脫硫脫硝（煙氣脫硫FGD和煙氣脫硝SCR/SNCR）是控制燃煤電廠、工業鍋爐等排放中二氧化硫（SO?）和氮氧化物（NOx）的關鍵技術，但在實際應用中面臨多重難點，涉及技術、經濟、運行等多個方面。以下是主要難點分析：

1. 技術難點

脫硫（SO?控制）

• 高硫燃料適應性：處理高硫煤時，傳統石灰石-石膏法需大量吸收劑，易導致設備堵塞、結垢，且副產物處理難度增加。

• 反應效率與穩定性：SO?吸收受pH值、溫度、液氣比等因素影響，需精確控制條件以保持高效反應。

• 二次污染風險：濕法脫硫產生的廢水含重金屬、氯化物等，處理不當易污染水體；干法脫硫的廢渣處置也可能引發環境問題。

脫硝（NOx控制）

• 低溫脫硝效率低：SCR（選擇性催化還原）技術需在300-400℃下運行，若煙氣溫度低（如燃氣鍋爐），催化劑活性不足；SNCR（非催化還原）在高溫窗口（900-1100℃）操作，溫度波動易導致氨逃逸或效率下降。

• 催化劑中毒與壽命：煙氣中的砷、堿金屬、粉塵等會毒化SCR催化劑，增加更換成本（催化劑占SCR系統成本的40%以上）。

• 氨逃逸控制：過量噴氨會導致逃逸的NH?與SO?反應生成硫酸氫銨（ABS），堵塞空預器等設備。

協同脫除問題

• SO?與NOx的相互干擾：SO?可能氧化為SO?，與NH?反應生成ABS，影響脫硝催化劑活性；同時，脫硝前的SO?濃度過高會限制后續脫硫負荷。

2. 經濟性難點

• 高投資與運行成本：SCR系統需昂貴催化劑，濕法脫硫需大型漿液循環設備，初始投資可達電廠總投資的10%-20%。

• 副產物價值低：脫硫石膏、硫酸銨等副產物市場需求波動大，難以抵消處理成本；部分技術（如電子束法）副產物利用難度更高。

• 能耗問題：脫硫系統增壓風機、脫硝系統預熱能耗高，可能降低電廠效率1%-3%。

3. 運行維護難點

• 設備腐蝕與磨損：濕法脫硫中Cl?、SO?2?等腐蝕吸收塔，高粉塵煙氣磨損催化劑。

• 系統復雜性：多污染物協同控制（如SO?、NOx、Hg等）需整合多種技術，增加控制難度。

• 適應負荷變化：燃煤機組調峰運行時，煙氣參數波動大，可能導致脫硝效率不穩定。

5. 技術路線選擇困境

• 工藝匹配性：高硫煤適合濕法，但缺水地區需用干法；低溫煙氣需開發低溫催化劑或氧化法脫硝。

• 技術成熟度：新興技術（如臭氧氧化、微生物法）尚未大規模應用，經濟性待驗證。

解決方向

• 催化劑改良：研發抗中毒、寬溫度窗口的SCR催化劑（如釩鎢鈦體系改性）。

• 智能化控制：通過AI優化噴氨量、漿液循環量等參數。

• 資源化利用：將SO?轉化為硫酸、NOx轉化為硝酸，提升副產物價值。

總之，脫硫脫硝的難點集中在高效性、經濟性、長周期穩定運行以及應對日益嚴格的環保標準上，未來需通過技術創新和系統優化實現多目標平衡。