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电除尘器配烟气余热利用系统，可以实现余热利用和提高除尘效率的双重目的。目前国内火电厂排烟温度偏高，容易导致锅炉效率下降、电除尘器除尘效率下降、脱硫耗水量增加等情况。烟气余热利用系统采用两级烟气换热器系统，第一级布置在除尘器的进口，将烟气温度从约123℃冷却到约105℃。第二级布置在吸收塔的进口，将烟气温度从约110℃冷却到约96℃。使进入电除尘器的运行温度由常温状态(120～140℃)下降到低温状态(100～108℃)，由于排烟温度的降低，进入电除尘器的烟气量减少，粉尘比电阻降低，从而提高除尘效率。上海漕泾电厂一期1号机组在除尘器进口加装烟气余热利用换热器后，烟气温度从123℃降低到约105℃，电除尘器效率从99.81%提高到了99.87%，对应的出口排放浓度从21.57毫克/立方米降低到14.29毫克/立方米。福建宁德电厂等则在电除尘器之前加装一级低温省煤器，即余热利用系统，直接将烟气温度降低至酸露点以下，采用低低温电除尘器，目前的运行效果也都很好。
除了上述技术路线之外，还可以考虑的高效除尘方案包括：旋转电极式电除尘器、零风速振打清灰技术以及电袋复合除尘器等。
二氧化硫控制技术
为达到SO2排放低于35毫克/立方米，技术路线可以选择为：单塔双循环技术、双托盘技术、U形塔(液柱+喷淋双塔)技术、串联接力吸收塔技术、双回路吸收塔技术等不同流派。另外在常规的脱硫塔基础上增加喷淋层数量和浆池容量也能增加脱硫效率，例如采用4运1备的方式，以每层脱硫效率65%计算，总效率可达到98.5%。
截至2013年底，我国投运的1000MW容量机组已达60台，几乎都是采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，而且运行情况较好，脱硫效率能够达到设计值。随着环保标准的提高，新建电厂脱硫工艺以采用双循环为主，已建电厂则以脱硫系统的增效改造为主。珞璜电厂一期2×360MW机组烟气脱硫改造，将格栅填料塔改为托盘塔，脱硫效率从95%提高到97.2%;广西合山1、2号2×330MW机组脱硫增效改造，采用串联双塔技术，脱硫效率从96%提高到98.2%;广西永福电厂使用的双塔双循环技术脱硫效率达到99%左右。
氮氧化物控制技术
为达到NOx排放低于50毫克/立方米，技术路线可以选择为：炉内低氮燃烧技术+SCR烟气脱硝技术。一方面控制低氮燃烧后的NOx产生浓度，另一方面控制SCR烟气脱硝效率。例如，低氮燃烧后的NOx产生浓度为250毫克/立方米，SCR脱硝效率为85%，则NOx排放浓度为37.5毫克/立方米;燃用挥发份较高的烟煤时，采用先进的低氮燃烧后，NOx产生浓度在200毫克/立方米以下，SCR脱硝效率为85%，则NOx排放浓度降至30毫克/立方米以下。
其中，低氮燃烧技术是该技术路线的核心。要采用最新的低氮燃烧技术，确保低氮燃烧后NOx排放浓度在250毫克/立方米以下。目前，我国部分电厂采用了该技术，NOx的产生浓度降低效果明显。例如，上海外高桥电厂1000MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度为220毫克/立方米;浙江北仑电厂1000MW、600MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度分别为230、250毫克/立方米;江苏望亭电厂660MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度为220毫克/立方米;浙江乐清电厂600MW超超临界机组，低氮燃烧后NOx排放浓度为200毫克/立方米等。
针对SCR烟气脱硝技术中低负荷下的投运问题，可以采用两段式省煤器技术、加装省煤器烟道旁路、加装省煤器给水旁路、增加一个给水加热装置等方式提高低负荷条件下省煤器的出口烟温，保证烟气脱硝装置的正常运行。上海外高桥第三发电厂采用“弹性回热技术”(即增加一个给水加热装置)实现了全负荷脱硝，使脱硝系统投运率接近100%。2011年，上海外高桥第三发电厂脱硝系统全年投运率达98.54% ，2012年全年投运率达98.89% ，2012年，该电厂平均NOx排放浓度为48.58毫克/立方米;2013年1—5月，其平均排放值更降至27.25毫克/立方米。
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