（1）烟气脱硫CEMS
在烟气脱硫方面，国家加大了重点污染源烟气脱硫工程项目的建设力度，同时也加强了燃煤锅炉烟气脱硫CEMS系统的配套与投运。烟气脱硫设备应在脱硫前及脱硫后分别进行二氧化硫浓度监测。脱硫前的原烟气，由于燃烧的煤种或原料的含硫量不同以及燃烧工况不同，其二氧化硫浓度及排放量也不同，据此相应调整脱硫设备的运行工况及投放的脱硫辅料，在确保排放净烟气二氧化硫浓度及排放量达标的前提下，尽量降低脱硫设备的运行费用，确保脱硫设备的安全、经济、有效运行。我国规定烟气污染物的排放浓度是在标准状态下的干烟气数值（即干基测理），因此，近十年来国内烟气脱硫监测技术大部分采用冷干法CEMS，稀释法及原位法CEMS 由于属于湿基测量，在国内燃煤电厂中的应用已逐步减少。冷干法CEMS已经成为燃煤电厂烟气脱硫监测的主流技术。目前，脱硫前原烟气的CEMS监测技术已经成熟，脱硫后的净烟气监测，由于湿法脱硫后净烟气的温度较低，湿度高，SO2含量低，部分SO2在线分析仪器存在检测灵敏度偏低和稳定性较差的问题。
2011年国家新发布了GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》，其中对脱硫脱硝后的烟气排放标准已经提高了要求，对新建电厂烟气SO2的排放限值已修改为100mg/m3,现有电厂的排放限值也降低到200mg/m3，原有的部分CEMS对低浓度SO2的测量 范围偏大（0~1000mg/m3），存在灵敏度低、漂移较大和稳定性较差等问题，已经不适应目前的检测要求。按照新的排放标准，脱硫的烟气CEMS的SO2仪器测量范围对新建电厂0~300mg/m3，现有电厂在0~500mg/m3.因此，脱硫后烟气CEMS必须解决低浓度SO2测量及其稳定性方面的要求，需要采用检测灵敏度更高的分析仪器。
在烟气脱硝方面，火电厂燃煤锅炉脱硝项目已经进入大规模工业示范阶段，数十个脱硝项目及其CEMS系统已经投运。在“十二五”环境保护发展规划中，国家已将重点污染源烟气脱硝治理作为重点目标，特别是火电厂燃煤锅炉脱硝治理及脱硝CMES监测将进入高峰期。
烟气脱硝CEMS主要用于监控脱硝设备的效率，通常一套脱硝设备在脱硝前和脱硝后各有一套CMES， 用于监测烟气中的氮氧化物含量。脱硝前氮氧化物浓度大多在2000mg/m³。通过对脱硝项目的监测，既要保证烟气脱硝后符合烟气排放要求，又要保证脱硝设备运行的技术经济性。
脱硝后CEMS除监测脱硝口的氮氧化物外，还需监测脱硝出口烟气中的微量氨含量，又称为检测氨的逃逸量。按照国家规定氨逃逸量要控制在3μmol/mol左右。
脱硝过程中氨的消耗量与NOX总量的化学计量比为0.8~1.2，控制氨的注入量十分重要。氨的注入量既要保证有足够的NH₃与NOX反应，以降低NOX的排放量，满足环境质量要求，又要避免像烟气中注入过量的NH₃。注入过量的氨不仅会增加腐蚀，缩短SCR催化剂寿命，还会污染烟尘，增加在空气预热器中的氨盐沉积，以及增加NH₃向大气的排放。
由于NH₃、H2O、和SO₃/SO₂的反应将主要形成硫酸氢氨（ABS），其熔点为147℃，易在设备表面形成液态悬浮颗粒。ABS在温度降低时，会吸收烟气中的水分，形成腐蚀性溶液。在温度较低的催化剂表面，烟气中ABS会堵塞催化剂，造成催化剂失活，增加反应器的压损。在烟气中经过空气预热器时，会在温度较低的热交换表面行成ABS，并产生沉积，增加压阻，降低空气预热器的效率。对SCR出口的氨逃逸量进行监测并控制在2~3mg/L，可延长空气预热器的检修周期，可见氨逃逸量的测量和控制，对延长催化剂更换及空气预热检修周期有重要意义。
对脱销CEMS，主要难点在于取样点烟气温度较高、烟尘量很大，烟气湿度仪也比较大，脱硝后的烟气还可能存在氨盐的结晶。对脱销烟气的取样、除尘、除湿及传输要求要比脱硫烟气的难度大。从技术上分析，脱硝前NOx的浓度较高，测量没有难度；脱硝后NOx的排放限值新标准要求达到100mg/m3 ，仪器的测量范围应该在0-300 mg/m3，测量灵敏度要求也相应提高。对脱硝后烟气氨逃逸量检测难度较大，相关规范要求微量氨逃逸量控制在3mg/L左右，而微量氨极易溶于水，在样气处理及传输中可能存在失真问题。国外大多采用激光法原位测量微量氨，有的也采用化学发光法或傅立叶红外光谱法监测微量氨。国内已经有许多脱销烟气CEMS投入运行，但是在检测微量氨方面还存在不少问题。
