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2019年5月，美國國家海洋和大氣管理局(NOAA)發(fā)布，由于人類的活動，大氣中CO2的濃度已從1750年工業(yè)化前的280ppm,上升到415.26ppm，創(chuàng)造了有史以來的最高紀(jì)錄。大氣中CO2的濃度的快速增長，促使了氣候變化的加速發(fā)展。2016年，全球的CO2排放量就已經(jīng)達到了320億噸，預(yù)計2030年世界二氧化碳的排放量將會達到550億噸，增長70%，遠高于《巴黎協(xié)定》在保證地球升溫不超過2℃時的二氧化碳排放量420億噸的限制，現(xiàn)在，碳排放問題已經(jīng)成為危及全人類共同面對的最嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)之一，因而聯(lián)合國氣候變化專門委員會（IPCC）建議，碳減排的目標(biāo)要從《巴黎協(xié)定》關(guān)于全球平均氣溫較工業(yè)化前水平升高須控制在２℃之內(nèi)的規(guī)定修改為1.5℃，并于2050年實現(xiàn)全球碳的零排放。為此，全球多數(shù)發(fā)達國家均做出了承諾，在2050年以前實現(xiàn)“碳中和”。

圖1 中國2000~2018年碳排放量的變化

能源消費是碳排放總量的最大來源，而煤電產(chǎn)生的碳排放又是能源消費碳排放最大來源，從圖1可見，自2014年以來，由于我國低碳能源轉(zhuǎn)型的發(fā)展，由煤炭產(chǎn)生的碳排放的比例在持續(xù)走低。2005~2018年能源消費的碳排放總量從67%降低至54%，2005~2018年煤電的碳排放在能源消費碳排放總量中從30%降低至27%。表明碳排放總量雖然在2020年之后仍在增長，但增幅已經(jīng)大幅減小，預(yù)計2025年左右將進入峰值平臺期。

2021年是“十四五”開局之年，我國承諾二氧化碳排放力爭2030年前達到峰值、力爭2060年前實現(xiàn)碳中和，提出了“到2030年中國單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費比重達到25%左右，森林蓄積量將比2005年增加60億立方米，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上”的新目標(biāo)。中國是世界上最大的碳排放國家，也是唯一做出承諾的世界上發(fā)展中大國。中國莊嚴(yán)地向世界宣布的這一承諾和這一重大戰(zhàn)略決策，事關(guān)中華民族永續(xù)發(fā)展和構(gòu)建人類命運共同體，是一場廣泛而深刻的經(jīng)濟社會系統(tǒng)性變革，必然會使我國的產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、能源結(jié)構(gòu)、生產(chǎn)生活方式發(fā)生深刻的轉(zhuǎn)變。特別是中國的能源資的稟賦，其源結(jié)構(gòu)還是“以煤為主”和電力“煤電為主”的現(xiàn)實，給煤電所帶來的挑戰(zhàn)更是空前的。

圖2 中國2018年碳排放量的結(jié)構(gòu)

圖2為中國2018年碳排放量的結(jié)構(gòu)，從中可以看出，火電（90%以上是煤電）的碳排放量占全國總排放量的43%，是碳排放的最大單一來源。2018年，火電機組平均供電煤耗為308克/千瓦時，火電的碳排放強度約841克CO2/千瓦時，比2005年下降了19.4%，中國所有各種電源全部的平均碳排放強度約為592克CO2/千瓦時，比2005年下降30.1%，說明中國煤電的效率和煤耗一直在改善。

表1 各種電源的平均碳排放強度（克CO2/千瓦時）

表1是聯(lián)合國氣候變化專門委員會（IPCC）發(fā)布的全球各種電源的平均碳排放強度（克CO2/千瓦時），從中可以看出，化石能源電力，即煤電、石油和氣電均為高碳排放電源，其中以煤電為最，而其余所有的八種電源，均是低碳排放電源。因此，很顯然中國電力的低碳發(fā)展，必然首先是大力促進低碳電源的發(fā)展，抑制和減少高碳電源，而首當(dāng)其沖的就是“煤電”。在所有的低碳電源中，核電由于核燃料資源的限制和核安全問題，不可能有達到煤電水平的大規(guī)模的發(fā)展，水電的發(fā)展也受到水力資源的制約，其發(fā)展已經(jīng)接近極限，因此，現(xiàn)在能夠大規(guī)模發(fā)展以至于取代化石能源電力，取代煤電的就是可再生能源電力的風(fēng)電和光電（光伏和光熱）這兩種電源。

表2 2020年全國全口徑發(fā)電裝機容量

事實也是如此，從中電聯(lián)發(fā)布的2020年全國全口徑發(fā)電裝機容量的表2中可以看出，在全國22億千瓦的總裝機容量中，2020年我國風(fēng)電和太陽能這兩種電力的裝機容量為5.35億千瓦，占比達到24.32%，其增長率分別為34.6%和24.1%；2020年全國新增發(fā)電裝機容量1.9087億千瓦中，新增的風(fēng)電和太陽能發(fā)電合計達1.2億千瓦，新增占比達63%，成為我國電源增長的主導(dǎo)力量。2020年所有非化石能源電力新增裝機容量的占比則達71%。實際上，為實現(xiàn)碳中和的目標(biāo)，許多國家和中國一樣，也是重點發(fā)展非水可再生能源發(fā)電，即風(fēng)電和光電，如表3所示。關(guān)于煤電，表2所示2020年全口徑煤電裝機容量為10.802億千瓦，占比從2015年的59.0%下降至49.1%，雖然第一次降低到50%以下，但是在2020年7.62萬億千瓦時的全國全口徑發(fā)電總量中，煤電發(fā)電量所占比重高達60.8%，現(xiàn)在仍然是保障我國電力安全和電力供應(yīng)的主力。

表3 世界部分國家實現(xiàn)零碳排放電力的目標(biāo)

2021年3月15日，中央財經(jīng)委員會第九次會議對于“十四五”這個碳達峰的關(guān)鍵期和窗口期，有關(guān)能源和電力的部署是：要構(gòu)建清潔低碳安全的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。根據(jù)這一精神，中國煤電必須要為實現(xiàn)“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”做出最大的努力。

在新能源中，風(fēng)電和光電發(fā)展最快和最有代表性，但是，風(fēng)電和光電也有短板，那就是“不可控”，它們受限于晝夜和氣象條件的限制，太陽能發(fā)電是白天有電，晚上沒電，風(fēng)電則是有風(fēng)有電，無風(fēng)無電，大風(fēng)多電，小風(fēng)少電。據(jù)報道，2019年在全國非化石能源發(fā)電量占比僅為32.6%情況下，風(fēng)電和光電就已經(jīng)普遍面臨并網(wǎng)難、消納難、調(diào)度難等問題，煤電的靈活性的調(diào)節(jié)問題已經(jīng)成為我國可再生能源電力快速發(fā)展的瓶頸。2020~2021年的這個冬季，以湖南為代表的浙江、江西、內(nèi)蒙古等地出現(xiàn)的缺電現(xiàn)象，凸顯了在我國能源和電源轉(zhuǎn)型過程中必須高度重視煤電的不可替代的兜底作用。以湖南為例，據(jù)報道，造成湖南電力供應(yīng)不足的原因是煤電裝機容量不足和調(diào)節(jié)的靈活性不夠，同時可再生能源電力發(fā)展迅猛，因而可再生能源電力的持續(xù)、穩(wěn)定供應(yīng)問題未能得到很好解決，再加上外來電力通道的瓶頸限制，從而導(dǎo)致出現(xiàn)了多年未見的缺電和拉閘限電的問題。2021年3月8日，在國新辦舉行的發(fā)布會上，國家發(fā)展改革委秘書長趙辰昕在回答媒體提問為什么“我國超過20億千瓦的裝機容量卻帶不起12億千瓦的負荷”的問題時，他的解答和分析更清楚地用事實說明了產(chǎn)生問題的原因。從2020年12月至2021年1月，全國最高調(diào)度負荷連續(xù)4次創(chuàng)出歷史新高，特別是2021年1月7日晚高峰時負荷達到了11.89億千瓦，比2020年夏季的峰值增長了10%以上，所以應(yīng)對難度極大。因為負荷高峰出現(xiàn)在晚上，因此光電沒有出力，剛好1月7日那天全國大面積又沒有風(fēng)，所以風(fēng)電的裝機出力只有10%左右，這樣全國5.3億千瓦的風(fēng)光電總裝機容量中有5億千瓦沒有出力。再加上冬季是枯水期，我國3.7億千瓦裝機容量的水電，也有2億多千瓦沒有出力。再就是冬季是天然氣的用氣高峰，因此我國近1億千瓦的天然氣發(fā)電裝機容量，有一半左右沒有出力。這說明了中國電源的低碳發(fā)展，必須要統(tǒng)籌考慮電力供應(yīng)的安全性、經(jīng)濟性和可持續(xù)性?？梢栽O(shè)想，如果今天沒有煤電作為電力的基礎(chǔ)和調(diào)節(jié)作用，僅靠非化石能源電力，電網(wǎng)的安全穩(wěn)定供電是無法保證的。今天中國實現(xiàn)以新能源為主體的電力系統(tǒng)，是要從全局出發(fā)，在重點發(fā)展低碳新能源的同時，把化石能源電源和非化石能源電源作為一個整體，綜合考慮，各盡所長，優(yōu)化各種電源的配置，結(jié)合不同電源的各自特點，互相補充，取長補短，攜手共進，同時創(chuàng)新發(fā)展大規(guī)模分布式儲能技術(shù)和多能互補，優(yōu)化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和調(diào)度能力，以實現(xiàn)中國整個電力系統(tǒng)的高質(zhì)量低碳發(fā)展，保障我國電力系統(tǒng)和電網(wǎng)在轉(zhuǎn)型過程中的安全穩(wěn)定，并以此為基礎(chǔ)推進我國電力的高質(zhì)量發(fā)展，同時控制包括煤炭在內(nèi)的化石能源總量，但不是大規(guī)模減少煤電或“去煤化”。

因此，為了貫徹中央關(guān)于實現(xiàn)碳達峰和碳中和的戰(zhàn)略目標(biāo)和部署，煤電必須改變自己在能源轉(zhuǎn)型中的定位，從電量供應(yīng)型轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏φ{(diào)節(jié)性，為大力促進和保障可再生能源電力的發(fā)展，改變煤電發(fā)展方式，不再是重點建設(shè)新的燃煤電廠，而是要淘汰關(guān)停一批容量小，效率低、煤耗高、役齡長的落后機組，然后著眼于對現(xiàn)役機組，采用創(chuàng)新技術(shù)，大力實施節(jié)能減碳和靈活性改造，不但煤電本身要盡可能地低碳發(fā)展，一步一步地不斷降低碳排放，而且通過發(fā)揮其靈活性的調(diào)節(jié)作用，大力促進風(fēng)電和太陽能的快速發(fā)展。因此，本文提出，要大力推動技術(shù)創(chuàng)新，采取以下四個步驟和措施，逐步實現(xiàn)煤電的低碳發(fā)展，這就是：對現(xiàn)有落后煤電產(chǎn)能的淘汰和更新?lián)Q代；對現(xiàn)有大部分煤電機組實施升級改造；發(fā)展生物質(zhì)與煤耦合混燒發(fā)電；大力推進碳捕獲利用和封存技術(shù)（CCUS）的研發(fā)、示范和推廣。

煤電的高效低碳和靈活性改造

現(xiàn)在中國已投運的約3000臺其總?cè)萘繛?0.8億千瓦的煤電機組中，有以下幾種情況，60萬千瓦以上的大機組占比為45%，其中最先進的66萬千瓦和100萬千瓦的超超臨界機組約占20%，在超超臨界機組中，100萬千瓦及以上的超超臨界機組的總?cè)萘繛?.37億千瓦，共113臺。30~60萬千瓦等級的亞臨界機組約3.5億千瓦，近1000臺，其裝機容量占比超過30%。而在30萬千瓦和60萬千瓦等級的亞臨界機組中，30萬千瓦等級的裝機容量占約三分之二。此外，大約還有約25%其單機容量小于30萬千瓦的老舊機組，包括各種行業(yè)自備電廠的熱電聯(lián)產(chǎn)小機組。以上數(shù)字表明，占全國煤電裝機容量一半以上的是效率低，煤耗高、性能差的亞臨界機組和熱電聯(lián)產(chǎn)小機組，這些是我國煤電高質(zhì)量發(fā)展的短板和弱項。根據(jù)這一情況，中國煤電的高質(zhì)量發(fā)展，就需首先“抓短板、強弱項”，也就是首先淘汰關(guān)停效率低、煤耗高、役齡長的落后老機組，其次應(yīng)該重點放在占煤電30%的近1000臺亞臨界機組進行升級改造，其改造目標(biāo)是：將亞臨界機組的效率和煤耗提升到超超臨界的水平，以大幅度地降低其煤耗，同時大力改善其低負荷調(diào)節(jié)的靈活性，以大大提高其消納風(fēng)電和光電發(fā)電量的能力，尤其是亞臨界機組均是汽包鍋爐，具有良好的水動力學(xué)的穩(wěn)定性，因而更加適應(yīng)電網(wǎng)的負荷調(diào)節(jié)。上述的亞臨界機組的改造目標(biāo)是否能夠達到，以下介紹的實例就是最有說服力的證明。

華潤徐州電廠于2017年決定對其一臺32萬千瓦的亞臨界機組進行升級改造，其目標(biāo)是改造后能夠達到國家三部委《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014~2020年）》的要求，即到2020年，現(xiàn)役亞臨界燃煤發(fā)電機組平均供電煤耗達到低于310g/kWh的水平。

表4 華潤徐州電廠#3號亞臨界機組升級改造前后的性能比較

徐州電廠這臺改造機組原是于2004年投產(chǎn)的一臺30千瓦亞臨界機組，后于2006年改造增容至32萬千瓦，2012年又實施了汽輪機高中壓缸通流改造，之后于2017年6月進行了性能測試，其測試結(jié)果是汽機熱耗為8106kJ/kWh，鍋爐效率92.5%，廠用電率5%，機組供電煤耗為318g/kWh。經(jīng)過對各種不同改造技術(shù)的方案比較之后，徐州電廠決定采用上海申能電力科技公司的“亞臨界機組600℃升溫綜合改造技術(shù)”進行改造，該升溫改造技術(shù)除了主蒸汽壓力不變，將主、再熱蒸汽溫度提高至600℃，對汽輪機進行通流改造、對鍋爐進行部分改造外，還采用了一系列的創(chuàng)新技術(shù)，包括廣義回?zé)?、彈性回?zé)帷⒌蜏厥∶浩?、機組安全節(jié)能快速啟動、固體顆粒侵蝕綜合防治、空預(yù)器綜合優(yōu)化、熱源加熱等。該改造工程的預(yù)期目標(biāo)是達到額定負荷下的供電煤耗287克/千瓦時，從而實現(xiàn)年節(jié)煤量（標(biāo)煤）54560噸。改造工程于2019年7月完成了機組的調(diào)試、啟動和168小時試運行，并于2019年12月9~11日由GE—西門子公司采用ASME和歐盟標(biāo)準(zhǔn)，對該亞臨界機組升級改造后進行了性能測試，表4為經(jīng)過第三方授權(quán)單位正式測試的徐州電廠3號機組改造前后的性能對比。

從表4可見，該亞臨界機組在額定負荷下的供電煤耗，從改造前的318克/千瓦時降低到282克/千瓦時，每度電降低標(biāo)準(zhǔn)煤耗36克，而282克/千瓦時的供電煤耗，是百萬千瓦級超超臨界機組的水平，此外，改造后機組不但具有穩(wěn)定的100%~20%范圍內(nèi)的調(diào)峰調(diào)頻性能，而且在19.39%的低負荷下仍然實現(xiàn)了超低排放，達到了大幅降低煤耗，顯著提高靈活性，實現(xiàn)了“一箭雙雕”。再一次說明，唯有創(chuàng)新驅(qū)動，才能高質(zhì)量發(fā)展。徐州電廠3號亞臨界機組升級改造的事實有力地說明了，依靠創(chuàng)新和技術(shù)進步，可以將亞臨界提升到超超臨界的水平，如果全國約3.5億千瓦的亞臨界機組，能從“十四五”開局的2021年開始，由國家制定政策大力支持，規(guī)定改造目標(biāo)和改造期限，通過市場機制，推動煤電行業(yè)大力進行技術(shù)創(chuàng)新，以便抓住這10年窗口期，到“十五五”末，完成對我國亞臨界機組的升級改造。如果這一建議得以實現(xiàn)，相信這必定會像當(dāng)年貫徹實行《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014~2020年）》抓煤電超低排放那樣，完成了全國煤電實現(xiàn)超低排放的目標(biāo)，也能完成我國所有亞臨界機組的升級改造，從而使我國煤電的高質(zhì)量發(fā)展，達到一個更高的水平。在大力發(fā)展可再生能源電力和煤電低碳發(fā)展的形勢下，中國已經(jīng)不可能再大規(guī)模地新建燃煤機組，但是，如果需要，今后少量新建的煤電大機組，也必須應(yīng)當(dāng)是采用經(jīng)過實踐考驗的世界上最先進的技術(shù)，能夠達到接近50%的供電效率和低于250克/千瓦時供電煤耗的最先進的機組。

生物質(zhì)和煤耦合混燒發(fā)電

煤電的另一個低碳發(fā)展的方向是煤與生物質(zhì)耦合混燒。在燃煤電廠采用生物質(zhì)混燒技術(shù)，是源于1997年12月在日本京都通過的《聯(lián)合國氣候變化框架公約的京都議定書》，該議定書的目的是限制發(fā)達國家二氧化碳的排放量以抑制全球氣候變化。自那時以來，發(fā)達國家，尤其是歐盟國家就開始在法規(guī)政策和技術(shù)上采取各種混燒措施以降低煤電的碳排放，至今已有20多年的歷史，積累了豐富的經(jīng)驗和多種技術(shù)成果，建設(shè)了許多成功的工程項目，在大型燃煤電廠得到了很好的推廣應(yīng)用。我國發(fā)展混燒發(fā)電，可以借鑒歐盟國家取得的經(jīng)驗，在引進、消化的基礎(chǔ)上，積極發(fā)展創(chuàng)新自己的技術(shù)和裝備。

煤與生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電主要的突出優(yōu)點是：利用固體生物質(zhì)燃料部分或全部代替煤炭，顯著降低原有燃煤電廠的CO2排放量；利用大容量高參數(shù)燃煤發(fā)電機組發(fā)電效率高的優(yōu)勢，大幅度提高生物質(zhì)發(fā)電效率，節(jié)約生物質(zhì)燃料資源；利用已有的燃煤發(fā)電機組設(shè)備，只對燃料制備系統(tǒng)和鍋爐燃燒設(shè)備進行必要的改造，可以大大降低生物質(zhì)發(fā)電的投資成本；參與混燒的生物質(zhì)燃料比例可調(diào)節(jié)范圍大（通常為5%~20%），調(diào)節(jié)的靈活性強，對生物質(zhì)燃料供應(yīng)鏈的波動性變化有很強的適應(yīng)性。

歐盟在1997至2020年期間發(fā)展可再生能源的目標(biāo)是：將碳排放在1990年的基礎(chǔ)上降低20％；在總的能源結(jié)構(gòu)中將可再生能源的比重增加20％。由于固體生物質(zhì)燃料是唯一的一種可儲存、可運輸、資源基本穩(wěn)定的CO2中性排放的可再生能源，使生物質(zhì)和煤混燒發(fā)電成為一種可較快實現(xiàn)有效減少燃煤電廠碳排放和其它污染物排放的途徑。以英國為例，在不長的時間內(nèi)，幾乎100%的燃煤電廠，包括擁有6臺660MW機組的英國最大的Drax燃煤電廠在內(nèi)，均采用過或仍在進行生物質(zhì)混燒。英國和其他歐盟國家的煤—生物質(zhì)耦合混燃發(fā)電的實踐表明，在50MW至800MW之間的煤粉爐和循環(huán)流化床煤電機組均可采用混燒技術(shù)（實際上應(yīng)該不受容量的限制）。改造成混燒發(fā)電的燃煤鍋爐的運行結(jié)果表明：鍋爐熱效率會有小量降低，但鍋爐出力不會降低，而且CO2、SO2、NOx和汞的排放會顯著減少。

如今聯(lián)合國應(yīng)對氣候變化的形勢已經(jīng)從《京都議定書》時代進展到了《巴黎協(xié)定》時代，“零碳排放”提到了各國的議程上，多數(shù)西歐國家也已經(jīng)從煤與生物質(zhì)混燒發(fā)電發(fā)展到電力“去煤化”階段。例如，英國已決定在2025年關(guān)停其全部燃煤電廠，只允許大型燃煤電廠改為純?nèi)忌镔|(zhì)電廠；煤炭資源豐富的德國也決定其最后一臺燃煤機組將在2038年退出運行?？墒菍τ谥袊拿弘姽I(yè)來說，低碳電力剛剛是一個新課題。歐盟等國家長期積累起來的成功的混燃發(fā)電的技術(shù)和經(jīng)驗，是值得我國煤電行業(yè)重視并努力認真學(xué)習(xí)和借鑒的。

那么，中國發(fā)展煤與生物質(zhì)耦合混燒的低碳電力，能從歐洲發(fā)達國家學(xué)習(xí)和借鑒哪些成功的經(jīng)驗和技術(shù)呢？主要有三個方面：混燒技術(shù)、生物質(zhì)燃料準(zhǔn)備、政策和法規(guī)。

在技術(shù)方面，將煤粉爐電廠改造成與生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電系統(tǒng)包括以下幾項：建設(shè)生物質(zhì)燃料供給、輸送和儲存系統(tǒng)；改造磨煤機和煤粉系統(tǒng)，包括磨煤機和分離器、煤粉管道、一次風(fēng)溫等的改造；新的生物質(zhì)低氮燃燒器、油點火系統(tǒng)，以及改造原有煤粉爐火上風(fēng)系統(tǒng)以達到低氮排放和鍋爐效率的要求；針對生物質(zhì)燃料的灰渣特性，改造灰渣系統(tǒng)，包括冷灰斗除灰渣系統(tǒng)和飛灰系統(tǒng)；針對生物質(zhì)燃料的不同結(jié)渣和積灰特性對爐膛和受熱面清潔（吹灰）系統(tǒng)的改造。一般不對鍋爐受熱面進行改動。由于生物質(zhì)為低灰燃料，因此要考慮電除塵器改造更新。此外，根據(jù)生物質(zhì)燃料的特點，要對粉塵控制和凈化系統(tǒng)以及防火與火災(zāi)控制系統(tǒng)進行改造或更新。

為了能夠具體了解生物質(zhì)燃煤電廠改造成混燒生物質(zhì)燃料的情況和經(jīng)驗，這里作為例子，簡單介紹英國最大的Drax燃煤電廠從5%的生物質(zhì)混燒發(fā)展到100%的生物質(zhì)燃燒的改造過程。該電廠有6臺66萬千瓦的煤粉爐機組，先后于1974和1986年投運。2003~2010年，首先將3臺鍋爐改造成有單獨生物質(zhì)磨制和燃燒系統(tǒng)的混燒鍋爐，然后2013-2018年，4臺66萬千瓦全部鍋爐完成了100%燃燒生物質(zhì)，整個改造歷程前后持續(xù)了十五年，使Drax電廠成為英國乃至全球最大的采用煤粉爐燃燒生物質(zhì)的電廠，其間進行了多項技術(shù)研發(fā)、試驗。Drax電廠采購木本生物質(zhì)顆粒燃料，燃料到廠后，先將生物質(zhì)顆粒磨成平均粒徑約為1毫米左右的細粉，比平均粒徑0.001毫米的煤粉顆粒細度大100倍?；鞜\行是生物質(zhì)摻比量從5%開始試驗，然后不斷增加生物質(zhì)混燒比例，逐步發(fā)展到10%、20%、50%的混燒比，最后實現(xiàn)了煤粉爐100%燃燒生物質(zhì)燃料。其混燒技術(shù)先是將獨立磨制的生物質(zhì)粉直接噴入煤粉燃燒器進行混燒，然后發(fā)展到完全獨立的生物質(zhì)顆粒燃料制粉和燃燒器系統(tǒng)。

現(xiàn)在，Drax電廠的6臺66萬千瓦的煤粉爐，其中4臺于2018年8月完成了100%燃燒生物質(zhì)燃料的改造并投入運行，另外兩臺則改造成燃燒天然氣。這樣Drax電廠就成為世界上最大的從燃煤電廠改造成的碳排放最低和最清潔的火電廠。在英國，Drax電廠加上另一座100%燃燒生物質(zhì)的300MW循環(huán)流化床鍋爐電廠，在2025年英國全部煤電廠關(guān)閉后，能夠發(fā)揮火電為風(fēng)電和光電發(fā)電量的消納和調(diào)節(jié)提供保障。

在生物質(zhì)燃料準(zhǔn)備方面，歐洲國家的情況由于資源條件和使用多少的差別而各不相同。仍以Drax電廠為例，由于英國生物質(zhì)燃料資源有限，Drax電力公司為了保證有可靠的生物質(zhì)燃料供應(yīng)鏈，專門在美國投資建立了生產(chǎn)生物質(zhì)顆粒燃料的公司，在美國用當(dāng)?shù)氐馁Y源生產(chǎn)木質(zhì)顆粒燃料，然后通過船運出口到英國港口，再用火車運到電廠。在Drax電廠，對生物質(zhì)顆粒燃料的接收、儲存和燃料處理裝置進行了升級改造，使之具有能夠處理1000萬噸/年木質(zhì)顆粒的能力。目前，Drax電廠是世界上最大的木質(zhì)顆粒燃料消費用戶。進廠的顆粒燃料或者直接輸送至爐前燃料倉，或者儲存于4個拱形結(jié)構(gòu)的巨大顆粒燃料儲倉中，每個儲倉可儲存75000噸木材顆粒。為了防止木材顆粒的粉塵引起火災(zāi)，儲倉配備了氮氣吹掃系統(tǒng)和二氧化碳滅火系統(tǒng)。顆粒燃料從儲倉通過皮帶運輸機輸送至鍋爐的運行儲倉，然后再輸送至鍋爐的制粉系統(tǒng)。所有的傳送皮帶均為封閉式，皮帶運輸系統(tǒng)均設(shè)計成具有最小粉塵并具有良好的除塵防火系統(tǒng)。

在政策法規(guī)方面，由于生物質(zhì)是一種能量密度低的燃料，其收集、運輸和燃料處理均較困難，燃料成本相對較高。因此，盡管生物質(zhì)混燒發(fā)電對碳減排和降低污染物排放有許多優(yōu)點，仍需要有政府相關(guān)政策的支持和鼓勵才有可能實現(xiàn)。所以，國家政策的扶持和激勵是推動燃煤鍋爐生物質(zhì)混燒的關(guān)鍵。在西歐和北歐國家，有以下一些混燒生物質(zhì)的激勵政策和法規(guī)：

01

“零碳”排放發(fā)電指標(biāo)，即規(guī)定所有發(fā)電公司必須完成一定指標(biāo)的零碳排放的發(fā)電量；

02

生物質(zhì)混燒獎勵政策，即生物質(zhì)混燒份額的發(fā)電量實行高價上網(wǎng)電價，優(yōu)先收購和減免稅政策；

03

完不成“零碳”排放發(fā)電量指標(biāo)的懲罰政策；

04

碳排放貿(mào)易市場和碳排放交易政策。

此外，為使生物質(zhì)混燒發(fā)電的政策能夠貫徹執(zhí)行，還要有一套客觀、科學(xué)、誠信和不受人為干擾的生物質(zhì)混燒量的監(jiān)測和核查系統(tǒng)。

燃煤生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電，在中國是剛剛起步。要使這種低碳電力生產(chǎn)方式取得大的發(fā)展，以適應(yīng)“3060”目標(biāo)對煤電碳減排的要求，首先政府要制定推動混燒發(fā)電大步發(fā)展的各項硬性規(guī)定和激勵政策。第二個問題就是生物質(zhì)燃料的可靠供應(yīng)。生物質(zhì)燃料分木本和草本兩種。我國的生物質(zhì)資源較多，但總的來說木本少，草本多，草本生物質(zhì)主要是各種農(nóng)作物秸稈。而秸稈的收集和供應(yīng)分散，燃燒特性也與木本不同。如果要把煤——生物質(zhì)混燒作為一個重要的煤電低碳發(fā)展的方向，則必須在國家政策的支持下，形成一個像煤炭那樣的生物質(zhì)燃料（包括成型化）供應(yīng)鏈?zhǔn)袌?，才有可能推動混燒發(fā)電的規(guī)?；l(fā)展。生物質(zhì)燃料的供應(yīng)鏈也可向生物質(zhì)資源豐富的東南亞國家延伸。至于電廠內(nèi)部的燃料儲存、生物質(zhì)粉的制備和輸送、鍋爐燃燒系統(tǒng)改造等的一系列技術(shù)和設(shè)備制造問題，可以在國際合作的基礎(chǔ)上加以解決，不會成為我國發(fā)展生物質(zhì)混燒的障礙。而且，如果在中國發(fā)展煤生物質(zhì)混燒發(fā)電，與英國的Drax電廠相比，我們還有一個優(yōu)勢，就是Drax電廠的那六臺66萬千瓦的機組，均是效率低、煤耗高的亞臨界機組，如果在我國的超超臨界機組和前面介紹的徐州電廠亞臨界機組改造后的基礎(chǔ)上進行混燒發(fā)電，那么機組的效率將比Drax電廠高很多，從而大大降低燃料單耗，在相同發(fā)電量下會大大減少生物質(zhì)的需求量。

碳捕集利用和封存技術(shù)（CCUS/CCS）

自1997年《聯(lián)合國氣候變化框架公約的京都議定書》后，發(fā)達國家就開始研發(fā)“碳捕集和封存技術(shù)（CCUS/CCS），該技術(shù)是指將CO2從工業(yè)排放源中分離后或直接加以利用或封存，以實現(xiàn)CO2減排的工業(yè)過程，是一項有望實現(xiàn)化石能源大規(guī)模低碳化利用的新興技術(shù)。

CCUS的系統(tǒng)包括三個方面，即CO2的捕集、利用和封存。為了能將CO2永久在地下封存，需監(jiān)測其在地下的流動過程以防止其泄漏重新回到大氣中，據(jù)研究者的研究，這樣的地下封存須經(jīng)過1000年才可使二氧化碳在地下固化而永不泄漏。由于CCS技術(shù)的目標(biāo)是實現(xiàn)碳的近零排放，因此，自CCS的概念提出以來直到今天，始終吸引了一批科學(xué)家和研究者孜孜不倦持之以恒地一直在進行該技術(shù)的研發(fā)和示范。若要實現(xiàn)本世紀(jì)末溫升1.5℃的目標(biāo)，不僅需要在化石能源利用行業(yè)廣泛部署CCS以實現(xiàn)其近零碳排放，而且需要將其應(yīng)用于生物質(zhì)利用領(lǐng)域以取得負排放效果。國際能源署（IEA）的研究報告也指出，若要實現(xiàn)2℃和1.5℃的溫升目標(biāo)，CCS的累計碳減排的貢獻分別可達到14%和32%。

CO2的捕集

自從CCS的概念提出以來，提出和研發(fā)了許多CO2捕集的不同方案（如圖6所示）主要有：

01

燃燒后捕集（煙氣側(cè)捕集）即從化石燃料的燃燒產(chǎn)物中捕集CO2，包括：化學(xué)和物理吸收、低溫分離、膜分離等。

02

燃燒前捕集（氫/合成氣法），即煤先氣化產(chǎn)生合成氣，通過IGCC—多聯(lián)產(chǎn)，然后對其進行H2O—CO轉(zhuǎn)化生成H2和CO2，最終實現(xiàn)接近零排放。

03

富氧燃燒捕集（氧燃料法OxyFuel)，即O2和煙氣再循環(huán)，把助燃劑從空氣改成氧氣，燃燒產(chǎn)生的煙氣中只有CO2和再循環(huán)混合的富氧氣作為燃燒的氣體，使燃燒產(chǎn)物中沒有氮氣，從而大大提高了燃燒煙氣中的CO2濃度從而有利于對CO2的捕集。

燃燒后捕集。要實現(xiàn)化石能源大規(guī)模低碳化利用，甚至達到二氧化碳的近零排放，首要的技術(shù)是把CO2從化石燃料燃燒后產(chǎn)生主要由氮氣和二氧化碳組成的煙氣中分離出來加以捕集，因此首要解決的問題就是CO2燃燒后的捕集，其技術(shù)發(fā)展相對成熟，由于火電廠CO2分離過程的集成方式較為簡單，在各種捕集技術(shù)中，燃燒后捕集可用于大部分火電廠的脫碳改造，現(xiàn)在國內(nèi)已建成數(shù)套十萬噸級的CO2燃燒后集裝置，燃燒后捕集技術(shù)現(xiàn)在已經(jīng)發(fā)展到第三代。第一代燃燒后捕集技術(shù)是指現(xiàn)階段已能進行大規(guī)模示范的技術(shù)，以胺基吸收劑為主的化學(xué)吸收技術(shù)為代表，其成本約為300~450元/噸CO2，能耗約為3.0GJ/噸CO2，而且，由于捕集所需能耗會使電廠的發(fā)電效率損失達到10~13個百分點。第二代燃燒后捕集技術(shù)是指技術(shù)成熟后能耗和成本可比成熟后的第一代技術(shù)降低30%以上的新技術(shù)，如新型膜分離技術(shù)、新型吸收技術(shù)、新型吸附技術(shù)等。第二代燃燒后捕集技術(shù)的能耗約為2.0~2.5GJ/噸CO2，發(fā)電效率損失5~8個百分點。

燃燒前捕集。燃燒后系統(tǒng)相對復(fù)雜，主要用于整體式煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)（IGCC）、多聯(lián)產(chǎn)和部分化工過程。目前，依托我國首套商業(yè)運行的IGCC電廠（265MW）已建成了十萬噸級的捕集裝置。當(dāng)前，第一代燃燒前捕集技術(shù)的成本約為250~430元/噸CO2，能耗約為2.2GJ/噸CO2，發(fā)電效率損失7~10個百分點。第二代燃燒前捕集技術(shù)的能耗約為1.6~2.0GJ/噸CO2，發(fā)電效率損失3~7個百分點。

富氧燃燒捕集。該技術(shù)發(fā)展迅速，可用于新建燃煤電廠及部分改造后的火電廠，目前已建成300千瓦、3萬千瓦和3.5萬千瓦的試驗裝置，并完成了20萬千瓦的可行性研究。當(dāng)前，其第一代富氧燃燒捕集技術(shù)的成本約為300~400元/噸CO2，發(fā)電效率損失8~12個百分點，第二代富氧燃燒捕集技術(shù)的發(fā)電效率損失為5~8個百分點。

概括而言，目前第一代CO2捕集技術(shù)漸趨成熟，但能耗與成本仍然偏高，且我國尚缺乏開展大規(guī)模示范的工程經(jīng)驗；第二代捕集技術(shù)可大幅降低能耗與成本，但尚處于實驗室研發(fā)或小試階段，第二代捕集技術(shù)成熟后其能耗和成本可比成熟后的第一代技術(shù)降低30%以上，2035年前后有望得到大規(guī)模推廣應(yīng)用，與此同時，第三代捕集技術(shù)，包括相分離(液液、固液)、相變(結(jié)晶、水合物)等技術(shù)也正在研發(fā)之中。總之，現(xiàn)在CCUS捕集技術(shù)的研發(fā)，包括低能耗的高效捕集溶劑和捕集過程的熱力學(xué)、動力學(xué)、傳遞和過程、模擬優(yōu)化、新溶劑、新填料、新流程等的研發(fā)正在齊頭并進，以期早日實現(xiàn)低能耗和低成本的CO2捕集技術(shù)。

CO2的封存

CO2分離后封存前，須將CO2壓縮至超臨界狀態(tài)然后輸送至存儲地，在注入存儲地前需要將CO2再壓縮，然后在超臨界狀態(tài)下將其用泵注入地下存儲目的地的地質(zhì)結(jié)構(gòu)中（圖7）。CO2埋存地包括陸地咸水層、海底咸水層、枯竭油田和枯竭氣田的CO2埋存地等。因此，CO2的埋存包括以下工作：埋存地點的選擇；埋存地的建設(shè)；CO2埋存地的監(jiān)控；CO2位置的監(jiān)測、跟蹤和檢查井及封存地包殼的質(zhì)量；埋存地的環(huán)境監(jiān)測；當(dāng)埋存地的地質(zhì)注入儲存容量已經(jīng)用完后，就必須對CO2進行長期、永久和安全的最后封存?，F(xiàn)在CO2在強化石油開采（CO2—EOR）、驅(qū)油等的封存應(yīng)用較多，真正封存的安全性和長期性還存在許多需要解決的問題，因而，CO2的封存技術(shù)的研究也還面臨和需解決諸多的挑戰(zhàn)。

從CCS到CCUS

實際上，分離出捕集的CO2具有巨大的利用價值，而不是單純將其封存在地下僅僅為降低碳排放，因而從“碳捕集與封存技術(shù)（CCS）”發(fā)展到了“碳捕集利用與封存技術(shù)（CCUS）”。其“利用”包括以下幾個方面：

CO2的地質(zhì)利用，是將CO2注入地下以生產(chǎn)或強化能源、資源開采的過程。相對于傳統(tǒng)工藝，CO2地質(zhì)利用技術(shù)不但可減少CO2的排放，還能主要用于強化多種類型石油、天然氣、地?zé)?、地層深部咸水、鈾礦等資源開采。我國上述資源需求的持續(xù)增長和油氣資源類型的多樣化，將為CO2地質(zhì)利用提供更大發(fā)展空間。目前，CO2強化石油開采技術(shù)（CO2—EOR）已應(yīng)用于多個驅(qū)油與封存示范項目，2010~2017年，CO2的累計注入量超過150萬噸，累計原油產(chǎn)量超過50萬噸，總產(chǎn)值約為12.5億元；鈾礦地浸開采技術(shù)處于商業(yè)應(yīng)用初期，年產(chǎn)值已超過1億元；強化煤層氣開采技術(shù)正在現(xiàn)場試驗和技術(shù)示范；強化天然氣開采、強化頁巖氣開采、強化地?zé)衢_采技術(shù)處于基礎(chǔ)研究階段；強化深部咸水開采技術(shù)是近幾年提出的新方法，尚未開展現(xiàn)場試驗，其大部分關(guān)鍵技術(shù)環(huán)節(jié)可借鑒咸水層封存和強化石油開采。

CO2的化工利用，包括重整制備合成氣、制備液體燃料、合成甲醇、合成有機碳酸酯和合成可降解聚合物、合成聚合物多元醇、鋼渣礦化利用、石膏礦化利用、低品位礦加工聯(lián)合礦化。

CO2的生物利用，包括轉(zhuǎn)化為食品和飼料、轉(zhuǎn)化為生物肥料、轉(zhuǎn)化為化學(xué)品和生物燃料和氣肥、直接利用CO2輸入蔬菜花卉等農(nóng)作物大棚，可增產(chǎn)農(nóng)作物30%~50%。

CCS的成本和制約因素

CCUS實際上是一個非常復(fù)雜的系統(tǒng)，以燃燒后捕集為例，CO2的捕集系統(tǒng)實際上是在煤電廠里要建設(shè)一座高能耗、高水耗和高投資的分離、捕集、吸收和壓縮CO2的化工廠，而CO2埋存系統(tǒng)則好像是在埋存地建設(shè)一座長期有人運行管理并具有注入和監(jiān)測設(shè)施的油井或天然氣井。而且，CCUS還是一個高能耗系統(tǒng)。不算CO2的運輸和封存，僅在火電廠進行CO2捕集和壓縮這部分就會消耗大量的電量。捕集的CO2越多，電廠對外供電越少。因此，如果一座火電廠要安裝CCS而同時保持在沒有CCS時的原來電力輸出量，則其裝機容量就要考慮CCUS在捕集和壓縮CO2部分所消耗的電量，這樣，其實際裝機容量就要比沒有CCUS的電廠大得多。例如，根據(jù)聯(lián)合國氣候變化專門委員會IPCC的數(shù)據(jù)，一座超臨界電廠要采用現(xiàn)有的CCUS技術(shù)捕集90%的CO2，則其燃料消耗量就會比沒有CCUS的同容量超臨界電廠增加20%~40%。或者，為了要保持原來的電力輸出不變，就要使裝機容量增大20%~40%。但增大裝機容量又會增加CO2的排放，即CCUS所捕集的CO2量實際并不等于而是小于原來要減排的CO2量。例如，一座原來年排放100萬噸CO2的超臨界電廠，在安裝了能夠捕集90%的CCUS后，為了保持原電力輸出不變，其要增加的發(fā)電容量使得其CO2年排放量達到124萬至140萬噸，即該電廠要用增加12.4-14萬噸CO2排放的代價來達到減排原裝機容量下90%的CO2目標(biāo)。根據(jù)美國條件對一座超臨界煤粉爐電廠采用CCUS系統(tǒng)后其每千瓦的投資成本比沒有CCUS系統(tǒng)的電廠高出1114美元/千瓦。對亞臨界機組，CCUS電廠的發(fā)電成本增加了則76%，而CO2的減排的成本則達到75美元/噸CO2。根據(jù)國際能源署（IEA）溫室氣體研發(fā)項目“GHG R&D Programme”的數(shù)據(jù)，CO2捕集成本約是30美元/噸CO2，陸地地質(zhì)埋存的成本為10美元/噸CO2，深海埋存成本為20美元/噸CO2(500km)；CCUS造成的發(fā)電成本增加為+1.5美分/千瓦時；而CCUS造成的發(fā)電效率下降為10-15%。因此，由于這些原因，20多年來，CCUS技術(shù)的大規(guī)模的推廣應(yīng)用一直受到成本、能耗、安全性和可靠性等因素制約，因而CCUS技術(shù)始終未能在商業(yè)上被市場接受。因此，CCUS技術(shù)研發(fā)與推廣的方向是降低成本和能耗，并確保其具有長期的安全性和可靠性，努力實現(xiàn)CCUS各個環(huán)節(jié)技術(shù)的均衡發(fā)展，盡快進入商業(yè)化階段。

盡管如此，由于CCUS是我國未來利用化石燃料時可以極大程度地減少CO2排放、保障能源安全、構(gòu)建生態(tài)文明和實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的重要手段。作為負責(zé)任的發(fā)展中大國，為實現(xiàn)“3060”目標(biāo)，國家必定會高度重視我國經(jīng)濟和能源的低碳發(fā)展，因此必然會有序推進CCUS技術(shù)研發(fā)和示范。因此人們始終不但沒有放棄CCUS的研發(fā)，而且CCUS技術(shù)的研發(fā)和中試乃至于有一定規(guī)模的捕集裝置運行一直在進行，從來沒有停止過，而且正在不斷取得技術(shù)進步。這是因為迄今為止，作為一項有望實現(xiàn)接近碳零排放的技術(shù)，CCUS的研發(fā)必定會克服各種困難取得技術(shù)進步，“抓短板、強弱項”，通過技術(shù)創(chuàng)新解決其高能耗，高投資等問題，就像當(dāng)年開始發(fā)展風(fēng)電和光電時，只有依靠政府的補貼才能得以發(fā)展，而今天，這些可再生能源電力技術(shù)，依靠創(chuàng)新和技術(shù)進步，其成本已經(jīng)大大降低，而且達到可以和煤電競爭，不但不再需要補貼來發(fā)展，而且成為我國發(fā)展速度最快的電源，到2020年，風(fēng)光電新增裝機容量的占比達到63%，成為我國電源增長的主導(dǎo)力量?，F(xiàn)在CCUS技術(shù)還處于研發(fā)示范階段，是我國減少碳排放實現(xiàn)“3060”目標(biāo)的一項重要戰(zhàn)略儲備技術(shù)，實現(xiàn)其大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化，取決于技術(shù)成熟度、經(jīng)濟可承受性、自然條件承載力及其與產(chǎn)業(yè)發(fā)展結(jié)合的可行性?，F(xiàn)在，我國已開發(fā)出多種具有自主知識產(chǎn)權(quán)的CCUS技術(shù)，并具備了大規(guī)模全流程系統(tǒng)的設(shè)計能力。因此，相信通過創(chuàng)新驅(qū)動，對CCUS技術(shù)發(fā)展和最終能夠得到推廣和應(yīng)用，應(yīng)該抱有信心，應(yīng)該是今后煤電實現(xiàn)低碳發(fā)展的一個重要的技術(shù)選項。

表5 2030和2050年中國CCUS技術(shù)總體發(fā)展前景預(yù)測目標(biāo)時間

表5 摘自《中國科技部社會發(fā)展科技司中國21世紀(jì)議程》發(fā)布的“中國碳捕集利用與封存技術(shù)發(fā)展路線圖（2019年版）”，從中可以看出，CCUS技術(shù)正在創(chuàng)新推動下快速發(fā)展，相信表5中的“30和50”目標(biāo)的實現(xiàn)，將會大大促進CCUS技術(shù)的大規(guī)模推廣和應(yīng)用，從而將我國煤電推進入“低碳電源”的大家庭之中。

結(jié)束語

中國政府關(guān)于碳排放力爭2030年前達到峰值和力爭2060年前實現(xiàn)碳中和的決策和國際承諾，將會極大地推動我國社會經(jīng)濟和能源的低碳化轉(zhuǎn)型和發(fā)展，作為煤炭最大用戶和最大碳排放源的煤電，更是首當(dāng)其沖，義不容辭，必須加快向低碳電源的方向發(fā)展。由于化石能源會在一個相當(dāng)長的時期內(nèi)始終是人類的主要能源，而在能源結(jié)構(gòu)現(xiàn)在還是“以煤為主”的中國，煤電將會長期繼續(xù)是我國最重要的電源，不可能在短期內(nèi)大幅度減少甚至關(guān)閉。根據(jù)我國煤電的現(xiàn)實情況，本文重點介紹了煤電低碳化發(fā)展的三個技術(shù)方向，最后的目標(biāo)是在2060年前，達到煤電碳的近零排放，實現(xiàn)中央部署的以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)要求。

對于煤電的低碳發(fā)展，當(dāng)前的重點首先應(yīng)該是煤電自身的低碳發(fā)展，即通過采用創(chuàng)新技術(shù)抓住大量亞臨界機組的升級改造，以最大限度地降低煤電的供電煤耗，最大限度地降低煤電的碳排放強度。同時進行靈活性改造，使煤電成為能夠支持和推動可再生能源電力加速發(fā)展的保障。但煤電僅通過提高效率來降低煤耗和減少碳排放強度的效果畢竟有限，因此在煤電自身提效減排的基礎(chǔ)上，根據(jù)中國的國情和條件，開展煤與生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電，逐步增加生物質(zhì)混燒比，以進一步更大幅度地降低煤電的碳排放，是煤電低碳發(fā)展的另一個重要方向。由于碳捕集利用與封存（CCUS/CCS）技術(shù)，是正在研發(fā)的新技術(shù)，由于可將CO2從工業(yè)排放源中分離后或直接加以利用或封存，以實現(xiàn)CO2最大幅度減排的工業(yè)過程，是一項有望實現(xiàn)化石能源大規(guī)模低碳化利用的新技術(shù)，是煤電最終能夠?qū)崿F(xiàn)碳近零排放的希望和寄托。雖然該技術(shù)的成熟和大規(guī)模的應(yīng)用，還需解決一系列問題后才能推廣應(yīng)用，因此還需假以時日，克服困難，逆勢向前，相信前途一定是光明的，其最終得以推廣應(yīng)用，對于實現(xiàn)“3060”碳目標(biāo)具有重大意義，因此，煤電行業(yè)應(yīng)該更加高度地關(guān)注和推動CCUS技術(shù)的發(fā)展，積極支持、參與CCUS技術(shù)的研發(fā)、示范和應(yīng)用，以期使之盡早能夠得到大規(guī)模的推廣應(yīng)用，以實現(xiàn)煤電真正意義上的“碳的零排放”。

相信“3060碳目標(biāo)”是推動我國煤電自身降低煤耗和靈活性改造和發(fā)展，以及推動煤與生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電及CCUS技術(shù)的研發(fā)、示范和應(yīng)用的強大推動力，因而必將推動我國煤電低碳高質(zhì)量的加速發(fā)展，使煤電為最終實現(xiàn)我國的“3060”目標(biāo)做出應(yīng)有的貢獻。