问题：存量燃煤锅炉减排压力与“改造成本”矛盾突出 当前，工业与城镇供热领域仍有相当规模的存量燃煤锅炉运行。一上，燃煤装备保障供热和部分工业蒸汽供给上仍有现实需求；另一上，能耗偏高、燃尽不充分带来的煤耗增加和污染物排放，使一些企业同时承受能效约束、环保监管与成本波动压力。对不少中小企业来说，整体更换锅炉或进行大规模改造投入高、停产周期长，成为绿色转型中的一道门槛。如何在工程量可控的前提下提升燃烧效率、降低单位供热（或蒸汽）能耗，成为存量设备节能改造的重要切入点。 原因：传统燃烧多为“外热内冷”，燃尽率不高造成能量浪费 业内人士介绍，在常规燃煤燃烧过程中，煤粒往往先在表层着火，内部受氧气扩散限制，容易出现局部缺氧、反应不充分等情况，形成残碳并进入炉渣、飞灰。这不仅直接推高煤耗，也会影响锅炉传热效率，进而抬高单位产品能耗。尤其在煤质波动、负荷变化较大时，点火温度偏高、燃烧稳定性不足等问题更为明显，辅燃成本与运行风险随之上升。 影响：燃尽率提升带动节煤、降碳与运行维护综合收益 针对上述痛点，一种燃煤催化减排技术已在多地开展工业示范。其做法是将具有催化活性的材料制成可在炉前喷入的催化剂，并通过介孔结构载体提升分散与作用效率，在燃烧过程中持续促进氧化反应，使煤粒内部与表面更同步反应，减少“燃到一半就停”的情况。对应的测试显示，该技术可提高燃烧充分性，将残碳率控制在较低水平，并可将起火点降低约30至50摄氏度，增强点火与稳燃能力；在不同炉型、不同煤种条件下，节煤效果一般为3%至15%。残碳降低也意味着飞灰含碳下降、灰渣量减少，有助于降低除尘系统运行负荷并延长耗材使用寿命。 在吉林省辉南县，一家供热企业结合自身锅炉工况开展应用。企业年供热量约97.8万吉焦，改造前单位产品能耗约为63.37千克标准煤/吉焦。改造方案主要为增设喷淋与剂量控制系统，停炉约7天完成管道与计量装置施工，运行期间按月投加催化剂。数据显示，改造后单位能耗降至约55.83千克标准煤/吉焦，按年测算可节约标准煤约5522吨，折合减排二氧化碳约14689吨。本次投入约154.8万元，企业测算投资回收期约4个月。企业负责人表示，这种停机时间短、见效快的改造方式，更符合供热企业“季节性窗口期短”的实际情况。 对策：以“低门槛改造+规范化评估”推动技术从示范走向规模化 业内认为，面向存量锅炉推广节能技术，需要同时解决“能用、好用、用得放心”三类问题：一是工程适配。该类技术无需更换原有燃烧器，主要在引风机前后增设喷入系统并进行剂量控制，改造量相对可控，适合在非供热季或检修期集中实施。二是效果核算。建议引入第三方能效与碳核算评估，建立统一的对比测试边界条件，减少煤质、负荷、气象等因素带来的偏差，避免“凭感觉的节能”，以数据支撑金融、补贴与碳资产管理。三是安全与合规。需对喷入系统的密封、腐蚀、结垢、粉尘以及与排放协同控制等环节开展长期运行验证，完善操作规程与应急预案，确保节能与安全同步落实。 前景：存量改造或成燃煤领域“降碳增效”的现实抓手之一 在能源结构加快调整的背景下，燃煤消费总量控制与清洁高效利用并行推进。对短期内仍需运行的存量燃煤锅炉而言，通过提升燃烧效率、减少低效损失，既能降低企业成本，也有助于完成阶段性减排目标。随着材料成本下降、工艺标准逐步完善，以及更多场景的工业化验证，催化燃烧强化技术有望在供热、轻工、建材等领域获得更大范围应用。同时也需要看到，节能改造难以依靠单一技术实现全覆盖，仍需与锅炉本体检修、燃烧控制优化、余热回收、管网平衡等措施联合推进，形成系统化降耗方案，才能获得更稳定、可持续的综合效益。
燃煤催化剂技术的应用表明，技术进步正在为传统产业的绿色转型提供更现实的路径。在“双碳”目标引领下，我国通过持续创新挖掘存量设施的减排空间，为工业领域低碳发展提供了可复制、可推广的实践样本。也由此提示我们，能源转型既需要增量替代，也离不开存量优化；在构建新型能源体系的过程中，每一点能效提升都意味着可观的节能减排收益。