WTO的挑战与西部电力跨越式发展，本文主要内容关键词为：跨越式发展论文,西部论文,电力论文,WTO论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
1 前言
2001年11月10日我国加入了WTO，从此正式参加到全球经济的大家庭中，参与国际合作、分工与竞争，这是继我国改革开放之后的第二次经济革命。全球经济一体化给我国经济发展带来挑战、机遇和新的思考：国内、国际经济规则的融会、思想文化的渗透、发展速度的较量、质量成本的比赛、技术与管理的竞争和对人员素质的挑战。其本质是：进一步扩大开放、与国际经济接轨，WTO规则将转化为我国国内规则。电力工业应主动应对WTO的挑战：在观念上要更加认真地瞄准国际一流并积极创建国际一流电力公司；技术上要更加主动地开发、应用先进技术，提高总体技术水平、提高企业与全社会的经济效益，提高我国国际竞争能力；在管理上，要更加紧迫地加速向现代化、信息化的管理迈进，与国际接轨；在人员上，每个员工要更加自觉地尽快使自己成为综合型的高素质人才，致力于终身培训，从而使个人、企业、国家能在国际竞争的舞台上处于不败之地。当前，增强压力感、紧迫感，积极主动应对新形势，制订大步前进的发展规划，一步二个台阶地向国际水平靠拢，是我们的重要而迫切的任务。
改革开放以来，我国经济连续多年保持高速度发展，为此，对能源的需求也大幅度地增加。我国地大物博，一次能源总量丰富，但是从可持续发展，即“满足当代人需要，又不对后代人满足其需要的能力构成危害的发展”的角度看，存在着严重的能源与环境问题，能源与环境是我国在进入WTO后经济仍能长期保持可持续发展的关键。
1.1 人均一次能源贫乏，能源利用效率低
1994年我国探明一次能源可采储量中，水力资源占世界第一、煤炭第三，但人均煤炭、石油、天然气占有量分别为世界人均占有量的56％、11％和4.44％，人均商品能源消费量为发达国家的1/6，而单位产量能耗即能源强度为世界均值的4.7倍[1]。初步分析表明：到2050年我国一次能源总供应能力约3200Mt（标煤），但如果仅靠增加能源消费来支撑经济增长，则届时一次能源需求量约为6000Mt（标煤）。显然，这是不可能的，也是不应该的。节约有限资源、保护生态环境、提高产品质量、降低生产成本，是我国经济发展的永恒主题。
1.2 煤炭为主要一次能源，环境污染严重
1995年我国煤炭消费量为全国一次能源总消费量的75％，远大于世界平均值27.2％，在本世纪，我国以煤炭为主要一次能源的局面不会改变。由于燃煤而排放SO[，2]导致的酸雨面积已占国土面积约1/3，由此造成了巨大的经济损失，CO[，2]排放总量占世界第二，预计到2015年将达到世界第一。煤炭是经济发展的强大动力源，也是危害经济发展的巨大污染源。环境污染已成为我国可持续发展的拦路虎。
1.3 发电用煤炭占煤炭总消费量的比例低
电力是高效、洁净、灵活的绿色二次能源，世界各国无不优先大力发展，把煤炭主要用于转化成电力，发电用煤炭占煤炭总消费量的比例高。1994年，主要国家和地区这一比例为：美国85.1％，英国92.1％，加拿大86.6％，德国81.2％，我国香港93.6％，我国台湾为52.8呢[2]。但我国大陆1999年才达到40.07％[3]与世界先进国家和地区的水平比，存在很大差距。
1.4 水资源缺乏，并有日益严重的趋势
1997年我国人均水资源量2200m[3]/年，为世界平均值的1/4，占世界第87位。2030年我国人口将达16亿多[4]，届时人均水资源量将减少到1760m[3]/年，进入世界贫水国家。水资源和粮食、能源一样，是国家经济安全的重要战略物质。“水和发展”唇齿相连，节约水资源是可持续发展的必要条件。
我国西部地区煤炭资源十分丰富，煤炭种类齐全，西部12省市区的煤炭保有储量约为6182.30亿吨，占全国煤炭保有储量的61.6％。西部还有丰富的天然气资源，是我国经济发展重要的能源基地。但西部地区生态环境普遍脆弱，除广西为中度脆弱省区，其余均为强度和极强脆弱省区，宁夏、西藏、青海、甘肃和贵州是全国生态最为脆弱的5个省区。西部省区根据生态环境脆弱的主要成因可分为：西北干旱区、西南山地区、西南石灰岩山地区以及青藏高原区。
关于西部的水资源，除了四川盆地等少数地区，西部大部分地区严重缺水，但西北和西南的缺水类型不同。西北地区干旱少雨，年降雨量大都在400毫米以下，有的仅为100毫米，而多年平均年蒸发量高达1200毫米以上；西南地区尽管年降雨量在1000毫米以上，水资源丰富，但由于下垫面主要是山地丘陵、岩溶广布，土壤涵蓄水分能力低，降水多蓄水少，加之山高谷深的地形特征，修建水利设施难度大，使丰富的径流资源难于利用。人类在生活、生产活动中对水资源的不合理开发利用和缺乏保护，也加剧了水资源的紧张。“自然缺水”和“人为缺水”，使水资源短缺成为制约西部地区可持续发展的关键因素。
实现可持续发展要求研究和应用电能高效和洁净地生产、输送、储存、分配和使用的新技术及可再生能源发电新技术；环境保护战略要求发展洁净、节水、节约土地、节约资源、与环境友好的绿色发电新技术。为充分发挥西部丰富能源资源的作用，国家把“西气东输”“西煤发电东送”列入“十五”发展计划重点工程项目，并已开始实施。西部在支持东部一、二次能源、确保东部快速发展的同时，加强与东部的交流，带动西部经济的增长，变资源优势为经济发展优势，对东、西部的发展是一个双利双赢战略。电力是高效、洁净、灵活的绿色能源，是通往可持续发展的桥梁。通过建设西部电力基地的战略计划，加快西部高效、洁净、节水电力的发展，建设更高一级输电电压-750kV输电线路，在保证西部电力能发得出、送得出，确保“西电东送”战略实施的同时，提高西部电力系统总体技术水平，实现发、输电技术的跨越，是全国经济和西部可持续发展的需要。
2 高循环效率的超（超）临界发电技术
提高火力发电机组的蒸汽参数，可以得到提高效率、节约能源、节约水资源和减少对环境污染、提高劳动生产率的多重效果，随着电力需求的增加，节约燃料、保护环境要求的迫切和要求减少CO[，2]排放量，世界各国都十分需要发展高循环效率的超（超）临界发电技术，而金属材料及运行技术的发展，为此提供了保证。于是主要发达国家都在积极发展超（超）临界参数的火力发电机组。超临界机组一般为主蒸汽压力24MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度540～560℃的机组（效率比亚临界机组高约2％），超超临界机组一般指主蒸汽压力28MPa及以上或主蒸汽和再热蒸汽温度580℃及以上（效率比超临界机组高约4％）。
美国是发展超临界机组最早的国家，当今发展超超临界发电技术领先的国家主要是日本、德国和丹麦。美国第一台试验性超超临界（31MPa，621℃/566℃/538℃）125MW机组于1957年投运，1959年在埃迪斯通（Eddystone）电厂投运了世界上至今仍为最高蒸汽参数（34.4MPa，649/566/566℃）的325MW机组。这两台机组由于蒸汽参数选择过高，超出了当时冶金工业的水平，出现过热器高温腐蚀和高压缸蠕变变形等问题，被迫把蒸气初温降到610℃运行。到80年代初，美国运行超临界机有169台，居世界第二，燃煤机组占70％，最大容量为1300MW。日本采用引进—仿制—创新的技术路线快速发展超临界发电技术。1967年从美国引进第1台超临界600MW样机，1969东芝公司就仿制了600MW超临界机组。到目前，450MW以上机组全部采用超临界参数，其装机容量占机组总装机容量61％，年平均供电煤耗为332g/kw·h。1989年参数31MPa/566/566/566℃的700MW机组在川越电厂投运，运行性能良好，效率比超临界机组高5％，现在正研究34.5MPa，620℃和650℃的超超临界机组。丹麦于90年代投运了3台350～400MW超临界机组，热效率都很高，其中最高效率已达45.3％，目前燃煤电厂经济性最好的是丹麦Nordjyllan电#3机组，其净效率达47％（循环冷却水为低温海水）。目前，欧洲有先进煤粉电厂700℃计划，计划到2005和2015年，蒸汽参数将达30Mpa，600℃和40Mpa，700℃，届时，机组效率将达52～55％。原苏联一直坚持发展超临界机组，是超临界机组最多的国家，到1989年投运了224台超临界机组，占当时原苏联火电装机的50.5％，单机最大容量1200MW（单轴），只是由于很少吸收他国的先进经验，使原苏联超临界机组技术水平不高。世界上已投运的超超临界电厂见下表。
表 世界上已投运的超超临界电厂
从全世界的情况看，现在超临界发电技术已经成熟，其可靠性与亚临界机组相当，虽然其基建造价比亚临界机组高2～2.4％，但机组热耗比亚临界机组低约190kJ/kWh，相对热效率改善约2.5％。我国火电机组平均煤耗比超临界机组高70～80g/kW·h，比超超临界机组高104g/kW.h。1998年我国火电发电量938.8TW·h，如一半由超（超）临界机组生产，则每年可节约3000～4000（5000）万吨（标准煤）；我国计划关停小容量火电机组30GW（煤耗高达550g/kW·h以上），如其中的一半用超超临界机组替代，每年可节煤2000万吨，同时节水、节资源和环保效益也十分显著。
随着循环流化床的大型化和250MW再热循环流化床的顺利运行，国内外开始进行超临界循环流化床锅炉的研究，把两种成熟的高效发电和清洁燃烧技术结合为一体，可以预计，300MW等级的超临界循环流化床锅炉的问世，是不远将来的必然结果。目前，国外只有3家公司在进行有关方案研究，我国利用建设300MW循环流化床机组的机会，加上我国电力市场对国产化超临界火力发电的迫切需求，加紧协同工作，在超临界循环流化床机组的研制方面，可以实现跨越式发展。
超临界、超超临界机组热效率高、可靠性好、环保指标先进；可变压运行，调峰性能好；在燃料资源缺乏、价格较高时，其经济性能更好，因此非常适合大容量火电机组，要大力发展。我国运行、在建和筹建的超临界燃煤发电机组有15000MW，均为进口机组。在消化、吸收国外技术和技术攻关的基础上，国家已选定河南沁北电厂2×600MW作为超临界机组国产化的示范项目；国家科技部已把超超临界燃煤发电技术列入“十五”863能源领域计划中。国家重视、技术成熟、发展需要，并已有较丰富的运行经验和较好的设计、制造能力，目前我国已具备大力发展超临界、超超临界机组的条件。建议尽快建设—批超临界机组，形成规模效益，加速国产化的步伐。国家电力公司和华能集团公司正申请玉环电厂作为超超临界机组示范工程，建议各有关单位共同努力，推进该项目立项、开工、建设的进程，实现我国火力发电的技术跨越。
3 煤气化为核心的发电、煤化工综合能源利用系统
蒸汽作功能力与蒸汽初温、初压及环境参数有关，蒸汽初温、初压越高，其作功能力越强。对某种燃料，燃料燃烧产生的蒸汽从高参数（高作功能力）状态起，在边作功边降低参数的过程中，顺序地按不同的目的，来利用不同参数的蒸汽，形成“高质高用（发电），中质中用（供汽或制冷），低质低用（供暖或热水），梯级使用，综合利用”的总能利用系统，实现热能在质量与数量上的合理利用，得到以发电为核心的最佳能源利用效果。如：蒸汽燃气联合循环（以油、天然气为燃料的蒸汽燃气联合循环或以煤为燃料的IGCC和PFBC）、热电联产、热电泠三联产、热电煤气三联产等。但IGCC和PFBC均是以利用燃料的热能为主要方式、以发电为主要目的的能源利用途径，为使煤炭的化学能得到更充分的利用，人们开始研究以煤气化为核心的能源综合利用系统。
3.1 二十一世纪能源利用系统（Vision 21）
1986年3月美国政府提出并实施“洁净煤技术示范计划”（Clean Coal Technology Program，简称CCT），在煤炭的洁净燃烧、减缓酸雨、新世纪能源供应等方面，实施了近40个示范工程项目，达到了预期的目的，对其他国家也作了带头示范作用。为防止地球气候进一步变暖，全世界对减排CO[，2]的呼声日渐高涨，同时人们对电力和用能的需求不断增加，因此要求煤炭的加工、利用效率更高，污染排放极低。为此，美国能源部在进入新世纪之前，提出21世纪能源远景计划（Vision21），进一步推进煤炭的高效、洁净、综合地利用，以期最终实现CO[，2]近零排放的煤炭利用系统。该系统是用煤气化产生合成气（H[，2]+CO）制取氢气后，作为高温固体氧化物燃料电池（SOFC）的燃料；较大容量的加压SOFC燃料电池可以和燃气轮机组成燃气—蒸汽联合循环；合成气制氢产生的CO[，2]可综合利用或其他方式处理。21世纪能源工厂的预计指标为：燃煤发电效率60％，燃天然气发电效率为75％，热电联产效率85～90％；粉尘和SO[，2]接近零排放；CO[，2]排放减少50％，并100％得到分离；可生产一系列的产品，如合成气、煤化工产品和电力等。
3.2 煤炭气化、化工、电力多联产系统
该系统是能源得到更高效和更充分利用的综合多联产系统（见图1）。煤炭加压气化后，经净化及变换反应产生氢气，可供煤的液化、燃料电池燃料或其他多种目的使用：经净化及液相催化后，用作一碳化工等各类化工的原料，也可做联合循环发电的燃料。这样一来，煤的化学能可以按能源效率、产品价值、市场需求等各方面得到综合效益最佳的利用，实现煤气化、液化、发电、一碳化工、精细化工及氢能生产等多种产品的新世纪能源综合利用系统。当然，这是一个理想的能源综合利用系统，在具体实施时，可以根据实际情况，分步进行。目前，山东兖州矿物局等单位，计划建造电功率60MW、年产10万吨甲醇的初步能源综合利用系统，现正在进行工程立项工作，国家科技部重视能源高效综合利用，把该项目中的重大技术内容拟列入“十五”863能源领域计划中。西部地区有丰富的煤炭资源，如何使其发挥更大的经济效益和社会效益，也可因地制宜地进行能源综合利用的探索与可研。
图1 煤炭、化工、电力多联产系统示意图
4 节水烟气脱硫技术
由于经济、技术及环境标准等多方面原因，我国早期燃煤锅炉烟气除尘效率低，大部分在运燃煤锅炉没有脱硫装置。1998年，我国酸雨面积已占国土面积的30％，成为继欧洲、北美洲之后世界第三大重酸雨区，由此造成很大的经济损失。电力工业在煤炭利用中占重要的位置，1998年我国火电装机容量为20988万千瓦，占总装机容量的75.7％，全国火电厂SO[，2]排放780万吨，占全国SO[，2]排放量的37.3％，电力工业理应成为SO[，2]排放治理的重点。
为大幅度改善环境质量，国家计划出台新的《中华人民共和国大气污染防治法》。据此，制订《火电厂污染物排放标准》（国标）和四委部局（国家计委、财政部、国家环保局、国家经贸委）制订《排污收费标准及计算方法》，以政策引导企业加大对SO[，2]、NO[，X]及粉尘排放治理的力度。该文件规定：“凡向环境排放污染物的企、事业单位、社会团体和个体工商户”，“单台出力在65t/h以上燃煤、燃油、燃气发电锅炉”，全部属于应该缴费范围；收费污染物扩大为全部污染物：污水、废气、固体废物和噪声；在收费方法上，规定“达标收费，超标加倍”；在计算方法上，按时间段规定了：“火电厂污染物最高允许排放浓度”和“单位发电量最高大气污染物允许排放量”。下面我们以一台300MW燃煤机组为例，计算缴费情况。煤粉锅炉容量1000t/h，燃煤热值17229kJ/kg，含硫1.0％，燃料消耗量为170t/h，总烟气量1013200Nm[3]/h，年运行5500小时，NO[，X]排放浓度为650mg/Nm[3]。计算结果是：SO[，2]排放量为1445kg/h（超标），单位发电量排放SO[，2]为4.82g/kWh（超标），NO[，X]排放量663kg/h（达标），单位发电量排放NO[，X]2.21g/kWh（达标）。在计算时，取地区收费调整系数和环境功能区收费调整系数均为1。按即将颁发的排污收费标准及计算方法，经计算，该机组SO[，2]排污费将为795.55万元/年（原标准：158.95万元/年），NO[，X]排污费为230.31万元/年（原标准中没有NO[，X]排放缴费的规定）。可见，不论是从本企业经济效益还是从全社会的社会效益出发，SO[，2]、NO[，X]排放污染的治理，已成为一项紧迫的任务。
我国是个大国，理应对人类做出更大贡献；同时，又是发展中国家，财力紧缺、环境治理任务繁重，加之西部地区富煤缺水，我们必须开发、应用适合中国不同地区、机组特点的系列脱硫技术。
燃煤脱硫技术有燃烧前、中、后脱硫三种类型。可以用限产高硫煤或煤炭预处理方法减少SO[，2]排放，洗选煤、型煤、煤的气化、煤的液化、水煤浆及摩擦静电选煤等都是通过煤炭预处理而减少SO[，2]排放的方法；燃烧中脱硫技术主要有流化床燃烧和炉内喷石灰石加尾部增湿活化（LIFAC）等；燃烧后脱硫有烟气石灰石——石膏法、除尘脱硫一体化等湿法脱硫，排烟循环流化床等半干法脱硫和活性碳吸附、电子束等干法脱硫，而煤炭的任何高效利用都能减少SO[，2]的排放。针对西部地区的资源、环境、经济条件，节水、低成本脱硫技术，将更适合西部地区。
4.1 高效、硫资源化、节水烟气脱硫技术—活性焦脱硫技术
活性焦（炭）（以下简称活性焦，Activated Coke—AC）脱硫技术是以吸附原理为基础，用活性焦吸附烟气中的二氧化硫，并将其氧化为硫酸而储存在活性焦孔隙内。在有氧存在时，高吸附性的吸附表面有催化氧化作用，使活性焦吸附能力提高，吸附过二氧化硫的活性焦可再生后重复使用，并可回收硫酸、液体二氧化硫或单质硫等有用物质。
活性焦可单独脱硫或脱硝，也可同时脱硫脱硝。同时脱硫脱硝工艺由吸附、再生和硫资源回收三道主要工序组成，其流程见图2。
图2 活性焦脱硫脱硝工艺流程图
锅炉排烟被引入充填AC的吸收塔中，塔内有上下两层移动层。下层为脱硫层，在O[，2]和H[，2]O同时存在的条件下，AC上吸附的SO[，2]被氧化成H[，2]SO[，4]，SO[，2]以硫酸形态吸附在AC的小孔内。那些在湿式脱硫法中难以去除的SO[，3]能被充分去除。上层为脱硝层，加入氨水，将NOx在AC上还原分解。同时还有除尘作用，出口烟气含尘量可达10～30mg/Nm[3]。日本矶子发电厂600MW燃煤锅炉采用活性焦脱硫技术。其主要技术参数为：处理锅炉烟气量1，782，000m[3]/h，烟气温度155℃，脱硫塔入口/出口SO[，2]为543ppm/20ppm；脱硫塔入口/出口NH[，3]为278ppm/痕量；入口/出口粉尘浓度100mg/m[3]N/10mg/m[3]N，活性焦补给率为1.2％，脱硫效率95％，生成纯度为98％硫酸。
AC法净化锅炉排烟的主要优点为：同时脱硫、脱硝、除尘，并有较高的脱除率；节约用水，几乎不需要生产工艺用水；无二次污染，副产品有较高的商品价值；装置简单，占地及投资少，适合于新建大型锅炉，也适用于在运机组的改造。对我国，尤其是水资源匮乏的西部和北方地区具有较好的应用前景。
为进一步强化活性焦吸收过程、降低活性焦成本，以活性焦为脱硫剂的循环流化床脱硫技术的开发更具有优越性。一是使用无定形活性焦，易于用煤一步法制得，生产成本大大降低且吸附容量高；二是循环流化床烟气脱硫技术已是成熟技术，将廉价的无定形活性焦用于循环流化床，达到低NOx排放和脱硫的目的。循环流化床烟气脱硫技术和活性焦吸附作用两者结合后，会形成新的脱硫工艺。
国家“十五”863能源领域计划中，列入了硫资源化脱硫技术的项目。
4.2 节水脱硫技术—排烟循环流化床脱硫（CFB—FGD）
该技术是70年代德国鲁奇公司开发的，现在世界上已投运20余套，最大容量为200MW。该脱硫方法的工艺流程是，锅炉排烟通过以脱硫剂为主要床料的循环流化床，通过喷水控制最佳反应温度，床料可多次循环使用。当Ca/S=1.1～1.5时，脱硫效率可达90～95％。在国际上掌握此项技术的有德国的鲁奇-比肖夫公司（Lurgi-Bischoff）、丹麦的史密斯·缪勒公司（FLS.miljo）和瑞典Alstom Power公司，国内也掌握了这项技术。
循环流化床烟气脱硫技术有如下特点：
·固体吸收剂粒子与烟气反应时间长、与SO[，2]间的传质交换强烈；
·脱硫效率高（对硫份3％以上的煤，也能达到95％的脱硫效率）；
·由于床料多次循环，提高了吸收剂的利用率。在相同的脱硫效率下，与传统的半干法比较，吸收剂可节省30％；
·负荷适应性好。锅炉负荷在30～100％范围变化时，脱硫效果仍能满足；
·运行简单可靠、易于操作；
·结构紧凑，循环流化床反应器不需要很大的空间，可实现大型化；
该脱硫装置占地小、投资少、结构简单、易于操作，造价为湿法的50～60％，节约用水，运行费用低，较适合火力发电厂200MW级的燃煤机组和各类型工业锅炉、窑炉、垃圾焚烧炉及相关产业的燃煤烟气净化系统上安装使用。
图3 国内开发的排烟循环流化床脱硫工艺流程图
4.3 低价格的脱硫除尘一体化烟气净化技术
我国早期建设的200MW及以下的燃煤发电机组，多采用带文丘里的水膜式除尘器，其实际运行的除尘效率低，必须对其进行技术改造。在改造中，如何充分利用现有除尘设备，既提高其除尘效率，又能达到一定的脱硫效率，实现少花钱、多做事的目的，除尘、脱硫一体化技术是满足此目的的实用技术。
图4为湿法除尘、脱硫一体化技术的原理图。它是在除尘脱硫塔内安装了8层特殊喷嘴，除尘循环水从喷嘴高速喷出，形成20层大覆盖面的水帘，与烟气中的烟尘进行充分的碰撞、拦截和凝聚，以逆流方式对烟气进行洗涤，实现烟气的高效除尘，系统整体的除尘效率为99.6％。关于脱硫功能，该技术以生石灰（CaO）或熟石灰（Ca（OH）[，2]）为脱硫剂，通过消化配制成石灰浆液加入除尘系统的循环溶液中，在除尘的同时脱除烟气中的二氧化硫，脱硫副产物与除尘的灰浆一起排入灰场抛弃。为防止室外温度低于-15℃时引风机内烟气结露而造成积灰与腐蚀，引起引风机震动，该系统设置了烟气旁路防结露系统。
图4 湿法除尘、脱硫一体化原理图
该技术与除尘、脱硫两功能分别进行相比，大大减少了施工占地和投资、运行费用。
湿法除尘、脱硫一体化的技术指标为：
a.除尘器入口烟尘浓度不大于50g/Nm[3]的条件下，除尘系统出口烟尘浓度低于200mg/Nm[3]，除尘效率不低于99.6％；
b.燃煤含硫量不大于1.0％的条件下，系统脱硫效率不小于70％；
c.系统阻力低于1200Pa，一般情况下不必更换引风机；
d.脱硫剂适应性广，可采用工业级的CaO；
e.Ca/S不大于1.4。
该技术在黑龙江省牡丹江电厂100MW机组、双鸭山电厂215MW机组及江西省贵溪发电厂125MW机组的改造工程中得到了应用，并解决了喷嘴磨损、引风机积灰振动等问题，改造工程达到了预期目标。以双鸭山电厂为例，改造后试验测得，其除尘效率为99.55％，烟尘排放浓度122.33mg/Nm[3]；脱硫效率为95％，SO[，2]排放浓度4ppm；该系统电耗为700～1000kW（冬天时最大）。
我国各地区的情况和煤种差异性很大，机组容量大小、机组残余寿命的长短、环保容量的大小，水资源的多少、以及财力的强弱均不相同，机组脱硫技术的选择要综合考虑这些因素后因地制宜地采用；在治理污染、保护环境的同时，要积极争取政策，落实环保治理资金的来源问题，确保使我国的燃煤环保工程，能在较短的时间内取得显著效果。
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