我国是煤炭消费大国,为了控制燃煤烟气污染物的排放,燃煤电厂普遍投运了超低排放技术,2019年超低排放机组容量8.9亿千瓦。然而从技术层次来看,污染物控制技术的运用情况尚不明确,超低排放系统运行成本与环保电价之间的关系缺乏相关研究。超低排放系统内换热装备对于系统性能的影响尚不明确。从区域层次来看,国内外学者针对电力行业的评估研究主要从污染物排放的角度展开,忽略了污染物减排流程的性能。本研究建立了燃煤电厂超低排放改造前后污染物控制技术数据库,编制了典型超低排放系统运行成本谱图。探究了不同超低排放技术的适用性。针对典型燃煤机组超低排放系统,进行了物质流分析、能效评估以及4E综合评估（能、?、环保性能、经济性综合评估）。针对全国煤电行业,进行了从污染物减排到排放全流程多维度的评估,同时提出了煤电行业污染物控制的经济性优化策略。首先,调研了超低排放前后燃煤机组污染物控制技术。超低排放改造开始前,采用石灰石-石膏法脱硫技术、SCR脱硝技术的燃煤机组容量占调研机组容量的比例分别为84.7%及95.2%。超低排放改造之后,长三角地区115台燃煤机组中,投运湿式电除尘器燃煤机组的容量占调研机组容量的比例为57.4%。建立了污染物控制技术的成本评估模型以及投资成本函数库。编制了典型100-1000MW燃煤机组超低排放系统运行成本谱图,根据环保电价补贴划分成了4个区间。当超低排放电价补贴为0时,600MW以及1000MW燃煤机组超低排放系统仍然可以实现经济性运行。对基于石灰石-石膏法的脱硫超低排放技术,空塔及双塔技术的设计入口SO2浓度均值分别为1692及4851mg/m3（95%置信度水平）。其次,针对典型燃煤机组超低排放系统进行了物质流分析、能效评估以及4E评估。对于660MW机组,超低排放改造前后协同除尘效率均值由79%增长至94%,PM脱除性能显著提升。对于660MW机组,基于监测数据的实时排放因子2,、,及,的分布范围为0.0001-0.301 g/kg、0.053-0.835 g/kg及0.0048-0.08 g/kg。对于1000MW机组,2,、,及,的分布范围分别为0.055-0.404 g/kg、0.073-0.797 g/kg及0.0002-0.0547 g/kg。建立了基于监测数据的超低排放系统能效评估模型。对于1000MW燃煤机组,随着机组负荷从50%增加至100%,超低排放系统的能耗由13542k W增加至19104k W,单位发电量CO2排放从10.4g/k Wh下降至8.2g/k Wh;发电过程碳排放占比为98.42%-98.7%,超低排放系统碳排放占比为1.3%-1.58%。基于能分析、?分析、经济性分析及环保性能分析,建立MGGH对于超低排放系统性能影响的4E评估模型。设计工况下（660MW）,烟冷器对数平均温差为36K,?效率为81.3%。LLTESP的SO3脱除效率为86%,MGGH系统年运维成本为157.9万元。最后,建立了超低排放情景下全国煤电行业基础数据库,涵盖100MW及以上的燃煤机组共计2157台,共计8.6亿千瓦。在超低排放情景下,SO2、NOx及PM的年削减量分别为2284万吨、754万吨及34370万吨。煤电行业的平均SO2、NOx控制成本分别为1453.2-12306.5元/t、3035-9675元/t。考虑到排放因子的波动,SO2、NOx及PM排放量的范围分别为430～558kt、638～941kt及64～96kt。煤电行业结构性优化策略“上大压小”能够降低污染物控制成本。在实现相同发电量的情况下,如果用3台1000MW燃煤机组替代10台300MW燃煤机组,SO2、NOx及PM控制年运行成本下降幅度分别为20.7%、27.6%及34.4%,碳排放下降7.1%。平均SO2控制成本对于电价和吸收剂价格的敏感度分别为0.3-0.61及0.0225-0.192。