早在英国产业革命后的十九世纪末，人们就开始应用含碱性物质的泰晤士河河水，洗涤燃煤烟气净化SO2。在本世纪三十年代，人们开始应用CaO作吸收剂，湿法脱除烟气中的SO2。本世纪七十年代初，第一套湿法洗涤烟气脱硫装置诞生于美国。从七十年代初到本世纪末的30年里，针对湿法烟气脱硫洗涤系统，尤其是脱硫塔易结垢、堵塞、腐蚀以及机械故障等一系列的弊病，日本、美国及德国对湿法烟气脱硫开展了深入不间断的的研究，在脱硫效率、运行可靠性和成本方面有了很大的改进，运行可靠性可达99%。到目前为止，湿法烟气脱硫技术已经成熟，并步入实用化阶段。在最近30年内，湿法烟气脱硫技术每隔10年就攀升一个新的台阶，取得了新的进展。

    （1）起步阶段---第一代烟气脱硫（70年代初--70年代末）1970年美国颁布了空气净化法，要求新建燃煤发电厂SO2的排放量控制在516mg/Nm3以下，以法律手段强制燃煤发电厂安装烟气脱硫装置，削减SO2排放量。七十年代初，以湿法石灰石为代表的第一代湿法烟气脱硫技术开始在电厂应用。从七十年代初到七十年代末，主要湿法烟气脱硫技术有湿法石灰石/石灰法、湿法氧化镁法、双碱法、钠基洗涤、碱性飞灰洗涤、柠檬酸盐清液洗涤、威尔曼--洛德法等。第一代烟气脱硫多安装在美国和日本。第一代烟气脱硫技术的主要特点是：吸收剂和吸收装置种类众多，投资和运行费用很高，设备可靠性和系统可用率较低，设备结垢、堵塞和腐蚀最为突出，脱硫效率不高，通常为70-85%，大多数烟气脱硫的副产物被抛弃。

    (2）发展阶段---第二代烟气脱硫（80年代初--80年代末）在80年代初，西方发达国家SO2排放标准日趋严格，批准了执行SO2削减计划，促使烟气脱硫技术进一步发展，烟气脱硫出现了第二代高峰。烟气脱硫技术得到了迅速推广。1979年美国国会通过了“清洁空气法修正案”（AAA1979），确立了以最小脱硫效率和最大SO2排放量为评价指标的新标准，由此，80年代第二代烟气脱硫系统进入商业化应用。第二代烟气脱硫以干法、半干法为代表，主要有喷雾干燥法、LIFAC、CFB、管道喷射法等。在这个阶段，湿法石灰石/石灰法得到了显著的改进和完善。在解决结垢、堵塞、腐蚀、机械故障等方面取得了显著的进展。第二代湿法烟气脱硫技术的主要特点是：湿法石灰石洗涤法得到了进一步发展，特别在使用单塔、塔型设计和总体布局上有较大的进展。脱硫副产品根据不同国情可生产石膏或亚硫酸该混合物，德国、日本的烟气脱硫大多利用强制氧化使脱硫副产品转化为石膏，而美国烟气脱硫副产品大多堆放处理；基本上都采用钙基吸收剂，如石灰石、石灰和消石灰等；湿法石灰石洗涤法脱硫效率提高到90%以上；随着对工艺理解的深入，设备可靠性提高，系统可用率达到97%；由于脱硫副产品是含有CaSO3、CaSO4、飞灰和未反应吸收剂的混合物，故脱硫副产品的处置和利用，成为80年代中期发展干法、半干法烟气脱硫的重要课题。喷雾干燥法在发展初期，脱硫效率仅为70-80%，经过不断完善，到后期通常能达到90%，系统可用效率较好，副产品商业用途少。烟道内或炉内喷钙的脱硫效率只有30-50%，系统简单，负荷跟踪能力强，但脱硫吸收剂的消耗量大。

    （3）成熟阶段---第三代烟气脱硫（90年代初--90年代末）

    1990年美国国会再次修订了“清洁空气法”（CAAA1990），新的修正案要求现有电厂减少SO2的排放量，到2002年1月1日，SO2总排放量比1990年SO2排放量减少900万吨。1990年以来，美国燃煤发电厂使用的第三代湿法烟气脱硫，均为脱硫效率≥95%的石灰石湿法工艺，脱硫副产品石膏实现商业化应用。第三代烟气脱硫技术的主要特点如下：

    投资和运行费用大幅度降低，性能价格比高，喷雾干燥法烟气脱硫需要量大大减少，各种有发展前景的新工艺不断出现，如LIFAC、CFB、电子束辐照工艺，NID工艺以及一些结构简化、性能较好的烟气脱硫工艺等。这些工艺的各种性能均好于第二代，而且商业化、容量大型化的速度十分迅速；湿法、半干法和干法脱硫工艺同步发展。

    第三代湿法烟气脱硫通过工艺、设备及系统多余部分的简化、采用就地氧化、单一吸收塔技术等，不仅提高了系统的可靠性（95%）和脱硫效率，而且初期投资费用降低了30-50%。同时脱硫副产物回收利用的研究开发，也拓展了商业应用的途径。

    到1995年，世界各国使用的烟气脱硫装置总共大约有760套（250GW）。其中湿法是应用最普遍的烟气脱硫系统，占总量的84%，特别是石灰石/石灰湿法占70%，安装湿法烟气脱硫装置最多的国家是美国，大约为200多套；其次是德国，大约为150套；日本居第三位，大约为45套。

    湿法烟气脱硫技术经过30年的研究发展和大量使用，一些工艺由于技术和经济上的原因被淘汰，而主流工艺石灰石/石灰--石膏法，得到进一步改进、发展和提高，并且日趋成熟。其特点是脱硫效率高，可达95%以上，可利用率高，可达到98%以上。可保证与锅炉同步运行；工艺过程简化；系统电耗降低，投资和运行费用降低了30-50%。

    （4）我国湿法烟气脱硫的现状和发展

    我国对烟气脱硫技术的研究与开发，始于70年代。到90年代，已进行了四种烟气脱硫的试验研究（活性炭磷铵肥法、旋转喷雾干燥法、简易石灰喷雾法和石灰石三相硫化床法的中试规模）。90年代，我国先后从国外引进了各种类型的烟气脱硫技术，在六个电厂建造了烟气脱硫示范工程，并已投入工业化运行。近年来我国也加大烟气脱硫国产化的力度，并已取得了突破性进展；

    我国政府在最近10年内，颁布了一系列有关燃煤发电厂SO2污染控制法规、条例及排放标准。严格的法规和排放标准，是治理SO2污染和控制的重要推动力。

    （5）国家有关脱硫方面的法律、法规

    《大气污染防治法》针对火电厂提出了“在城市市区内新建火电厂，应当根据需要和条件，实行热力与电力联合生产”、“在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业，属于新建项目不能采用低硫煤的，必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施，属于已建企业不用低硫煤的，应当采取控制二氧化硫排放、除尘的措施。国家鼓励企业采用先进的脱硫、除尘技术”。

    在《火电厂大气污染排物放标准》（GB13223-1996）中对火电厂二氧化硫控制划分了三个时间段，根据不同的时间段提出了不同的控制要求。对1997年1月1日起环境影响报告待审查批准的新、扩、改建火电厂（第三时段），在继续并从严实行全厂排放总量控制的基础上增加了烟囱浓度控制限制，并与“两控区”和煤的含硫量挂钩。煤的含硫量大于，最高允许排放浓度2100mg/Nm3小于或等于1%时为1200mg/Nm3，即要求处于“两控区”的电厂煤的含硫大于1%时必须脱硫。但对于1%以下含硫量的电厂，还要根据电厂的允许排放总量和区域控制总量及当地环境质量的要求通过环境影响评价后确定是否脱硫。

    在1998年1月国务院以国函〔1998〕5号文批复的国家环保局制定的《酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案》中要求“两控区”内火电厂做到：到2000年达标排放；除以热定电的热电厂外，禁止在大中城市城区及近郊区新建燃煤火电厂；新建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂，必须建设脱硫设施；现有燃煤含硫量大于1%的电厂，要在2000年前采取减排措施；在2010年前分期分批建成脱硫设施或采取其他有相应效果的减排二氧化硫措施。另外，新修订的“大气法”对SO2的排放要求更加严格。