燃煤的煙氣脫硫技術是當前應用最廣、效率 的脫硫技術。對燃煤電廠而言，在今後一個相當長的時期內，FGD將是控制SO2排放的主要方法。目前國內外火電廠煙氣脫硫技術的主要發展趨勢為：脫硫效率高、裝機容量大、技術水平 、投資省、佔地少、運行費用低、自動化程度高、可靠性好等。
干式脫硫
該工藝用於電廠煙氣脫硫始於80年代初，與常規的濕式洗滌工藝相比有以下優點：投資費用較低；脫硫產物呈干態，並和飛灰相混；無需裝設除霧器及再熱器；設備不易腐蝕，不易發生結垢及堵塞。其缺點是：吸收劑的利用率低於濕式煙氣脫硫工藝；用於高硫煤時經濟性差；飛灰與脫硫產物相混可能影響綜合利用；對乾燥過程控制要求很高。
⑴ 噴霧干式煙氣脫硫工藝：噴霧干式煙氣脫硫（簡稱干法FGD)， 由美國JOY公司和丹麥Niro Atomier公司共同開發的脫硫工藝，70年代中期得到發展，並在電力工業迅速推廣應用。該工藝用霧化的石灰漿液在噴霧乾燥塔中與煙氣接觸，石灰漿液與SO2反應後生成一種乾燥的固體反應物， 連同飛灰一起被除塵器收集。中國曾在四川省白馬電廠進行了旋轉噴霧干法煙氣脫硫的中間試驗，取得了一些經驗，為在200～300MW機組上採用旋轉噴霧干法煙氣脫硫優化參數的設計提供了依據。
⑵ 粉煤灰干式煙氣脫硫技術：日本從1985年起，研究利用粉煤灰作為脫硫劑的干式煙氣脫硫技術，到1988年底完成工業實用化試驗，1991年初投運了首台粉煤灰干式脫硫設備，處理煙氣量644000Nm3/h。其特點：脫硫率高達60%以上，性能穩定，達到了一般濕式法脫硫性能水平；脫硫劑成本低；用水量少，無需排水處理和排煙再加熱，設備總費用比濕式法脫硫低1/4；煤灰脫硫劑可以復用；沒有漿料，維護容易，設備系統簡單可靠。
濕法工藝
世界各國的濕法煙氣脫硫工藝流程、形式和機理大同小異，主要是使用石灰石（CaCO3）、石灰（CaO）或碳酸鈉（Na2CO3）等漿液作洗滌劑，在反應塔中對煙氣進行洗滌，從而除去煙氣中的SO2。這種工藝已有50年的曆史，經過不斷地改進和完善後，技術比較成熟，而且具有脫硫效率高（90%～98%），機組容量大，煤種適應性強，運行費用較低和副產品易回收等優點。據美國環保局（EPA）的統計資料，全美火電廠採用濕式脫硫裝置中，濕式石灰法占39.6%，石灰石法占47.4%，兩法共占87%；雙碱法占4.1%，碳酸鈉法占3.1%。世界各國（如德國、日本等），在大型火電廠中，90%以上採用濕式石灰/石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝流程。
石灰或石灰石法主要的化學反應機理為：
石灰法：SO2+CaO+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O
石灰石法：SO2+CaCO3+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2
其主要優點是能廣氾地進行商品化開發，且其吸收劑的資源豐富，成本低廉，廢渣既可拋棄，也可作為商品石膏回收。目前，石灰/石灰石法是世界上應用 的一種FGD工藝，對高硫煤，脫硫率可在90%以上，對低硫煤，脫硫率可在95%以上。
傳統的石灰/石灰石工藝有其潛在的缺陷，主要表現為設備的積垢、堵塞、腐蝕與磨損。為了解決這些問題，各設備製造廠商採用了各種不同的方法，開發出第二代、第三代石灰/石灰石脫硫工藝系統。
濕法FGD工藝較為成熟的還有：氫氧化鎂法；氫氧化鈉法；美國Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工藝；氨法等。
在濕法工藝中，煙氣的再熱問題直接影響整個FGD工藝的投資。因為經過濕法工藝脫硫后的煙氣一般溫度較低（45℃），大都在露點以下，若不經過再加熱而直接排入煙囪，則容易形成酸霧，腐蝕煙囪，也不利於煙氣的擴散。所以濕法FGD裝置一般都配有煙氣再熱系統。目前，應用較多的是技術上成熟的再生（迴轉）式煙氣熱交換器（GGH）。GGH價格較貴，占整個FGD工藝投資的比例較高。近年來，日本三菱公司開發出一種可省去無洩漏型的GGH，較好地解決了煙氣洩漏問題，但價格仍然較高。前德國SHU公司開發出一種可省去GGH和煙囪的新工藝，它將整個FGD裝置安裝在電廠的冷卻塔內，利用電廠循環水余熱來加熱煙氣，運行情況良好，是一種十分有前途的方法。
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