2.1升温+SCR脱硝+(余热回收)+湿法脱硫+湿式电除尘+加热空气设备
如图1(a)，此类技术的优点是技术成熟，脱硫脱硝工程造价低。缺点要是能耗高、副产物价值低、有二次污染。造成能耗高的原因是烟气本身的热能在湿法脱硫过程中被大量浪费，进烟囱前还需要加热回来，所以能耗很高。另外，由于脱硝是在SCR技术使用范围的下限运行，如果NOx本身较高，又需要按特别排放限制值控制，脱硝效率很难达到。而湿法
脱硫的脱硫产物可能形成二次污染，脱硫后烟气排放液有形成白烟污染的风险。
此类技术是目前应用较多的技术之一，由于技术成熟，用户使用起来操作风险较低。此类技术虽然一次性投资较低，但综合运行成本较高，长期运行对企业成本控制十分不利。其中仅烟气加热和空气热备的能源消耗成本就十分高昂。
2.2SCR脱硝+半干法脱硫+布袋除尘+(升温热备)
如图1(b)，此类技术较为成熟，但半干法脱硫技术的成熟度略低于湿法脱硫技术。该技术相比湿法脱硫技术。该技术相比湿法脱硫技术对烟气本身的热能浪费要少了许多，可以满足130℃的烟囱热备要求。此外还带来了另一种风险：颗粒物。本来焦炉烟气中颗粒物含量很低，一般都是可以达标的。但半干法脱硫技术会在脱硫后使颗粒物大幅度上升，如果后面的除尘设备不过关的话，最终排放时颗粒物很有可能超标。
此类技术目前也在大量应用，但相比而言，此类技术的操作难度较大，特别是旋转喷雾对操作要求很高，处理不当容易发生高浓度颗粒物的排放事故，虽然不会造成污水等二次污染，但脱硫产物也需另行处理，同时能耗也不低。此类技术的一次性投资要高于第一类技术，但如果操作管理过关，综合运行成本会比第一类技术有很大降幅。
2.3半干法脱硫+布袋除尘+升温+低温SCR脱硝
图2(a)，是目前较为先进的技术之一，相对来说烟气中的能源利用最高，最终排放温度也很高，完全满足烟囱热备的要求。但半干法脱硫技术造成的温度损失和颗粒物增加的风险并未得到改善，装置操作难度很高，运行稳定性有待考证。特别是由于低温脱硝的应用，工程一次性投资要远高于第一类技术。
2.3干法脱硫脱硝一体化技术
图2(b)，和第一类技术一样，最大的问题是烟气中热量的浪费严重，脱硫脱硝都有副产物需要处理，有白烟污染风险，且无法满足烟囱热备的要求，综合运用成本较高。
2.4活性炭技术为代表的干法脱硫脱硝一体化技术
图3，以活性炭技术为代表的干法脱硫脱硝一体化技术应该是对烟气中的热能利用最多的技术，因此综合运行成本可能最低的。此类技术既不会浪费烟气中的热能，也不会出现颗粒物增加的风险，还能满足烟囱热备的要求。但活性焦技术一次性投资较高，脱硫时再生所需能耗也较高，脱硝的效率有限，有些要求高的项目不一定能达标。另外脱硫产生的高浓度SO2气体也需要有合适的渠道处理。
3总结
燃煤电厂普遍采用的工艺路线是高温脱硝-余热回收-湿法脱硫-湿电除尘的工艺路线，并不适合焦化行业的生产实际。转变思路，将脱硫工艺放在前面，首先确立了干法脱硫-低温脱硝-余热回收的工艺路线。与传统方法相比，这个工艺路线具有多方面的优势：
(1)干法脱硫基本不存在温降，而且脱硝对温度有要求，这样就能够尽可能多地回收余热，余热回收后烟气直接排入原烟囱，因此热备不需要再单独加换热器;
(2)如果低温脱硝过程中存在SO2，脱硝催化剂会受到很大影响，先脱硫，后脱硝，就基本排除了二氧化硫对脱硝的影响，有利于减少脱硝催化剂填装量，延长脱硝催化剂寿命，脱硝后生成氮气和水不会对大气环境产生不利的影响。在燃煤电厂的干法脱硫、垃圾发电的低温脱硝技术的基础上，共同开发了先脱硫后脱硝再进行余热回收的系统工艺。这样的设计思路不但实现了烟气净化，有效利用了烟气余热，同时还解决了锅炉腐蚀、烟囱热备等一系列工程难题。
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