我國已是世界第一焦炭生產大國、消耗大國和出口大國。根據2012年實施的《煉焦化學工業污染物排放標準》(GB16171-2012)，焦化企業必須在2015年1月1日前達到新的污染控制水平。新標準對現有企業給出了兩年多的過渡期，面對國家新的污染物排放限值執行期的臨近，焦爐煙氣脫硫脫硝的治理已經提上許多焦化企業的議事日程。煉焦環保新標準要求一般地區焦爐煙囪SO2排放濃度必須限值為50mg/m-3，NOx限值為500mg/m-3;特殊地區焦爐煙囪SO2排放濃度限值為30mg/m-3，NOx排放濃度限值為150mg/m-3[1]。

焦爐煙氣處理的難點在于脫硝。傳統的SCR脫硝技術適用的溫度范圍在320~420℃，因為煙氣中的SO2會和NH3進行反應，溫度過低就會結晶，堵塞脫硝催化劑表面微孔，造成脫硝催化劑中毒。

市面上可見的低溫脫硝技術所需的溫度也一般都在220℃以上，目前，已知的只有中冶焦耐的低溫SCR脫硝技術溫度范圍最低可至150℃，但要想保持較高的脫硝效率仍需200℃以上的溫度。因為其溫度不夠SCR脫硝技術所需溫度，而低溫脫硝的世界性難題是SO2中毒難以避免，如果要避免SO2中毒就需要先脫硫，能夠和低溫SCR脫硝技術相配合的只能是半干法脫硫技術和干法脫硫技術。濕法脫硫技術則完全不能與低溫脫硝技術配合，因為會使煙氣溫度大幅降低[2]。

1傳統工藝對比

對傳統的脫硫脫硝工藝及其相應的技術特點進行了對比，工藝方案如表1、2。

1.1焦化廠煙氣特點

(1)溫度不高焦爐煙道氣的溫度一般在180~320℃之間;

(2)成分復雜焦爐煙道氣中含有大量的有機氣體，可能會對關鍵成分檢測造成干擾;

(3)含硫不高一般含在200~500mg˙Nm-3之間，平均約為450mg˙Nm-3;

(4)NOx較高一般為1800mg˙Nm-3左右;(5)塵含量低一般為1800mg˙Nm-3左右;(6)煙囪需要熱備處于安全的需要，焦化行業需要煙囪要進行熱備，熱備溫度一般為130℃，甚至更高。

1.2國內焦化煙氣脫硫脫硝技術對比

通過調研，統計了國內一部分針對焦化行業煙氣脫硫脫硝的技術。包含了企業的工藝路線及相應采用相應技術的環保企業，并簡單的對技術進行了說明。具體內容見表3。

2焦化行業常見的幾種脫硫脫硝技術

在能夠達標排放的前提下，并充分考慮煙囪熱備的因素，總結出幾種用于焦化行業煙氣處理的組合技術。

2.1升溫+SCR脫硝+(余熱回收)+濕法脫硫+濕式電除塵+加熱空氣設備

如圖1(a)，此類技術的優點是技術成熟，脫硫脫硝工程造價低。缺點要是能耗高、副產物價值低、有二次污染。造成能耗高的原因是煙氣本身的熱能在濕法脫硫過程中被大量浪費，進煙囪前還需要加熱回來，所以能耗很高。另外，由于脫硝是在SCR技術使用范圍的下限運行，如果NOx本身較高，又需要按特別排放限制值控制，脫硝效率很難達到。而濕法

脫硫的脫硫產物可能形成二次污染，脫硫后煙氣排放液有形成白煙污染的風險。

此類技術是目前應用較多的技術之一，由于技術成熟，用戶使用起來操作風險較低。此類技術雖然一次性投資較低，但綜合運行成本較高，長期運行對企業成本控制十分不利。其中僅煙氣加熱和空氣熱備的能源消耗成本就十分高昂。

2.2SCR脫硝+半干法脫硫+布袋除塵+(升溫熱備)

如圖1(b)，此類技術較為成熟，但半干法脫硫技術的成熟度略低于濕法脫硫技術。該技術相比濕法脫硫技術。該技術相比濕法脫硫技術對煙氣本身的熱能浪費要少了許多，可以滿足130℃的煙囪熱備要求。此外還帶來了另一種風險：顆粒物。本來焦爐煙氣中顆粒物含量很低，一般都是可以達標的。但半干法脫硫技術會在脫硫后使顆粒物大幅度上升，如果后面的除塵設備不過關的話，最終排放時顆粒物很有可能超標。

此類技術目前也在大量應用，但相比而言，此類技術的操作難度較大，特別是旋轉噴霧對操作要求很高，處理不當容易發生高濃度顆粒物的排放事故，雖然不會造成污水等二次污染，但脫硫產物也需另行處理，同時能耗也不低。此類技術的一次性投資要高于第一類技術，但如果操作管理過關，綜合運行成本會比第一類技術有很大降幅。

2.3半干法脫硫+布袋除塵+升溫+低溫SCR脫硝

圖2(a)，是目前較為先進的技術之一，相對來說煙氣中的能源利用最高，最終排放溫度也很高，完全滿足煙囪熱備的要求。但半干法脫硫技術造成的溫度損失和顆粒物增加的風險并未得到改善，裝置操作難度很高，運行穩定性有待考證。特別是由于低溫脫硝的應用，工程一次性投資要遠高于第一類技術。

2.3干法脫硫脫硝一體化技術

圖2(b)，和第一類技術一樣，最大的問題是煙氣中熱量的浪費嚴重，脫硫脫硝都有副產物需要處理，有白煙污染風險，且無法滿足煙囪熱備的要求，綜合運用成本較高。

2.4活性炭技術為代表的干法脫硫脫硝一體化技術

圖3，以活性炭技術為代表的干法脫硫脫硝一體化技術應該是對煙氣中的熱能利用最多的技術，因此綜合運行成本可能最低的。此類技術既不會浪費煙氣中的熱能，也不會出現顆粒物增加的風險，還能滿足煙囪熱備的要求。但活性焦技術一次性投資較高，脫硫時再生所需能耗也較高，脫硝的效率有限，有些要求高的項目不一定能達標。另外脫硫產生的高濃度SO2氣體也需要有合適的渠道處理。

3總結

燃煤電廠普遍采用的工藝路線是高溫脫硝-余熱回收-濕法脫硫-濕電除塵的工藝路線，并不適合焦化行業的生產實際。轉變思路，將脫硫工藝放在前面，首先確立了干法脫硫-低溫脫硝-余熱回收的工藝路線。與傳統方法相比，這個工藝路線具有多方面的優勢：

(1)干法脫硫基本不存在溫降，而且脫硝對溫度有要求，這樣就能夠盡可能多地回收余熱，余熱回收后煙氣直接排入原煙囪，因此熱備不需要再單獨加換熱器;

(2)如果低溫脫硝過程中存在SO2，脫硝催化劑會受到很大影響，先脫硫，后脫硝，就基本排除了二氧化硫對脫硝的影響，有利于減少脫硝催化劑填裝量，延長脫硝催化劑壽命，脫硝后生成氮氣和水不會對大氣環境產生不利的影響。在燃煤電廠的干法脫硫、垃圾發電的低溫脫硝技術的基礎上，共同開發了先脫硫后脫硝再進行余熱回收的系統工藝。這樣的設計思路不但實現了煙氣凈化，有效利用了煙氣余熱，同時還解決了鍋爐腐蝕、煙囪熱備等一系列工程難題。