超低排放资料整理3.docx
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超低排放资料整理3
第一部分、超低排放概述
（一）超低排放的概念
目前，国内外关于燃煤电厂大气污染物“超低排放”并没有严格的官方定义，实际应用中存在多种表述，如“超低排放”、“近零排放”、“超净排放”等。
“超低排放”中烟尘、SO2、NOx的控制指标也不统一，多数文献或工程案例分别取《火电厂大气污染物排放标准》（GB11223-2011，以下简称《标准》）中规定的燃气轮机组的排放限值：
5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，但科技部示范工程指标分别取值：
4.5mg/m3、20mg/m3、30mg/m3。
以上指标的确定及相互间的差异未见有说服力的科学依据。
值得注意的是，《标准》里规定燃机标准限值的折算烟气基准含氧量是15%，而燃煤机组是6%，换算成可比条件，则燃气标准数值应是燃煤数值的2.5倍，即“超低排放”在6%含氧量的烟尘、SO2、NOx排放限值分别为12.5mg/m3、87.5mg/m3、125mg/m3，而《标准》的特别排放限值分别是20mg/m3、50mg/m3和100mg/m3。
通俗地讲，就是燃煤机组执行“超低排放”，比执行特别排放限值还宽松了。
实际上，燃煤机组“超低排放”是在燃煤基准含氧量6%的条件下，取燃气机组排放限值作为控制指标。
可以看出，目前“超低排放”主要定位在燃煤电厂的排放在标准限值之内的排放水平，但并没有具体的控制指标，只是广泛地将在标准之内、限值之下的排放水平统称为超低排放。
（二）超低排放的现状
1.技术分析
在现有技术水平下，完全可以通过增加环保设备和原料投入，以及优化系统、改造辅机、控制煤质等手段来实现超低排放，但仍存在一些问题：
一是烟气脱硝理论上可以获得很高效率，但为控制很低的NOx就必须喷入更多的NH3，漏泄的NH3相应增加，锅炉尾部的腐蚀、堵塞，空气预热器压差增加的现象比较普遍。
二是WESP运行经验不足，缺少运行指标数据。
WESP由日本引进，在国内在冶金和化工等行业应用多年，一直存在设备腐蚀、烟气流场不稳、废水不易处理等缺点，在运行和检修方面比ESP复杂得多，能否长期稳定达到燃气标准数值令人担忧。
三是部分燃煤难以达到“超低排放”。
低硫、低灰、高热值燃煤是实现超低排放的基本前提，而目前中国大部分煤炭含硫等杂质比较多，实现特别排放限值都有困难，更别说超低排放。
如燃煤低位发热量4000kca/kg、灰份35%，除尘前烟气中烟尘浓度约为53.8g/m3，即使总的除尘效率高达99.99%，烟尘排放浓度仍大于5mg/m3的超低排放要求。
又如，含硫量为3%的煤，其产生烟气中SO2的浓度在6900mg/m3左右，脱硫系统的脱硫效率即使长期稳定达到99%，其排放浓度仍高达69mg/m3，不能满足超低排放35mg/m3的要求。
事实上，我国西南地区大部分电厂烟气中SO2浓度高达10000mg/m3以上。
2.经济分析
有报道称，对于新建燃煤机组，实施超低排放与执行特别排放限值相比，污染物排放量下降30%～50%（平均下降45%），但环保一次性投资与运行费用增加基本都在30%左右。
现役没有安装烟气脱硝SCR装置的煤电机组，装机容量越大，其单位千瓦环保改造的投资越低，改造效益越显著。
如600MW级及以上的现役煤电机组，实现超低排放，环保改造单位千瓦的投资额345～439元。
另外，根据部分煤电机组的环保改造与运行费用测算，从特别排放限值到实现超低排放，对于1000MW机组，需要增加的成本为0.96分/千瓦时；对于600MW机组，需要增加的成本为1.43分/千瓦时；对于300MW机组，需要增加的成本为1.87分/千瓦时。
可见，“超低排放”给企业的稳定运行和经济带来很大压力。
从2004年开始，每一轮排放标准的提高意味着所有火电厂脱硫设施都要进行一次较大的升级改造，仔细算下来，要实现达标排放，一座装机百万千瓦的火电厂，仅脱硫一项就要耗费1亿元。
环保部环境规划院一份最新的研究报告指出，火电行业虽然宣称燃气发电成本是0.8元一度电，而超低排放发电成本只有0.4元一度电，但是算上煤炭的外部成本之后，这个优势将不复存在。
3.环境效益
专家指出，超低排放与特别限值排放相比，3项污染物合计可多脱除0.47个百分点。
实施煤电机组的超低排放对降低环境空气中的常规污染物指标改善效果很小，但对PM2.5的下降效果显著，因为火电行业排放的气态污染物对环境空气中PM2.5的贡献约占其贡献总量的88%，烟尘排放对环境空气中PM2.5的贡献约占其贡献总量的12%。
因此，片面追求煤电机组烟尘的超超低排放，不论是总量减排还是环境质量改善，效果均不明显，属于“低效减排”。
如某执行特别排放限值的机组实施“超低排放”的相关数据见下表。
而且现有的烟气连续监测技术难以支撑超低排放监测数据的准确性，目前，我国对于20毫克以下的粉尘还没有如此精密的仪器去准确测量，超低排放的监测数据不可靠。
燃煤电厂按照《标准》，排放浓度已经很低，如何再改造达到“超低排放”，其效率提高不多，成本却大幅增加，故“超低排放”在进行技术、经济、环境评估后，可在部分地区的部分电厂试行，但现阶段不应急于在全国普遍推广。
第二部分、典型技术及装置
一、高效脱硫技术
石灰石—石膏湿法脱硫效率常在95%～98%之间，当要求脱硫效率超过95%时，需要采取增效措施：
多喷淋技术、双循环技术、双托盘技术等。
1、单塔多喷淋技术（常规技术）
【基本原理】增加喷淋层数或增加喷淋循环量，以此两种方式来提高吸收塔的液气比，增加烟气与脱硫剂的接触时间和传质推动力，从而提高脱硫效率。
【技术特点】增加喷淋层数需要提升吸收塔的高度，增大浆池容积，增加投资成本；加大循环量需要消耗更多电能，同时氧化风机所需的压头也需提高，增加运行成本。
一般增至5~6层已是上限，总效率可达到98.5%。
单塔多层喷淋虽然节约了占地面积，但存在着脱硫剂利用率降低、亚硫酸钙的氧化率不稳定等缺点。
2、单塔双托盘技术（武汉凯迪引进美国B＆W公司技术）
【基本原理】托盘塔技术指在逆流喷淋的基础上增设一块或者多块穿流孔板托盘，将托盘全面布置在整个吸收塔的横截面，较高流速的烟气进入吸收塔后，与托盘上的液膜进行气、液项的均质调整，因此，在吸收区域的整个高度以上实现气体与浆液的最佳接触。
由于托盘可保持一定高度的液膜，从而增加了烟气在吸收塔中的停留时间，使吸收更加充分。
托盘下有时也布置一层喷淋层对烟气进行预饱和。
【技术特点】托盘是带有小孔或者细长缝的格栅。
烟气从托盘下往上流动，浆液从托盘上喷射下来，烟气和浆液在托盘表面发生强烈掺混，形成泡沫层，泡沫层具有很大的气液接触界面，对SO2具有良好的吸收能力。
另外在喷嘴布置时，要求塔内每点均有300%的覆盖率，以确保烟气能够与空气完全充分接触。
托盘上浆液的pH值低于反应箱的值，如果反应箱的pH值是5.5，在托盘上可能是4.0。
由此计算，石灰石溶解速度比反应箱的快31倍。
托盘比喷淋层提供了更有效的烟气和浆液接触方式，能有效降低液气比，提高吸收剂利用率，但吸收塔的压降有所增加。
在进行脱硫装置改造时，如果存在场地或其他因素的限制，可优先考虑采用托盘塔技术。
【工程案例】国内目前尚无1000MW等级煤电的应用业绩。
3、单塔双循环技术（国电龙源引进德国FBE公司技术）
【基本原理】单塔双循环工艺是由集液斗（收集碗）将喷淋空塔中SO2的吸收和氧化分成两个阶段，每个阶段自成循环。
原烟气进入吸收塔，首先与吸收塔内喷淋的一级循环浆液（pH值低，为4.5～5.3）逆向接触，吸收部分SO2，能够保证脱硫剂的溶解吸收过程，并生成高品质的石膏；烟气继续上升，与来自塔外浆池的二级喷淋浆液（pH值高，为5.8～6.4）接触，吸收烟气中剩余部分的SO2，能够保证非常高的脱硫效率和较低的液气比，大幅降低循环泵的能耗。
氧化空气被鼓入到一级循环，在较低的pH值下，有利于氧化过程。
氧化空气同时也被鼓入到二级循环，以避免结垢。
每个循环的化学反应都是独立控制的，能够允许使用品质较差的脱硫剂和粒径较大的石灰石粉。
独立分离的一级浆池和ATF浆池可以减小事故浆罐的存储容积。
锥型结构的收集碗用于分隔两个循环区域，均布烟气，减少烟气分层，使烟气流场更均匀、液气比较小、降低投资和运行费用。
【技术特点】此技术根据脱硫反应与石膏形成对浆液pH值的不同要求，设置2个浆液池。
2个循环过程的控制是独立的，避免了参数之间的相互制约，可以使反应过程更加优化，快速适应煤种变化和负荷变化，能够保证脱硫效率稳定在98%以上，对于高含硫量烟气或者对脱硫效率要求特别高的项目是非常适用的。
某工程单循环技术方案和双循环技术方案对比
单循环
双循环
吸收塔直径：
21.5m
塔内烟气流速：
3.24m/s
液气比：
17.36L/m3
喷淋层（循环泵）数量：
6
循环泵流量：
12500m3/h
浆池容积：
6263m3
吸收塔高度：
50.1m
吸收塔阻力：
1452Pa
液气比L/G和能耗较高
烟气流速较高
单循环化学反应
pH值：
5.3~5.8
吸收塔直径：
21.5m
塔内烟气流速：
3.24m/s
一级循环液气比：
5.44L/m3
二级循环液气比：
10.87L/m3
喷淋层（循环泵）数量：
下2上4
循环泵流量：
11500m3/h
一级循环浆池容积：
1950m3
二级循环浆池容积：
3541m3
吸收塔高度：
54m
吸收塔阻力：
1458Pa
液气比L/G和能耗较低
锥型收集碗能均布烟气流
双循环化学反应
一级循环pH值：
4~5.3
二级循环pH值：
5.8~>6
【工程案例】广州恒运热电厂责任公司8#、9#烟气脱硫改造工程是国内第一台投运的采用石灰石－石膏法单塔双循环工艺的项目，脱硫效率达到99.3%。
【技术改造】
（1）《双循环回路石灰石_石灰－石膏湿法烟气脱硫装置》，专利号：
CN2894808，国电科技环保集团有限公司
（2）《双循环多级水幕脱硫反应系统装置》，专利号：
CN204220017U，中国矿业大学
（3）《双循环单塔脱硫系统及工艺》，专利号：
CN102764583A，中电投远达环保工程有限公司
（4）《一种单塔双回路石灰石-石膏湿法脱硫装置及方法》，专利号：
CN104174284A，江苏峰业科技环保集团股份有限公司
（5）《一种高效脱硫单塔双循环系统及方法》，专利号：
CN104226099A，浙江大学
（6）《双循环两段式烟气脱硫塔》，专利号：
CN2439901，四川金海
（7）《一种低能耗、超净排放的烟气脱硫方法和装置》，专利号：
CN104258721A，东方锅炉
（8）《一种湿法双循环高效脱硫除尘装置》，专利号：
CN203370430U，湖南正明环境工程有限公司
4、双塔双循环技术（国电龙源引进德国FBE公司技术）
【基本原理】双塔双循环技术是在单塔双循环技术上的发展和延伸，两塔串联分级进行脱硫，两个吸收塔中各自设置喷淋层、氧化空气系统、氧化浆液池。
烟气先进入预吸收塔脱除部分污染物后，再进入后吸收塔脱除剩余污染物，两塔串联运行，分级脱硫。
采用石灰石浆液时，浆液浓度选择在20%左右为宜，Ca/S在1.02～1.03之间；串联塔中一级塔pH控制为5.2左右，液气比控制在18.5L/m3左右；二级塔在pH控制为5.6左右，液气比控制在10.5L/m3左右。
【技术特点】塔串联系统在达到相同脱硫效率的情况下，比单循环技术的运行能耗要低；或者在相同液气比条件下，双循环技术比单循环技术的脱硫效率要高；可以大量利用原脱硫设备，减少资源浪费；先建设后停机再转接烟风道，大幅缩短改造时间；一级塔与二级塔运行不同性质浆液，更加精细的控制反应过程，避免参数间的相互制约，快速适应硫分和负荷的变化；一级塔低pH值运行，可以实现吸收剂的几乎完全溶解和高品质石膏的生成；二级塔高pH值运行，可以在较低的液气比和电耗下保证高脱硫效率。
双塔双循环系统非常适用于高含硫煤和高脱硫效率的改造工程。
双塔双循环主要缺点在于占地面积大、系统阻力大、投资高，这些问题随着机组容量的增大表现得越来越明显。
目前，其运行需要解决如下技术问题：
（1）吸收塔液位的控制
高温烟气首先进入一级塔（新增），塔内水分蒸发量较大，另外因一级塔无除雾器无法及时补充消耗的水量，即使滤液水全部回流到一级塔，其液位仍下降较快。
相反，二级塔（原有）液位降低较缓慢，如果在一级塔直接用工艺水补水以维持液位的平衡，又将导致用水量较大，整个脱硫系统水平衡难以维持。
设计上可采用一级塔出石膏，二级塔浆液通过石膏排出泵直接打入一级塔的方式以保证液位的平衡。
这一方式不仅保证整个脱硫系统的水平衡，而且二级塔可以采用高pH值运行。
虽然二级塔浆液高pH值运行时，其石灰石耗量较多，但由于浆液通过石膏排出泵进入一级塔再利用，其石灰石的利用率仍达到很高的水平。
这一方式要求二级塔石膏排出泵连续运行，增加了运行电耗。
（2）一级吸收塔脱硫效率的控制
一级吸收塔脱硫效率的控制是影响吸收塔串联运行方式的另一个关键技术问题。
由于一级吸收塔的氧化空气量固定不变，一级塔脱硫效率不能过高或过低，过高有可能造成浆液氧化不足，过低则会造成总脱硫效率不能满足设计要求。
增容改造后的脱硫系统投运初期，曾出现一级吸收塔浆液氧化不足而无法脱水现象，其主要原因就是一级塔脱硫效率偏高，造成氧化空气不足。
因此，为了分配2个吸收塔的脱硫效率问题，在一级吸收塔出口增设了SO2浓度测点，当FGD入口SO2浓度达到12000mg/m3及以上时，通过控制一级吸收塔浆液pH值，使其脱硫效率在70%左右，以确保氧化空气量足够，同时也保证总的脱硫效率满足要求。
（3）烟道积浆问题
脱硫系统占地较小，受原有系统的限制，一级吸收塔与二级吸收塔之间的连接烟道较长并且坡度较小。
由于一级吸收塔无除雾器，从一级吸收塔出口的烟气带浆较多，沉积在2个吸收塔的连接烟道上。
为此，可在2个吸收塔之间的连接烟道下方增设排液口，并增设冲洗水定期冲洗。
【工程案例】合山电厂2×330MW机组脱硫系统串联塔增容改造工程是国内首例，入口SO2浓度最高达15242mg/m3，脱硫效率最高达99.7%，达到改造预期目的；国电永福电厂脱硫改造项目采用了双塔双循环技术，脱硫效率达到了99％以上。
【技术改造】
（1）《双塔双循环石灰石湿法脱硫装置及方法》，专利号：
CN102921287A，国电龙源环保
（2）《串联方式的新型脱硫塔》，专利号：
CN203155076U，国电清新
5、双循环U形塔技术（中电投达远自主研发技术）
【基本原理】双循环U形塔由一个顺流塔和一个逆流塔整体串联而成。
烟气首先进入顺流塔，与浆液顺流接触，除大部分SO2。
然后烟气通过连接通道进入逆流塔，与浆液逆流接触，进一步脱除残余的SO2，整体脱除率达98%以上。
双循环U形塔两个区域循环浆液浓度不一致，底部浆池采用隔板分开，逆流塔浆池液位较顺流塔高，浆液从逆流塔溢流至顺流塔。
【技术特点】此工艺简化了双塔双循环脱硫系统，降低了浆液循环量和系统能耗，并且脱硫塔整体布置还降低了脱硫塔高度。
此工艺特别适合于高硫煤产生的烟气脱硫。
U型串联吸收塔每侧布置3层喷淋层，并在逆流塔上方设置除雾器，2个吸收塔设1个共用的浆液池，而石灰石浆液加入、石膏排出及氧化系统只设1套。
U型串联吸收塔脱硫系统布置及运行较双塔串联脱硫系统简化。
与多层喷淋的高塔相比，U型串联吸收塔最大的优点是降低了吸收塔高度，就相应降低了浆液循环泵的电耗。
比如在相同流量条件下，某U型3+3层串联吸收塔循环泵每小时用电量比6层喷淋层高塔节约840kWh，每年循环泵节约电量达4.62GWh，年节约费用达221.76万元。
【工程案例】2012年12月，合山电厂670MW3#机组烟气脱硫系统与机组同步建成投运，燃煤硫含量为5.2%（相应FGD入口SO2浓度为15200mg/m3时），脱硫效率最高达99.5%，平均98.8%。
【技术改造】
（1）《双循环U型塔脱硫系统及工艺》，专利号：
CN102794103A，中电投远达环保
（2）《单塔双循环脱硫系统》，专利号：
CN203725009U，中电投远达环保
（3）《一种高效燃煤烟气脱硫与湿式静电除尘组合净化塔》，专利号：
CN203610038U，上海中芬新能源投资有限公司
（4）《顺逆流单塔双循环湿法烟气脱硫装置》，专利号：
CN203955028U，东方锅炉
6、其他高效脱硫技术
（1）活性焦吸附-再生工艺
活性焦脱硫是一种可资源化的干法烟气脱硫技术，可以同时脱除NOx、SO3、HCl、HF、二噁英、重金属等，不消耗工艺用水，非常适用于水资源缺乏地区，而且脱硫副产品硫酸、硫是用途广泛的化工原料。
现有的活性焦脱硫技术主要为少数国外厂家所掌握，引进这些技术存在技术引进费用高、核心技术不转让、关键设备仍需进口等问题，难以在我国电厂推广应用。
（2）海水脱硫技术
海水脱硫技术是利用天然海水的碱度中和烟气中的SO2，吸收SO2后的海水经曝气池曝气氧化后，达标排入大海，海洋作为缓冲体系，可使该区域的pH恢复成碱性。
海水脱硫技术具有脱硫效率高、工艺简单、运行可靠性高、不需额外消耗淡水等特点。
海水脱硫技术存在地理位置的局限性，一般要求海域pH在7.8～8.3之间，天然碱度为2.2～2.7mg/L，燃料w（s）在1%以下。
（3）旋流雾化脱硫工艺
国内自主知识产权技术，将现有的喷淋塔改为喷雾塔，采用超声波雾化专利技术，使脱硫剂粒径降到50-80μm，大大提高脱硫吸收反应速度；采用雾化旋流切圆布置专利技术，在塔内形成喷雾切圆旋流场，使烟气与脱硫剂充分均匀的混合，延长塔内停留时间，提高脱硫效率，解决了深度脱硫市场遭遇的技术瓶颈。
（4）新型高效气相脱硫技术
山东大学化学与化工学院开发的新型高效气相脱硫技术，脱硫率达95%～99%，脱硫后SO2排放浓度低于50mg/Nm3。
相比目前广泛应用的液相烟气脱硫技术，新技术脱硫效率高、成本低，所需设备简单，投资小，运行成本可降低至2元/kg以下，脱硫产物收集后可以作为农用肥料。
（5）双极膜法烟气脱硫技术
我国自主研发的双极膜法烟气脱硫技术在黑龙江省哈尔滨市哈投热电厂试运行取得成功，此举打破了双极膜技术长期被国外企业垄断的局面，填补了国内的空白。
双极膜电渗析法烟气脱硫循环使用氢氧化钠，无固体废弃物和废液排放。
脱硫过程中只消耗电能，并可将烟气中气态的SO2转变成经济价值较高、纯度很高的硫酸溶液。
SO2吸收效率在98%以上。
（6）单塔一体化脱硫除尘深度净化技术（SPC-3D）
单塔一体化脱硫除尘深度净化技术由北京国电清新环保技术股份有限公司于2014年7月份研发成功，是在原有自主创新产品长期高质量运行的基础之上开发、创新、升级的为发电厂提供超低排放解决方案的技术。
该技术具有单塔高效、能耗低、适应性强、工期短、不额外增加场地、操作简便等特点。
甚至有专家认为，SPC-3D技术颠覆常规技术路线的基本思路，针对传统技术有可能是革命性突破。
（7）单塔双区技术
龙净环保自主知识产权技术。
通过中部的分区调节器和下部射流搅拌系统的相互配合，浆液上部分pH值可在5.3左右，而下部分pH值可在6.1左右，不同pH值形成的分区效果可实现“双区”运行的目的，吸收塔的吸收能力最大可有6倍的提升，脱硫效率达到99.3%。
（8）《一种湿法烟气净化系统》，专利号：
CN203355603U，国电清新
（9）《双环高效脱硫吸收塔及使用该塔的脱硫系统》，专利号：
CN202438258U，中电投远达
二、高效脱硝技术
常用的低NOx燃烧技术有空气分级燃烧技术、燃料分级、烟气再循环、低NOx燃烧器等。
主要烟气脱硝技术有选择性催化还原法（SCR脱硝，工作温度为350～450℃，脱硝效率为80%～95%）、选择性非催化还原法（SNCR脱硝，工作温度800~1150℃）、SNCR－SCR混合脱硝技术。
SCR和SNCR－SCR工艺脱硝效率均可达90%以上，而SNCR脱硝效率一般为30%～50%。
1、LNB技术
要减少燃料型NOx的生成，可以从抑制其生成和还原生成的NOx这两方面着手。
（1）空气分级燃烧技术
空气分级燃烧技术是目前使用最为普遍的低NOx燃烧技术之一，分为轴向分级和径向分级两种方式。
基本原理为：
将燃烧所需的空气量分成两级送入，使第一级燃烧区内过量空气系数在0.8左右，燃料先在缺氧富燃料条件下燃烧，使得燃烧速度和温度降低，因而抑制了热力型NOx的生成。
同时，形成的还原性气氛与NO进行还原反应，抑制了燃料型NOx的生成；在二级燃烧区内，将燃烧用的空气的剩余部分以二次空气输入，成为富氧燃烧区。
由于此区域温度已降低，新生成的NOx量有限，总体上NOx的排放量少。
使用空气分级燃烧技术对老机组实施改造较为方便，改动量小，改造费用相对较低；比较适用于高挥发分的煤种。
空气分级燃烧技术对于大型电站锅炉降低NOx排放有着很好的效果，可达到30%～50％的减排效果，是电站锅炉脱硝工程必不可少的第一步，它能为后期的SCR的应用节省大量的建设成本和运行成本。
（2）燃料分级燃烧技术
燃料分级又称为燃料再燃或炉内还原技术，它是降低NOx排放的诸多炉内方法中最有效的措施之一。
把炉膛高度自下而上依次分为主燃区、再燃区和燃尽区。
燃料分级送入炉膛，将80％～85％的主燃料喷入主燃区，在过量空气系数α＞1的条件下燃烧生成NOx；将15％～20％的再燃燃料在主燃区上部的合适位置喷入再燃区，在α＜1的条件下形成较强的还原性气氛。
再燃区不仅能还原已经生成的NOx，同时可以抑制新的NOx的生成，进一步降低NOx的排放。
配合再燃区上面布置的燃尽风（OFA）可以形成第三级燃烧区，以使再燃区生成的未完全燃烧产物燃尽。
（3）烟气再循环
烟气再循环也是常用的燃烧中降低NOx排放量的方法之一。
该技术是将锅炉尾部约10%～30%的低温烟气（温度为300～400℃）经烟气再循环风机回抽（多在省煤器出口位置引出）并混入助燃空气中，经燃烧器或直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，从而降低燃烧区域的温度，同时降低燃烧区域氧的浓度，最终降低NOx的生成量，并具有防止锅炉结渣的作用。
但采用烟气再循环会导致不完全燃烧热损失加大，而且炉内燃烧不稳定，所以不能用于难燃烧的煤种（如无烟煤等）。
（4）低氮燃烧器
低NOx燃烧器（LowNOXBurner，LNB）是通过设计特殊结构的燃烧器，通过改变燃烧器的风煤比例，以达到在燃烧器着火区的空气分级、燃烧分级和烟气再循环法的目的。
世界各国的大锅炉公司分别发展了各种类型的低NOx燃烧器，NOx脱除率一般在30%～60%。
1）PM型直流燃烧器
最早出现的低NOx直流型煤粉燃烧器是三菱重工的PM型燃烧器（PollutionMinimumBurner），主要由多组一次风煤粉喷口和二次风喷口组成。
煤粉在一次风道中先经过一个弯头进行惯性分离，密度大的煤粉由于惯性大，多数进入上面的富燃料喷口，其余的随空气进入下面的贫燃料喷口，进行燃料分级。
PM型低NOX燃烧器的主要特点是将炉膛的分级燃烧和燃烧器的分级燃烧结合在一起。
在这种燃烧器中，送入主燃烧器的一、二次风占总风量的80％左右。
此外，由于采用分隔风箱，燃烧喷口的宽度较大，增加了出口处气流的刚性。
PM型燃烧器适用于燃烧可燃基挥发分Vr>24％的烟煤，具有明显的低负荷稳燃性能，能在40％负荷下不投油稳定燃烧，该技术已经成功地应用黄台电厂上。
2）WR型直流燃烧器
WR型燃烧器（WideRangeBurner，宽调节比燃烧器）主要由喷嘴和喷嘴体两部分组成。
WR型燃烧器也是利用弯头的惯性分离作用，形成浓煤粉和淡煤粉，与弯头相接的管道中安装了浓、淡煤粉的
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