随着我国经济的快速发展,控制能源消耗造成的环境污染,特别是控制燃煤造成的S02及酸雨污染成为构建和谐社会、保证经济可持续发展的迫切要求。但是,石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统的投资费、运行和维护费高,并且系统可用率不高,这一定程度上阻碍了烟气脱硫工程在火电厂的应用。随着国家环保要求的提高、SO2排放标准的进一步严格,优化和调整火电厂SO2烟气控制技术是迫切需要解决的关键问题。因此,全面优化和调整烟气脱硫系统,掌握火电厂烟气脱硫系统的设计、运行技术参数,对推动我国火电厂烟气脱硫进程有着重要的意义。本文在全面介绍了国内外烟气脱硫技术特点、工艺流程、应用情况的基础上着重对石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术进行了系统调整与分析,并针对提高石灰石—石膏湿法烟气脱硫效率,降低运行费用等问题,以山东某电厂2×300MW机组FGD系统为案例,开展了FGD工艺技术的研究。取得如下研究成果：(1)通过试验进一步证明了：脱硫效率随吸收塔入口烟气温度的降低而增加；随着烟气中O2含量的增加,脱硫率也呈上升趋势；控制吸收塔入口烟尘浓度(小于100 mg/m~3).石灰石纯度(CaC03大于90%).浆液的pH值(5.4-5.5)能有效保证脱硫效率。(2)实际工程中液气比应该在满足条件的基础上尽可能小,液气比一般控制在18L／m3左右；正常运行的脱硫系统过饱和度一般应控制在120%～130%;Ca／S在1.02～1.05之间；而将吸收塔内烟气流速控制在3.5～4.5m／s较为合理。(3)GGH并不是烟气脱硫装置保证脱硫效率必备的组件,发电厂是否设置GGH应根据工程的具体情况综合考虑。取消GGH和对烟囱和烟道采取防腐措施后,可节约电厂的投资和运行费用。(4)石灰石湿磨制浆系统运行费用较低、性价比较高。从大型电厂长期运行的经济性角度出发,推荐采用石灰石湿磨制浆方案。(5)在脱硫运行时可根据FGD接收的烟气量和S02浓度等情况,增减或调换循环泵,控制石膏浆液密度在(1075～1085 kg／m3)范围内,控制石膏的结晶温度在40℃～60℃之间,将有利于FGD的有效、经济运行。