脱硫脱硝（烟气脱硫FGD和烟气脱硝SCR/SNCR）是控制燃煤电厂、工业锅炉等排放中二氧化硫（SO₂）和氮氧化物（NOx）的关键技术，但在实际应用中面临多重难点，涉及技术、经济、运行等多个方面。以下是主要难点分析：

1. 技术难点

脱硫（SO₂控制）

• 高硫燃料适应性：处理高硫煤时，传统石灰石-石膏法需大量吸收剂，易导致设备堵塞、结垢，且副产物处理难度增加。

• 反应效率与稳定性：SO₂吸收受pH值、温度、液气比等因素影响，需精确控制条件以保持高效反应。

• 二次污染风险：湿法脱硫产生的废水含重金属、氯化物等，处理不当易污染水体；干法脱硫的废渣处置也可能引发环境问题。

脱硝（NOx控制）

• 低温脱硝效率低：SCR（选择性催化还原）技术需在300-400℃下运行，若烟气温度低（如燃气锅炉），催化剂活性不足；SNCR（非催化还原）在高温窗口（900-1100℃）操作，温度波动易导致氨逃逸或效率下降。

• 催化剂中毒与寿命：烟气中的砷、碱金属、粉尘等会毒化SCR催化剂，增加更换成本（催化剂占SCR系统成本的40%以上）。

• 氨逃逸控制：过量喷氨会导致逃逸的NH₃与SO₃反应生成硫酸氢铵（ABS），堵塞空预器等设备。

协同脱除问题

• SO₂与NOx的相互干扰：SO₂可能氧化为SO₃，与NH₃反应生成ABS，影响脱硝催化剂活性；同时，脱硝前的SO₂浓度过高会限制后续脱硫负荷。

2. 经济性难点

• 高投资与运行成本：SCR系统需昂贵催化剂，湿法脱硫需大型浆液循环设备，初始投资可达电厂总投资的10%-20%。

• 副产物价值低：脱硫石膏、硫酸铵等副产物市场需求波动大，难以抵消处理成本；部分技术（如电子束法）副产物利用难度更高。

• 能耗问题：脱硫系统增压风机、脱硝系统预热能耗高，可能降低电厂效率1%-3%。

3. 运行维护难点

• 设备腐蚀与磨损：湿法脱硫中Cl⁻、SO₄²⁻等腐蚀吸收塔，高粉尘烟气磨损催化剂。

• 系统复杂性：多污染物协同控制（如SO₂、NOx、Hg等）需整合多种技术，增加控制难度。

• 适应负荷变化：燃煤机组调峰运行时，烟气参数波动大，可能导致脱硝效率不稳定。

5. 技术路线选择困境

• 工艺匹配性：高硫煤适合湿法，但缺水地区需用干法；低温烟气需开发低温催化剂或氧化法脱硝。

• 技术成熟度：新兴技术（如臭氧氧化、微生物法）尚未大规模应用，经济性待验证。

解决方向

• 催化剂改良：研发抗中毒、宽温度窗口的SCR催化剂（如钒钨钛体系改性）。

• 智能化控制：通过AI优化喷氨量、浆液循环量等参数。

• 资源化利用：将SO₂转化为硫酸、NOx转化为硝酸，提升副产物价值。

总之，脱硫脱硝的难点集中在高效性、经济性、长周期稳定运行以及应对日益严格的环保标准上，未来需通过技术创新和系统优化实现多目标平衡。