SO2是当今人类面临的主要大气污染物之一,其产生的酸雨对环境危害很大。随着国民经济的发展和人民生活水平的提高,我国越来越重视燃煤电厂SO2减排控制。对于燃煤发电机组,国内外主要采用湿法脱硫技术,汕尾发电厂烟气脱硫系统采用了湿法石灰石/石膏脱硫技术。为更好地完成SO2减排任务,确保脱硫系统具有较高投运率和脱硫效率,以及发挥环境效益、社会经济效益,本文通过对汕尾发电厂1950T/H超临界锅炉湿法烟气脱硫系统设计、设备选型、运行维护、经济分析等各方面进行全面的分析和评价,从运行、维护管理和工程经济性三方面提出有效措施和建议,为汕尾电厂600MW等级机组湿法烟气脱硫系统优化运行调整及设备改造提供了参考依据。通过对脱硫系统进行性能试验和运行曲线的分析,获得对于实际烟气量大于设计烟气量15~20%的湿法烟气脱硫系统,燃煤掺烧控制入口SO2浓度在1500mg/Nm3以内才能保证脱硫效率长期处于92%以上。此外,脱硫还需控制烟气量在2240KNm3/h以内,吸收塔浆液pH值控制在5.1~5.5,以及控制静电除尘器的除尘效果、GGH差压、吸收塔浆液品质和石灰石品质等因素。本次研究确定了GGH堵塞是影响汕尾发电厂1950T/H超临界锅炉湿法烟气脱硫系统稳定运行的最主要因素之一,采用蒸汽吹灰和定期开启旁路高压水冲洗GGH,有效降低了GGH差压,预防和减少脱硫系统非计划停运次数,以及降低了脱硫运行成本,使脱硫系统发挥其环境效益、社会经济效益。本次工程研究表明,定期对吸收塔浆液和石膏成分进行化学分析,将有利于运行人员根据分析结果进行运行调整。从运行成本分析,对进口印尼煤等硫分较低的优质煤进行燃煤掺烧,能降低机组运行成本,以及保证较高脱硫效率。