“库车发电公司煤泥精准掺烧节约燃煤成本近600万元”“来宾电厂燃煤掺烧工作取得较好经济效益”“哈密热电公司精细化管理燃煤掺烧工作”……在电煤价格高企的背景下，近期不少燃煤电厂采用配煤掺烧、生物质燃料掺烧等方式降低生产成本。

掺烧能缓解发电企业的“燃煤之急”吗？业内人士指出，配煤掺烧降低成本成效显著，但需要注意煤质变化给机组安全稳定运行带来的影响；生物质燃料掺烧前景广阔，但受制于经济性大规模应用仍需时日，需进一步探索推广路径。

掺烧保证“口粮”供应

受今年电煤供需形势影响，不少燃煤发电企业使出浑身解数保证“口粮”，不少企业开始配煤掺烧应急。“冬季供热负荷高，日耗煤量创新高，为节约成本，电厂掺烧了价格优惠的煤泥。”新疆某电厂工作人员告诉记者。

江苏某发电企业工作人员表示：“燃料成本占电厂运行成本的70%左右，掺烧低价燃料是最直接有效的省钱方式。高热值煤种价格高，单独入炉成本高，目前电厂通过减少使用高热值煤种、掺烧低热值进口煤和高硫煤的方式降低成本。”

除了掺烧低热值煤炭，部分燃煤电厂还开始掺烧生物质燃料。中国电力工程顾问集团华东电力设计院副总经理叶勇健表示，大型燃煤“煤电＋生物质”耦合发电技术成熟，国际上已普遍应用。

据业内人士测算，如果我国11亿千瓦的存量燃煤机组50%完成耦合生物质发电的改造，按平均掺烧量10%估算，相当于替代煤炭1亿吨。折算生物质发电装机容量可达5500万千瓦，年发电量约3300亿千瓦时，相当于减排二氧化碳2.7亿吨/年。

技术安全需重视

据介绍，配煤掺烧虽然可节省成本，但非常考验运行技术，因此安全问题不容忽视。

“锅炉都是按给定煤种设计的，煤质符合设计参数机组才能安全稳定运行。比如，锅炉设计燃烧煤种为无烟煤，若燃烧烟煤、褐煤等煤种，需要一系列技术加持，比如输送系统改造、运行手段调节等。”新疆某电厂工作人员说，“与燃烧单一煤种相比，配煤掺烧的工作量显著增加。运行过程中，需要时刻紧盯入炉煤的热值、挥发分、硫分及水分，确保这些数值均在正常范围内。每日总结配煤掺烧存在的问题、可能的隐患，根据运行情况调整掺烧计划。”

上述江苏某发电企业工作人员指出：“煤质的好坏直接影响锅炉的燃烧效率，总结来说就是‘一分价钱一分货’。掺烧煤种复杂，有低硫低热值、高硫高热值、高水分等煤种。若掺烧比例不当，则锅炉燃烧不稳定，燃烧效率差，锅炉设备损耗增大，污染物排放量增加，给安全生产造成不利影响。”

“掺烧配煤的安全风险要看掺烧比例，不能抛开剂量谈毒性。”叶勇健指出，“但无疑这是一份精细活，配煤掺烧是一个复杂的系统工程，涉及燃料的采购、储存、设备配置，燃烧优化、污染物排放处理等各个方面，需要企业精细化管理，确定科学的掺烧方式，努力降低混煤掺烧中的技术风险。”

掺烧生物质难题仍多

降碳背景下，为何发电企业把高难度系数的配煤掺烧作为首选，而非零碳的生物质燃料？上海发电成套设计研究院火电中心副主任兼总工陶丽指出，短期来看，生物质燃料难以满足燃煤电厂的应急需求，但长期来看，生物质燃料是燃煤企业的“重要粮仓”。

近年来国家一直鼓励燃煤耦合生物质发电。国家能源局、生态环境部于2018年下发《关于燃煤耦合生物质发电技改试点项目建设的通知》，正式公布了燃煤耦合生物质发电技改试点名单。国家发改委于2019年发布《产业结构调整指导目录2019》，“燃煤耦合生物质发电”作为新增鼓励产业被列入指导目录。

为何燃煤耦合生物质发电“推而不广”？叶勇建表示：“经济性是主要制约因素。秸秆收购、储藏、运输等环节都需要人力投入和资金成本。就输运环节而言，生物质燃料的收集也具有一定的经济范围，超出一定的经济半径，运输成本大大增加。其次，生物质燃料的收集具有季节性，燃料来源不稳定，很难完全替代燃煤。生物质燃料的产业链还不成熟，缺乏集中的统一规划，相比国外的使用规模和先进技术还有一定差距。”

陶丽直言，虽然掺烧生物质意义重大，但是很难推广。“多部门2018年联合印发的《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第七批）的通知》，将燃煤耦合生物质发电排除在补贴范围之外。同时，需要对燃料储存、输送、制备、燃烧等系统进行改造，投入不低。经测算，个别边界条件下，按热值算与煤价相当。降碳背景下，不少企业正在积极储备相关技术，与地方政府洽谈生物质收购，但大规模应用仍需一段时间。”