针对某1 000 MW超超临界机组湿法脱硫系统运行中存在运行能耗大、成本高等技术难题，采用NGA2000-MLT3型烟气分析仪实时测量湿法脱硫系统进出口SO2及O2浓度，得到机组脱硫效率，并测试或计算试验期间石灰石、SO2排污费及脱硫系统主要设备电耗等成本。根据试验结果分别研究了浆液循环泵组合方式、浆液pH、吸收塔液位对脱硫效率的影响，并根据试验期间机组运行状况计算出脱硫系统总成本，得到脱硫系统最优运行方式。结果表明：1 000 MW负荷工况下，机组运行过程中，选择BD浆液循环泵组合时，烟囱出口SO2浓度较低，但浆液循环泵电耗偏高；选择BC浆液循环泵组合成本适中，吸收塔脱硫效率可达97.06%，同时烟囱出口SO2浓度有一定裕度，是此工况下最优的浆液循环泵组合方式；吸收塔浆液pH值过高，不利于石灰石的溶解，pH值过低时，SO2吸收速率下降。1 000 MW负荷、BC浆液循环泵组合时，最佳浆液pH值为5.50～5.60，pH值进一步降低，SO2排放将超过电厂排放限值；吸收塔液位对脱硫系统运行成本有重要影响，吸收塔液位升高，可提高系统脱硫效率，但会相应增加氧化风机电耗。最佳浆液循环泵组合方式及pH值时，通过不断调整吸收塔液位，研究吸收塔液位对脱硫系统总成本的影响，结果表明：此工况时最佳吸收塔液位为8.00～9.00 m，吸收塔液位由9.53 m降至9.01 m，脱硫总成本由2 010.45元/h降至1 916.65元/h，降低了9.64%。