燃煤电厂是我国SO2和NOx的主要排放源之一。随着环保标准日益严格，超低排放（SO2小于35mg/m3、NOx小于50mg/m3、颗粒物小于10mg/m3）已成为新建电厂的标配要求。
石灰石-石膏湿法脱硫是燃煤电厂主流脱硫技术。烟气进入吸收塔，与喷淋而下的石灰石浆液接触，SO2被吸收并发生化学反应生成石膏。脱硫效率可达95%以上，石膏可以作为建筑材料综合利用。吸收塔内配置多级喷淋层、除雾器、氧化空气分布系统，确保脱硫效率和运行稳定。
低低温电除尘器布置在湿法脱硫前，利用脱硫塔对烟气进行降温（约从130摄氏度降至90摄氏度），烟气体积缩小、流速降低，同时粉尘比电阻下降，使电除尘效率显著提高。低低温电除尘可高效捕集PM2.5细颗粒物，为实现超低排放奠定基础。
燃煤电厂SCR脱硝通常布置在省煤器之后、空预器之前的烟道位置，烟气温度约300-380摄氏度，适合传统SCR催化剂反应温度。催化剂层数通常为2+1布置（2层运行1层备用）。尿素水解法是电厂最常用的还原剂供应方式，安全可靠。
燃煤电厂超低排放主流技术路线：低低温电除尘+湿法脱硫+MGGH+催化制脱硝。实现SO2小于35mg/m3、NOx小于50mg/m3、颗粒物小于10mg/m3的超低排放要求，满足国家最严格环保标准。
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燃煤电厂执行最严格的超低排放标准，典型工艺路线为：
脱硝工艺：选择性催化还原（SCR），反应温度280-400°C，布置于省煤器与空预器之间的烟道上（高尘布置）。入口NOx 300-600mg/m³，设计脱硝效率>87%，出口NOx稳定低于50mg/m³。
除尘工艺：电除尘器（或布袋除尘器）+湿法脱硫后湿电除尘器（WESP）串联。电除尘器去除大部分粉尘，WESP去除脱硫后石膏液滴和PM2.5微尘，出口颗粒物浓度<10mg/m³。
脱硫工艺：石灰石-石膏湿法脱硫（FGD），脱硫效率>95%，出口SO₂<35mg/m³。
以2×300MW燃煤机组为例，配套辅机设备：
SCR系统：反应器2台（每台机组1台），每台反应器装填催化剂约180m³（3层×60m³），氨水消耗量约2.5t/h，年运行费用约1500万元（含催化剂折旧）。
湿法脱硫系统：吸收塔2台（每台机组1台），直径约18m，高度约35m，浆液循环量约15000m³/h，石灰石消耗量约60t/h，年运行费用约3000万元。
WESP系统：管式湿电除尘器2台，处理风量每台约1,500,000m³/h，额定功率约800kW，年耗电约400万度。
电厂脱硫脱硝系统控制纳入机组DCS系统，实现一体化控制。主要控制策略：
协调控制：脱硝系统响应锅炉负荷变化，在负荷变化速率<3%/min条件下，NOx排放稳定低于50mg/m³。
喷氨优化控制：根据入口NOx浓度和锅炉负荷模型预测喷氨量，实现前馈+反馈双重调节，降低氨逃逸。
脱硫pH值控制：控制石灰石浆液pH值在5.2-5.6范围，既保证脱硫效率又减少结垢风险。
燃煤电厂超低排放验收执行GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》重点地区限值：颗粒物<10mg/m³、二氧化硫<35mg/m³、氮氧化物<50mg/m³。验收时需连续稳定运行168小时，期间所有数据满足排放标准。
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