避免原则错误，从而减少不必要的设计失误和浪费。贵州某2*300MW机组FGD装置，就出现了设计多余系统和设备的现象，造成了不必要的损失。
施工阶段，应按图施工，把握好施工质量，认真执行各项规章制度和质量标准，在发现设计问题时，应及时提出，不能施工完成后再提出，作为设计修改而获取利益，在施工中出现了问题，应及时整改，不能隐瞒。由于目前电力建设项目多，正规的电力施工队伍工作饱满，因此应认真选择具有经验的施工队伍，从目前很多的脱硫施工现场来看，分包和转包多，不便于管理和控制。非电力系统施工队伍由于不熟悉电力规范，出现的施工质量问题和工期不能按时完成的现象比较普遍。
在调试阶段，应严格执行各项验收标准，及时发现设计、施工和系统、设备问题。电厂运行、维护人员应积极参与和配合，掌握好各项操作和维护技能，不要因怕负责任而不愿意操作。调试人员要实事求是，不能隐瞒系统、设备等问题，认真为业主负责。在现有模式下，存在调试和总包单位共同隐瞒问题，把业主蒙在鼓里的现象。某些电厂运行和维护人员，由于怕承担责任而迟迟不上岗，调试时袖手旁观，调试完成不能胜任工作。造成调试工作量加大和调试工期的延长。
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