二氧化硫实施总量控制是国家对环境保护政策做出的重大调整,强调环境保护与经济增长并重。另一方面,我国煤炭资源紧张、煤种质量下降,火电机组实际燃用煤种的含硫量与设计煤种含硫量有一定偏差,导致系统与设备的实际运行状况与设计状况不符,脱硫系统出现效率下降、设备腐蚀、结垢等情况。因此,火电厂脱硫系统性能优化研究是目前相关领域的热点课题之一。本文在基于国内外烟气脱硫技术特点、工艺流程、应用情况的基础上,着重对脱硫效率下降,煤种变化,降低运行费用等问题进行了系统分析,以湛江电力有限公司烟气脱硫系统（FGD）为案例,通过调查摸底、静态诊断、参数优化试验,得出了以下脱硫系统运行优化的主要参数:1、在负荷长时间230MW以下,入口SO₂浓度约1300 mg/m³以下时,pH控制在5.6-5.7之间,停运浆液循环A运行（小时可节电300多kW,节约电费约188元/小时）。2、在负荷长时间处于210MW-260MW之间,入口SO₂浓度在1300mg/m³-1700mg/m³之间时,pH适宜控制在5.5-5.6之间。3、在负荷长时间处于负荷210MW-260MW之间,入口SO₂浓度在1700mg/m³-2500mg/m³之间时,pH值适宜控制在5.5-5.7之间。4、在负荷长时间260MW以上,入口SO₂浓度约1700mg/m³-2500mg/m³时,pH值适宜控制在5.7-5.8之间。5、为避免浆液恶化,密度适宜控制1090 kg/m³-1120kg/ m³之间。6、主机最大连续蒸发量（BMCR）工况下,原烟气SO₂浓度2314.5mg/m³（标态,干基,6%O₂）（燃煤含硫量1.2%左右）为本套FGD所能承受极限值。通过适应燃煤条件变化提出的改造方案,如对增压风机的扩容改造、吸收塔内部部分部件的改造、吸收塔外围设施的改造,以及对公用系统的合理扩容改造,实现了最小工作量及最小经济投资的前提下扩容整个脱硫系统的目标。从技术经济角度分析,改造方案是可行的。