第一篇：核电与火电之比较

核电与火电之比较

核电站也称原子能发电站是将原子核裂变释放的核能转变为电能的系统和设备。自从3月11号日本核电站因海啸引发爆炸而靠造成核泄露，核电站的安全再一次引起人们的观注。核电与火电相比有何利弊，火电建设会不会迎来一个高峰期呢，这将拭目以待。现将从以下几个方面比较一下火电与核电。

1、所用的燃料：

核电站的燃料是U235，利用核裂变产生的能量，是核能；火电则是烧煤炭，利用的是燃烧发出的热量，是化学能。

核电站是一种高能量、少耗料的电站。以一座发电量为100万千瓦的电站为例，如果烧煤，每天需耗煤 7000～8000吨左右，一年要消耗200多万吨。若改用核电站，每年只消耗1.5吨裂变铀或钚，一次换料可以满功率连续运行一年。其成本是每度电0.3元，平均7000小时的年可发电小时数，近100%的能源利用效率，核电可以说是最经济、最高效的发电方式，同时也可以大大减少电站燃料的运输和储存问题。此外，核燃料在反应堆内燃烧过程中，同时还能产生出新的核燃料。

煤炭是一种不可再生的化石燃料，总量有限，而且随着石油的枯竭，煤炭将成为重要的化工燃料，作为燃料使用是一种巨大的浪费，所以近几年煤碳价格一直在上涨，这也给不少火电厂造成了很大的压力。

2、所消耗的成本：

核电的建设成本远高于火电，但是发电成本却低于火电。

3、所产生的污染：

从广义来说，都有污染，不过核电因为产生的是核废料，所以比较特殊，第一产生的核废料非常少，第二，核废料的储存很特别，几乎没有人会接触到。所以从人类居住角度而言核电可以算是几乎无污染。而火电理论上是有很大污染的，在中国尤其是，不过因为现在火电都要上脱硫设施的，所以现在新建的火电产生的污染仅仅是二氧化碳一种而已，而二氧化碳则是造成地球温室效应的罪魁祸首。

4、所能达到的规模：

火电现在最大的机组容量大概100万千瓦左右，而核电目前再建的EPR机组能到170万千瓦，所以单机容量而言核电是能远超火电的，原因就在利用的水蒸气的状态不一样，火电的水蒸气的压力和温度远远超过核电，对相应设备的要求太高，所以提高的空间已经很小了。

5、发电过程中的能量转化过程：

核电：核能—水蒸气的内能—汽轮机的动能—电能。

火电：煤的化学能—热能—水吸收热能—汽轮机的动能—电能。

从表面原理看来，核电站与火电站原理一致的是：核电站从二次循环开始，与火电站一样都是利用高温高压蒸汽驱动汽轮机，从而带动发电机发电；不同的是蒸汽产生部分及核电站的一次循环核岛部分。火电站是燃料在锅炉中燃烧从而产生高温高压蒸汽，而核电站是核岛里原子裂变产生的能量加热了一次循环里的液相介质，此介质通过热交换器将热量传递给二次循环系统，在其中产生蒸汽，去驱动汽轮机。两者都是用蒸汽推动汽轮机来做功，但是不同之处在于火电汽轮机的压力和温度都高，进入火电汽轮机的蒸汽是具有很高过热度的过热蒸汽，但是进入核电汽轮机的是低压低温的湿蒸汽，蒸汽的可用焓降仅为火电的65%，汽耗约大一倍。在冷凝器内的相同背压下，排气容积流量约大60%-70%。因此核电站的饱和蒸汽汽轮机与火电站的汽轮机相比，具有一些特点，核电汽轮机组的转速一般取1500转/分钟，是火电机组转速的一半。火电厂饱和蒸汽汽轮机是在湿蒸汽区工作，一般在高压与低压缸之间装有汽水分离再热器，以提高循环效率和减少叶片水蚀。而核电站由于饱和蒸汽汽轮机在事故条件下超速较大，因此在低压缸入口处采用快速关闭截止阀来防止超速。

从以上各方面看核电站是优于火电站的，但是核电站一旦发生泄漏，那将给环境和人类造成的伤害将是长远而巨大的。前苏联80年代发生的切尔诺贝利核电站泄漏一事就影响了全球核电的发展，但随着煤炭价格的上涨，环境污染的加剧，以及核电站自身技术和安全性的提高，各国核电事业加速复兴。截至目前，全球共有31个国家共439 座核电站正在投入运行，核电发电量已经占到总发电量的六分之一。而在我国在运行核电站仅6座，核电装机规模不到总发电装机的五十分之一，远远落后于世界平均水平。在核电站建设停滞了近20年后，我国于2007年重启核电建设，仅08、09年新建机组就相当于目前在运行核电装机的3倍，成为全球核电站建设速度最快的国家之一。我国核电站选址已经超过20处，如果全部利用，等同于近10座三峡电站，是目前核电装机存量的20倍，未来核电成长空间巨大。

镡冬芳

第二篇：核电、火电耐热钢

核电、火电耐热钢

一、发展历程

当今社会对于能源的需求与日俱增，为此需要修建大量的核电或者火力发电厂，而这些发电厂内部结构使用的钢材，对于设备的正常安全运行以及提高发电效率都具有很重要的作用。

最早在锅炉和加热炉中使用的材料是低碳钢，使用的温度一般在200℃左右，压力仅为0.8MPa。直到现在使用的锅炉用低碳钢，如20g，使用温度也不超过450℃，工作压力不超过6MPa。随着各类动力装置的使用温度不断提高，核电与火电的装机容量越来越大，工作压力迅速增加，现代耐热钢的使用温度已高达700℃，使用的环境也变得更加复杂与苛刻。现在，耐热钢的使用温度范围为200～1300℃，工作压力为几兆帕到几十兆帕，工作环境从单纯的氧化气氛，发展到硫化气氛、混合气氛以及熔盐和液金属等更复杂的环境。为了适应各种工作条件不断发展的要求，耐热钢也在不断地发展。从最早期的低碳钢、低合金钢，到成分复杂的、多元合金化的高合金耐热钢。

耐热钢在本世纪 20-30年代首先被电力工业用于提高蒸汽循环的温度和压力，二战后，铁索体、奥氏体耐热钢获得很大的发展。在发展的初期，西方各国就制订了耐热铸钢标准，确立了自己的领先地位。50年代，锅炉用的耐热钢主要是低合金铁素体钢 2.25Cr-1Mo和奥氏体不锈钢TP 3O4H、TP347H，其后，耐热钢的研究重点更多地在于加深对已有耐热钢在冶金、生产和加工控制方面的理解。其中，在1949年，前苏联建造了第一台超超临界的火力发电设备，引发了西方各国的仿制，但由于缺乏高性能耐热钢，西方建造的超超临界设备只能降温到超临界温度运行，缺乏燃料经济性。之后，由于不同的原因，超临界温度以上的高蒸汽参数机组的发展在70年代曾经受阻，但在80年代初期，世界各国开始重新审视超临界机组的可靠性问题。80年代后期，日、美、苏、德、法等国已着手研制开发可实际运行的超超临界机组(USC)，并制定了超超临界机组的两步发展计划。近年来．日本、美国、英国，丹麦以NF616、HCMi 2 A、TBI2M等新一代9～12 Cr钢为对象，制定了国际共同研究计划，并由丹麦的ELSAM电力公司在97年装机试用，这一计划的实现必将加速新一代高热强性铁素体钢的商业化进程。

中国目前是世界上发电机组装机容量仅此于美国的第二大国，因此对于耐热钢的需求是很大的，然而，目前我国的耐热钢产业不论是规模或者是技术深度方面都不如西方国家，绝大部分的耐热钢都依赖于进口。那么是什么原因呢？简单回顾一下我们国家耐热钢的发展历史便会不难发现。O年代初期，我国自行研制超高压机组时，确定了不采用奥氏体钢的方向。由于12 Cr 1MoV钢已不能满足需要，有关单位联合协作，以冶金部钢铁研究院为主，利用以W代Mo、多元复合强化的原理，成功地开发了102钢，对我国发展高参数的发电机组起了重要的作用。后来由于各种客观原因，对102钢的完善以及再开发停滞了。在从美国引进亚临界参数的锅炉时，虽然争取到可以使用102钢，但因国内冶金工业条件所限，不得不将小口径厚壁102钢管移至日本生产，以得到长度、性能、表面质量都优于国产的厚壁管。到了1981年，引进了第一套超临界火电机组设备，直到1987年，才建立了我们国家的第一个耐热铸钢国家标准，总体来说，我们国家耐热钢的发展基本上也是重复了别的国家走过的路，但我们也有创新的地方。90年代日本住友金属开发了HCM2S，并已列入ASME规范，该公司钢管负责人曾说，HCM2S钢 的成分配比是基于中国以W代Mo的原理，但其性能全面优于102钢。因此，以HCM2S代替102钢，改进后的9～l2Cr钢可以代替部分奥氏体钢，在锅炉受热面的高温区采用少量的 Super 304H，不但提高了亚临界参数锅炉材料的可靠性，而且可以实现向超临界压力机组24 MP a，566 /566摄氏度的过渡。虽然最终得到的不是自己发明的东西，但是也证明了我们拥有实力，需要的只是时间。2000年，国产超临界火电机组成功运行，2006年，国产超超临界机组也顺利运行，一系列的成就说明我国的耐热钢产业正在赶超世界先进水平的道路上快速发展。

对比西方和中国的发展不难发现两者的差别，国外耐热钢的研究开发注重成分配比、试材制造、性能评价、工艺试验、装机验证、纳入标准一体化。并由钢材制造商、锅炉制造商和电力公司共同完成。新开发的钢材会尽快在大型机组上使用验证，为新材料的商业化提供了可靠性的依据。而在我国，研究开发的任务通常都是高校的相关教师来承担，相关企业不愿意将钱投入到新型耐热钢材料的研发中。学校的教师受困于划拨的的科研经费以及相关实验设施的不完善，因此导致我国新型耐热钢材料研发的进度相对比较缓慢。所以，相比较而言，西方耐热钢产业的发展叫我国而言具有相当明显的优势。

二、性能要求

一种材料所应该具备的性能取决于这种材料所处的环境，对于核电和火电耐热钢，他们所处的高温、高压同时伴随各种杂质微粒的环境决定了他们必须具备一定的特殊性能才在确保在这样的环境中正常工作。所以，他们必须能够抗腐蚀、抗氧化以及在高温下保持良好的强热性。

抗腐蚀性（即化学稳定性）：火电厂热力设备用钢需要具有较高的化学稳定性，即腐蚀性能。锅炉设备中过热器管和水冷壁管等受热面管子，在运行过程中其外壁直接与高温火焰和具有腐蚀性的烟气相接触，其内壁与汽、水相接触，因而受热面管子会产生腐蚀现象。汽轮机中的许多零部件也是在与腐蚀性介质相接触的条件下长期运行的，也有一个腐蚀的问题。特别是汽轮机叶片，工作时转速很高，又与蒸汽介质直接接触，不仅要受到蒸汽的锈蚀和冲蚀，还可能产生应力腐蚀和腐蚀疲劳，引起损坏。

核电火电耐热钢中腐蚀的基本形式有蒸汽腐蚀、烟气腐蚀、垢下腐蚀、应力腐蚀、疲劳腐蚀、苛性脆化、高温硫化腐蚀、高温氮化腐蚀、高温碳化腐蚀、高温氢腐蚀高温热腐蚀等等，所以，用于电厂的耐热钢会受到各种各样的腐蚀，对于他们的性能提出了很高的要求。

抗氧化性：由于大多数金属在高温下其氧化物的自由能低于纯金属，所以都能自发地被氧化腐蚀。耐热钢中的金属Fe和氧的亲和力大，当氧在Fe晶格内溶解度达到饱和时，就在耐热钢表面上形成氧化物。一旦形成了氧化膜，氧化过程的继续进行将取决于两个因素：（a）界面反应速度，包括Fe/氧化物界面及氧化物/高温气体两个界面上的反应速度；（b）参加反应的物质通过氧化膜的扩散速度。在一般情况下，当耐热钢的表面与氧起始反应生产极薄的氧化膜时，界面反应起主导作用，即界面反应是氧化膜生成的控制因素。但随着氧化膜的生长增后，扩散过程将逐渐起着越来越重要的作用，成为继续氧化的控制因素。耐热钢表面形成的氧化膜一般是固态，但是根据氧化膜的性质不同，在较高温度下，有些耐热钢的氧化物是液态，甚至是气态

铁的氧化物有氧化铁、氧化亚铁和四氧化三铁三种。氧化亚铁结构疏松，原子容易通过亚铁层。氧离子由表向里扩散，而铁离子由里向外扩散，不断被氧化。冷却时，氧化亚铁要分解发生相变，有一定的应力，并且和基体结合力弱，因此氧化皮容易剥落。而其他两种氧化物结构比较致密，与基体的结合紧密。铁和氧形成的氧化膜结构与温度有关，当温度在570摄氏度以下时，氧化膜由氧化铁和四氧化三铁组成，高于570时，氧化膜则由这三种氧化物组成，所以，当温度高于570摄氏度时，由于氧化亚铁的原因，铁的氧化过程会大大加快，造成零件的失效或者机组的报废。所以，这就要求耐热钢在高温下具备良好的抗氧化性。

热强性：热强性就是材料在高温状态下仍能保持自身一定强度的性能，金属零件在高温下长时间承受负荷时，有可能会出现两种情况的失效：一种是在远低于抗拉强度的应力作用下，抗拉强度与塑性会随载荷持续时间的增长而显著降低，发生断裂；另一种是在工作应力低于屈服强度的情况下，工件会连续而缓慢的发生塑性变形而导致失效。如蒸汽锅炉及化工设备中的一些高温高压管道，在长期的使用中，会产生缓慢而连续的塑性变形，使管径越来越大。这就是说金属在高温下的力学性能及力学行为和温度及时间密切相关，或者说温度和时间对材料的高温性能有很大的影响。所以钢的热强性能指标的表达方式有其特殊性。

热强性的主要性能指标有蠕变极限、持久强度、高温疲劳强度、持久寿命以及应力松弛等。

三、组织形貌特点

先了解一下耐热钢的分类，主要为以下几类：奥氏体型耐热钢、珠光体型耐热钢（也称为珠光体-铁素体耐热钢）、马氏体型耐热钢、沉淀硬化型耐热钢、铁素体型耐热钢。

各种耐热钢的组织及其用途为（1）铁素体耐热钢中的合金元素为Cr：12~28%，少量的Si、Al、Ti。典型牌号有0C6r13Al、10Cr17、16Cr25N，主要用于燃烧室、喷嘴等，使用时的组织为铁素体。

（2）珠光体耐热钢（即珠光体-铁素体耐热钢）中合金元素含量不超过5~7%，属低合金钢，典型牌号为15CrMo、12Cr1MoV、17CrMo1V等，用于工作温度350~670℃下的锅炉管、汽包和气轮机的紧固件、主轴、叶轮等，组织在正火+高温回火后为铁素体+珠光体或贝氏体。

（3）马氏体耐热钢中合金元素主要为Cr：12%，还可加入W、Mo、V、Si，典型牌号有12Cr13、14Cr11MoV、15Cr12NiWMoV、40Cr10Si2Mo等，用于工作温度475~540℃下的气轮机的叶片、螺栓、内燃机的进、排汽阀等，组织在淬火+高温回火后为回火索氏体

（4）奥氏体耐热钢中主要含有较多扩大和稳定奥氏体的合金元素，由18-8型钢演变而来，典型牌号有022Cr19Ni10、07Cr18Ni11Ti、45Cr14Ni14W2Mo、20Cr25Ni20等通常用于工作温度600℃以上，强度要求不高的耐热受力件，高温炉中部件、汽阀等，组织为固溶，奥氏体+M23C6。

（5）沉淀硬化型耐热钢主要包括马氏体型沉淀硬化型，代表性钢号为0Cr17Ni4Cu4Nb、奥氏体-马氏体沉淀硬化型，代表型钢号为0Cr17Ni7Al/0Cr15Ni7Mo2Al，以及奥氏体沉淀硬化型，代表型钢号为0Cr15Ni25Ti2MoV13。

四、强化机制

通常情况下，强化所针对的都是某项性能而言的，对于耐热钢，强化针对的是之前提到的三个主要性能指标：抗氧化性、抗腐蚀性和热强性。

抗氧化性不是说在高温条件下不被氧化，而是指在高温下迅速氧化，但在氧化后能在金属表面形成一层连续致密的，并能牢固附着在金属表面的氧化薄膜，这层薄膜起到隔绝氧气与金属基体接触的作用，防止金属被继续氧化。这样的膜需要具备三个条件：连续、致密和牢固。不连续就不能覆盖金属表面，不致密就不能组织原子的扩散，不牢固就容易剥落。强化金属的抗氧化性可以从多个角度来进行，这里就仅以合金化角度来看。

（1）加入合金元素铬、铝、硅，提高钢氧化膜稳定性。这些合金元素可以融入氧化膜形成固溶体，使氧化膜获得固溶强化，增加其稳定性，同时，它们三者还可以提高氧化亚铁出现的温度，同样可以改善氧化膜的稳定性。（2）加入铬、铝、硅、钛等元素时在氧化过程中，由于铁离子的消耗，而它们的氧化物比较稳定，会使氧化物底层逐渐富集为稳定氧化物的膜层，形成以合金元素氧化物为主的氧化膜，如氧化铝、二氧化硅和三氧化二铬。这些致密的氧化膜有限地阻止了铁、氧原子的扩散，所以大大地提高了钢的抗氧化性。在实际应用中，如果在耐热钢中加入复合加入上述元素，它们能形成互容的氧化物，那么钢的抗氧化性会更好。

抗腐蚀性指的是金属耐腐蚀的能力，按照腐蚀的原理可以分为化学腐蚀和电化学腐蚀。腐蚀形式主要有均匀腐蚀、点腐蚀、晶间腐蚀和穿晶腐蚀。常用的提高抗腐蚀性能力的方法主要有保护层防腐、阴极保护、降低腐蚀介质的浓度等。最根本的方法是在钢中加入合金元素以提高钢的抗氧化性能和抗电化学府蚀的能力。加入合金元素后,提高钢的耐腐蚀性能的途径主要有三个方面：

（1）使钢的表面生成一层致密的氧化模。钢的抗氧化能力决定于氧化膜的致密程度，实践证明，钢中加入铬、硅、铝后所生成的、、是比较致密的，本身的硬度也比较高，能隔绝金属与氧接触．避免钢继续被腐蚀，起到保护作用。这三种元素中以铬的影响最大，铬的氧化膜致密程度最高，保护作用最好。

（2）提高钢的电极电位。

普通的钢电极电位很低，抗电化学腐蚀的能力差。为了提高钢的抗电化学腐蚀的能力．必须提高钢的电极电位。实践近明：铬溶于钢中形成固溶体时，钢的耐腐蚀性能可以大大提高。当含铬量超过11．7％时，钢的电极电位有一突变，即由负变正，达到有较好的抗电化学腐蚀的能力。

（3）使钢的组织形成单相固溶体，如单相的铁素体或奥氏体，能进一步提高抗电化学腐蚀的能力。为了形成单相的铁素体，一般加入缩小奥氏体区域的元素，如铬、硅、钼、钛、铌等；为了形成单相的奥氏体，一般加入扩大奥氏体区域的元素，如镍、锰、氮、铜等。奥氏体钢比铁素体钢具有更高的韧性、较好的塑性及冷变形能力，加热时晶粒长大倾向较小。合金化是提高钢材的耐腐蚀性能最根本的方法，常用的合金元素有铬、镍、锰、氮、硅、钼、钛、铌、铜、钴等。

热强性强化的基本原理是提高金属和合金基体的原子结合力，具有对抗蠕变有利的组织结构。具体的途径主要有基体强化（固溶体强化）、晶界强化、热处理强化和弥散相强化。具体为：

（1）低合金耐热钢管的组织是以固溶体为基体的。提高固溶体的强度，增加固溶体的组织稳定性，都能有效地提高耐热钢的高温性能。加入合金元素，以增加原子之间的结合力，可使固溶体强化。外来原子溶入固溶体使晶格畸变，也能提高强度；有些元素能提高再结晶温度，延缓再结晶过程的进行，从而组织的稳定性，也同样能提高强度。通常用于强化固溶体的合金元素有铬、钼、钨、锰、铌等。

（2）增加晶界的强度，是提高耐热钢高温强度需要研究的重要课题之一。晶界强度在高温时降低的速度较快。晶界强度降低后，晶界易产生裂纹以致断裂破坏。耐热钢中加入微量的硼或锆或稀土元素后，可以提高晶界的强度。目前，主要用硼元素来强化晶界。实践证明，如果硼和钛或铌一起加入钢中，则强化晶界的效果更为显著。

（3）金属基体上分布着细小的第二相质点，能有效地阻止位错的运动，而提高强度。对于高温合金来说，这种强化机制的效果主要取决于弥散相质点的性质、大小、分布及在高温下的稳定性。获得弥散相的方法有直接加入难容质点和时效析出。对于不同的合金，时效析出的弥散相是不同的，他们大多是各种类型的碳化物和金属间化合物。在钼钢、钒钢中加入少量的铌和钽元素，可以使它们各自的碳化物的成分复杂化，稳定性更好，使强化效果能保持到更高的温度。

（4）对耐热钢进行热处理一方面可以获得需要的晶粒度，另一方面可以改善强化相的分布状态，调整基体与强化项的成分。因为钢的显微组织对热强钢的蠕变强度有很大影响。

五、合金化原理

耐热钢中常用的合金元素有铬（Cr）、镍（Ni）、钼（Mo）、钨（W）、钒（V）、硅（Si）、铝（Al）、钛（Ti）、铌（Nb）、硼（B）、钴（Co）、锰（Mn）、碳（C）、氮（N）、稀土（Re）、铜（Cu）、铁（Fe）等。磷和硫一般为有害的杂质元素。铬、铝、硅和稀土元素能提高耐热钢的抗氧化性能。铬、钼、钨、钒、钛、铌、钴、硼、稀土等能提高或改善耐热钢的热强性。铁为耐热钢的基本元素。镍和锰的作用主要是获得奥氏体组织。下面分别介绍一下主要合金元素在耐热钢中的作用。

（1）铬是耐热钢中抗高温氧化和抗高温腐蚀的主要元素，并能提高耐热钢的热强性。耐热钢的抗高温腐蚀性能与其含铬量有一定的关系。因此常用的耐热钢的铬含量应不低于12%。

（2）镍是耐热钢中的重要合金元素之一。为了使钢在室温下获得纯奥氏体组织，其中镍含量不低于25%。但当钢中含有其他合金元素时，为获得纯奥氏体组织，镍含量可适当减少。例如，当钢中含碳量0.1%含碳量为18%时，为了获得钢的纯奥氏体组织，含镍量为8%即可，这就是典型的18-8型奥氏体耐热不锈钢。当钢中含有其他铁素体形成元素时，为获得纯奥氏体组织，含镍量就要增加，如不增加镍含量，或降低镍含量，就会出现双向组织，或出现不稳定的奥氏体组织，冷加工时可能产生相变（奥氏体组织转变为马氏体组织）。

（3）钼为难熔金属，熔点高（2625℃）。对提高耐热钢的热强性有较好的作用。

（4）钨为难熔金属，熔点高（3380℃）。加钨可提高固溶体的热强性。

（5）钒为难溶金属，熔点高（1910℃）钒是提高铁素体型耐热钢的热强性的有

效元素，钒也在奥氏体型耐热钢中获得应用，但凡含量一般在0.3%～0.5%之间。

（6）硅是耐热钢中抗高温腐蚀的有益元素，同时，在钢中加入硅也能改善它在室温条件下工作的性能。耐热钢中的硅含量一般不超过2%。

（7）铝是耐热钢中抗氧化的重要合金元素，耐热钢中的铝含量一般不超过6%。

（8）钛是强碳化物形成元素之一，钼的是防止间接腐蚀。

（9）铌也是强碳化物形成元素，铌的碳化物在高温下十分稳定，只比钛的碳化物略为逊色。由于铌具有良好的热强性，因此铌在体合金耐热钢和高合金耐热钢中获得了广泛的应用。高合金耐热钢中的铌含量一般为1%～2%。

（10）硼与氮和氧都有很强的亲和力，钢中微量硼（0.001%）就可以成培地提高其淬透性。在珠光体耐热钢中，微量硼可以提高钢的高温强度；在奥氏体耐热钢中加入0.025%硼可以提高其抗蠕变性能，但硼含量较高时，其作用相反。加入硼强化晶界对增强耐热钢的持久强度十分重要。硼原子主要分布在晶界上，因此硼对强化晶界起着重要的作用。

（11）钴在奥氏体型耐热钢中的作用与镍的作用类似，在铬镍奥氏体型耐热钢中加钴对提高该钢的耐高温腐蚀性能是有利的。钴是一种稀有而昂贵的金属，应当节约使用。

（12）锰是良好的脱氧剂和脱硫剂，它使钢形成和稳定奥氏体组织的能力仅次于镍，以锰代镍的耐热钢，有广泛的用途。锰对钢的高温瞬时强度虽有所提高，但对持久强度和蠕变强度则没有什么显著的作用。

（13）碳是钢中不可缺少的元素。碳在钢中的强化作用与它形成的碳化物的成分和结构有着密切的关系，其强化作用也与温度有关。随着温度的升高，由于碳化物的聚集，强化作用有所下降。钢中碳含量增加，会降低钢的塑性和可焊性。因此除强度要求较高的钢中外，一般奥氏体型耐热钢中的碳含量都控制在较低的范围内。

（14）氮作为合金化元素在奥氏体型耐热钢中的作用与碳有些类似。在铬镍奥氏体型耐热钢中含氮可提高钢的热强性，几乎对脆性无影响。其原因可能是由于析出弥散的氮化物所致。

（15）稀土元素对提高耐热钢的抗氧化性能有较明显的作用。稀土元素的氧化物可以增加基体金属与氧化膜之间的附着力，因为稀土氧化物对基体金属有“钉扎”作用。稀土元素对钢的晶粒度细化有一定的作用。稀土元素与氧、硫、磷、氮、氢等的亲和力都很强。是很好的脱氧、去硫和清除其他有害杂质的气体添加剂。稀土元素能提高耐热钢的抗蠕变性能。

第三篇：浅谈火电及核电DCS

浅谈国内火电DCS与核电DCS的异同

企业： 北京广利核系统工程有限公司领域： DCS

日期： 2012-03-05 点击数： 4852

摘要：DCS控制系统是随着现代工业生产自动化的不断发展和自动化控制需求不断提高应运而生的综合控制系统。不论是火力发电厂还是核能发电厂随着DCS系统的不断完善，基本在上世纪末期普遍采用DCS控制系统取代了传统的模拟仪表控制系统及PLC等控制系统。核电DCS与火电DCS由于控制对象的不同而各有特点。

关键词：DCS；超临界机组；压水堆

引言

1975年美国Honeywell公司推出了第一套DCS系统：TDCS-2000。经过多年的发展，当前全球约有数百家厂商推出了千余种DCS系统，广泛应用于电力、石化、冶金等工控领域。世界上第一座火力发电厂是1875年在法国巴黎建成的，距今有130多年的历史。第一座核电站是奥布尼斯克(Obninsk)核电站，于1954年在前苏联卡卢加州开始运行，距今有50多年的历史。到上世纪末期DCS系统逐渐成熟后，火电厂和核电厂的仪控系统开始普遍采用DCS。

火力发电厂生产过程：煤等化石燃料在锅炉炉膛中燃烧加热水冷壁里的水使之变为蒸汽，锅炉产生的蒸汽进入汽轮机，汽轮机旋转带动发电机发电。核能发电厂(压水堆)的生产过程：反应堆中的核燃料经过核裂变反应产生热量来加热一回路的水，一回路的给水在蒸汽发生器中将热量传给二回路的给水使之转化为蒸汽，蒸汽推动汽轮机转动，从而带动发电机发电。这个过程与火力发电厂相似，因此核反应堆也被称为“核锅炉”。由于燃煤锅炉与核锅炉有着不同的能量转换特性，也就注定了火电DCS与核电DCS有着不同的特点。DCS系统的基本特点

2.1 高可靠性

由于DCS将系统控制功能分散在不同的计算机上实现，系统结构采用容错设计，因此某一台计算机出现的故障不会导致系统其它功能的丧失。此外，由于系统中各台计算机所承担的任务比较单一，可以针对需要实现的功能采用具有特定结构和软件的专用计算机，从而使系统中每台计算机的可靠性也得到提高。

2.2 开放性

DCS采用开放式、标准化、模块化和系列化设计，系统中各台计算机采用局域网方式通信，实现信息传输，当需要改变或扩充系统功能时，可将新增计算机方便地连入系统通信网络或从网络中断开，几乎不影响系统其他计算机的工作。开放性另一方面表现在，当前主流的DCS产品几乎都可以通过组态直接无缝集成第三方系统和设备，无需更改系统程序。

2.3 灵活性

通过组态软件根据不同的流程应用对象进行软硬件组态，即确定测量与控制信号及相互间连接关系，从控制算法库选择适用的控制规律以及从图形库调用基本图形组成所需的各种监控和报警画面，从而方便地构成所需的控制系统。

2.4 易于维护

功能单一的小型或微型专用计算机，具有维护简单、方便的特点，当某一局部或某个计算机出现故障时，可以在不影响整个系统运行的情况下在线更换，迅速排除故障。2.5 协调性

各工作站之间通过通信网络传输各种数据，整个系统信息共享，协调工作，以完成控制系统的总体功能和优化处理。

2.6 控制功能齐全

控制算法丰富，集连续控制、顺序控制和批处理控制于一体，可实现串级、前馈、解耦、自适应和预测控制等先进控制，并可方便地加入所需的特殊控制算法。

火电DCS的侧重点

以超临界百万火电机组为代表进行介绍。水的临界状态参数为22.12MPa，374.15℃，当机组主蒸汽压力参数高于这一临界状态参数时，通常称为超临界参数机组。对于超超临界参数，目前国际上尚无标准明确界定是多少，国内863课题把机组主蒸汽压力为25MPa以上、主蒸汽温度达580℃以上时，称其为超超临界机组。截止到2010年10月份，国内已经商运的百万超临界火电机组就达到了64台，这些机组的热控系统采用了四个厂家的DCS，其中采用西屋OVATION系统的44台、采用西门子SPPA-T3000系统的18台、采用和利时HOLLiASMACS系统的1台、采用国电智深EDPF-NT+系统的1台。综合以上四家的仪控系统，总结出当前国内百万火电机组DCS系统具有以下特点。

3.1 管控一体化成趋势

常规火电厂按工艺生产流程分为单元机组部分、机组公用部分、电厂辅网部分，与之配套的传统DCS也主要应用于这三块主要生产流程上。而近年来，随着计算机网络技术、数据安全和容错技术、模型仿真技术、实时数据库技术不断提高和电厂经营管理需求的不断提高，火电厂DCS系统已经从单纯的生产过程控制系统逐渐演变为以集生产过程控制系统(DCS)、生产管理系统、经营管理系统于一体的火电厂数字化系统，暨管控一体化系统，如图1所示。在当前的火电DCS市场上，除了最基本的生产过程监控系统之外，DCS厂商还要提供客户集生产管理、经营管理、资产管理等于一身的全方位一体化控制系统(或留有与厂级数字网的通讯接口)。

图1 火电厂管控一体化示意图

3.2 仪控系统结构及子系统分类基本一致

常规火电单元机组为一套仪控系统，按工艺分为炉、机、电三部分，按功能分为DAS（Data Acquisition System 数据采集系统）、MCS（Modular Control System 模拟量控制系统）、SCS（Sequence Control System 顺序控制系统）、FSSS（FurnaceSafeguard Supervisory System 炉膛安全监控系统）、ECS（ElectroControl System 电气控制系统）、DEH（Digital Electro-HydraulicControl System 数字式电液控制系统）、BPCS（By-pass ControlSystem 旁路控制系统）、MEH（Boiler Feedpump Turbine ControlSystem 给水泵汽轮机数字式电液控制系统）、ETS（EmergencyTrip System 紧急停机系统）、TSI（Turbine SupervisoryInstrumentation 汽轮机监控仪表）等，以上多数功能都集中在一套DCS系统中实现，只有FSSS、DEH、ETS、TSI设置独立的监控系统。而近年来随着DCS系统可靠性和开放性的不断提高，有些机组的FSSS和DEH功能也纳入了DCS系统中，一般只保留ETS、TSI为独立的监控系统。

3.3 采用的控制算法先进

相当一部分先进的控制算法、控制模式已经应用到火电厂的自动化控制过程中。

（1）AGC自动发电控制(Automatic Generation Control)

自动发电控制(简称AGC)是现代电网控制的一项基本和重要功能，是建立在电网调度自动化能量管理系统(简称EMS)与发电机协调控制系统(简称CCS)间闭环控制的一种先进的技术手段。AGC能控制机组自动响应电网调度发出的负荷指令，结合一次调频功能自动控制机组有功功率的增减，使电网频率维持稳定，同时使得发电和用电达到平衡。AGC提出虽已有10年时间，但前期应用自动化程度很不理想，近年来随着CCS功能的不断完善，使得AGC才开始名符其实。上海外高桥三期百万机组AGC应用是很成功的，另外，机组CCS功能还设置了热控智能保护，此项功能在不降低现有保护可靠性的同时还减少了机组误动和拒动的次数。

（2）FCB快速甩负荷(Fast Cut Back)

2008年3月，上海外高桥三厂百万机组分别完成了75%和100%负荷的FCB功能试验。试验时，控制人员未做任何干预，事先未采取任何预防措施，仅依靠自动控制系统良好的协调控制能力，使机组做到全甩供电负荷时，发电机带厂用电，锅炉和汽轮机运行平稳，真正实现了孤岛运行。2011年6月宁夏宁东电厂#2机组(660MW)100%额定功率快速甩负荷试验成功。机组FCB试验成功，表明机组主机设备、辅机设备、仪控DCS系统已经达到相当高的水平。试验显示：FCB功能不仅能显著提高电厂运行的安全系数，还大大增强了电力系统的安全性和稳定性。

（3）优化控制

由于当前电力市场的峰谷差日益增大，百万机组也要参与电网调峰，如某DCS在提高机组负荷的快速响应能力上就进行了控制优化，具体采用以下措施：①电网负荷指令变化后，调整汽轮机机前压力设定值，从而提高负荷的初始响应速度；②将给水量和燃烧率的相互作用减小，增加焓值调整和机组调整的稳定性；③采用负荷或分离器压力校正调节参数，用变参数调节来提高调节品质。核电DCS的侧重点

我国核电站经过30多年的发展，目前在进入商运的机组有11台，分布在秦山(5台)、大亚湾(2台)、田湾(2台)、岭澳(2台)。我国引进二代堆技术(法国M310)加以改进，形成了二代加压水堆CPR1000及CP1000(这两种堆型同宗同源，除燃料组件数目不一致外，主要结构基本一致)，同时我国也直接引进了三代堆技术AP1000和EPR。这四种堆型在我国都有项目在实施，会成为我国一定时间内的主流堆型。这四种堆型结构不同，所以他们采用的DCS仪控系统也不相同。本文提及的核电DCS选取AP1000、EPR、CPR1000这三种堆型采用的仪控系统为例。相比火电DCS，核电DCS具有以下不同之处。

4.1 核电厂DCS安全级别并非只有一类各国对核电仪控系统的安全级别分类并不统一，其中美国只有核安全级和非安全级，但是欧洲却将仪控系统分为A、B、C三个等级，目前我国核电仪控系统参照美国的做法也分为两类。无论是三代堆AP1000和EPR，还是自我改善的二代加压水堆(CPR1000、CP1000)，这几种堆型的核电厂DCS都包括以下部分，即核岛DCS、常规岛DCS和BOP(Balance of Plant)。核岛DCS主体属于安全级设备范畴，常规岛DCS和BOP属于非安全级设备范畴。

4.2 核电厂DCS系统结构多样

AP1000压水堆采用的仪控系统是西屋公司的Common Q+OVATION平台；EPR压水堆采用的仪控系统是西门子的TXS+TXP平台；CPR1000压水堆采用的仪控系统是三菱公司与和利时公司提供的MELTAC-Nplus R3+HOLLYSYS N平台，CP1000压水堆采用的仪控系统是INVENSYS公司提供的TRICON+I/A平台，下面对前三种平台进行详解。

（1）AP1000采用Common Q+OVATION平台，核岛DCS采用Common Q平台，常规岛DCS采用OVATION平台，整套DCS包括8大子系统：OCS（Operation and Control Centers System 运行与控制中心系统）、DDS（Data Display and Processing System 数据显示与处理系统）、PMS（Protection and Safety Monitoring System保护与安全监督系统）、PLS（Plant Control System 电站控制系统）、TOS（Turbine Control System 汽轮机控制与诊断系统）、IIS（Incore Instrumentation System 堆芯测量系统）、SMS9SpecialMonitoring System 专用监测系统0、DAS（Diverse ActuationSystem 多样化驱动系统)。系统结构如图2所示。

图2 AP1000仪控系统示意图

（2）EPR采用西门子公司的TXS+TXP平台，核岛DCS采用TXS平台，常规岛DCS采用TXP平台，整套DCS包括8大子系统：PICS（Process Information and Control Centers System 过程信息和控制系统）、SICS（Safety Information and Control Centers System安全信息和控制系统）、PAS（Process Automation System 过程自动化系统）、RCSL（Reactor Control,Surveillance and LimitationSystem 反应堆控制监督和限制系统）、PS（Protection System保护系统）、TPCS（Turbine Protection and Control System 汽轮机保护和控制系统）、SAS（Safety Automation System 安全自动化系统）、PACS（Priority and Actuator Control System 优先级和执行器控制系统）。系统结构如图3所示。

图3 EPR仪控系统示意图

（3）CPR1000采用MELTAC-Nplus R3+HOLLYSYS N平台，核岛DCS采用MELTAC-Nplus R3平台，常规岛DCS采用HOLLYSYS N平台，核岛DCS系统主要包括：RPC（ReactorProtection Cabinet 反应堆保护系统）、ESFAC（Engineered SafetyFeatures Actuation Cabinet 专设安全驱动系统）、SLC（SafetyLogic Cabinet 安全逻辑机柜系统）、RPCC（Reactor PowerControl Cabinet 反应堆功率控制柜系统）、CCMS（Core CoolingMonitoring System Cabinet 堆芯冷却监测系统）、SR（SafetyRelated Cabinet 安全相关系统）。常规岛中汽轮机本体监控采用ALSTOM公司的专用系统TGS，其它的汽轮机辅机和电气监控采用一套整体MACS系统。系统结构如图4所示。

4.3 核电DCS中的常规岛仪控系统更可靠

（1）常规岛重要的联锁保护功能由两个冗余的独立回路实现。这两个回路，从信号源到保护信号的输出都是互为冗余、相互独立，分布在不同的机柜控制器内，相关的I/O冗余通道也是分布在不同的机柜控制器内。可靠性上考虑宁拒动勿误动时，两回路串联输出；可靠性上考虑宁误动勿拒动时，两回路并联输出。

（2）对于一些重要的输出，在信号测量、控制器处理、执行单元三个环节均进行了交叉冗余设置，只要同一个环节上不同时出现故障，这个保护回路就可以正常工作。这种设计是非常可靠的。在火电厂，一般只有汽轮机保护回路才采取这样的配置，所以核电站的设计对控制的可靠性要求比火电厂要高得多。

图4 CPR1000仪控系统示意图

4.4 功能设计上更可靠

为保证核电站安全、稳定、经济运行，核电DCS设计时必须遵循以下原则：单一故障原则、独立性原则、多样化原则、冗余性原则、故障安全原则、共模故障最小原则和经济运行原则。两者的区

别火电机组DCS与核电机组DCS比较不是同一层面的比较，而是多方位多角度存在差异，本文仅狭义地比较DCS本身的差异：

5.1 DCS设计标准不同

（1）火电DCS设计遵循及参考的主要标准规程包括：

电力部标准系列，如《中华人民共和国电力行业标准》(DL/T 5210.4-2009R热工仪表及控制装置)、《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》(DL/T 5175-2003)、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》等；

国际电工委员会标准类IEC系列，如《信息技术设备的安全要求》(IEC 60950)等；

美国仪器学会标准类ISA系列，如《数字处理计算机硬件测试》(ISA RP55.1)等；

美国科学仪器制造商协会标准类SAMA系列，如《仪表和控制系统的功能图表示法》(SAMA PMC 22.1)等；

美国电子和电气工程师学会标准类IEEE系列，如《电厂分布式数字控制和监视导则》(IEEE 1046-)等；

美国电子工业协会标准类EIA系列，如《数字终端设备与使用串行二进制数据进行数据交换的数据通讯设备之间的接口》(EIA RS-485)等；

（2）核电DCS设计遵循及参考的主要标准规程包括：

核安全法规类HAF系列，如《核电厂质量保证安全规定》(HAF003)、《核电厂设计安全规定》(HAF102)等；

核安全导则类HAD系列，如《核电厂质量保证大纲的制定》(HAD003/01)、《核电厂安全有关仪表和控制系统》(HAD102/16)等；

国际原子能机构标准类IAEA系列，如《核动力厂安全重要仪表控制系统》(IAEA-NS-G-1.3)等；

国际电工委员会标准类IEC系列，如《核电厂安全系统用计算机软件》(IEC 60880)等；

国家标准类GB系列，如《核反应堆保护系统安全准则》(GB403)、《核电厂仪表和控制系统及其供电设备安全分级》(GB/T15474)等；

美国电子和电气工程师学会标准类IEEE系列，如《数字计算机系统应用于核电站安全系统准则》(IEEE 7-4.3.2)等；

法国标准RCC系列，如《反应堆核电站核岛电气设备设计和建造规则》(RCC-E)等；

5.2 仪控设备安全级别不同

核电仪控设备按用途和功能分为安全级(1E)和非安全级(NC)两大类。在发生事故时和事故后为保护公众所需的所有仪控设备为安全级，安全级以外的设备属于非安全级。按此标准，核电DCS包括安全级DCS设备和非安全级DCS设备，而火电DCS只包括非安全级DCS设备。

5.3 系统体系结构不同

火电站一个单元机组DCS采用炉、机、电一体化控制。核电站一个单元机组分为三个子系统：核岛DCS(1E级)、常规岛DCS(NC级)、辅控岛BOP-DCS(NC级)。结束语

根据日本福岛事故后核电安全检察结果，即将出台的《核电安全规划》提出，国内未来新上核电项目要按照国际先进标准设计下一代核电站，在核电技术设备上要全面引进包括AP1000（美国西屋公司独创的先进非能动压水堆）和EPR（法国阿海法公司研发的欧洲压水堆）在内的第三代核电技术，同时要求尽量新上大容量设备，安全指标和质量标准均比《核电中长期发展计划》要求更高。另外从能源地理结构上看，近期我国东部将限制火电审批，将以核能发电取而代之，“十二五”期间将形成山西等五大综合能源基地加上中东部以兴建核电为主的“5+1”能源格局。所以，核电和火电在我国当前的能源结构都是不可缺少的，与之配套的火电DCS与核电DCS也将互相借鉴、取长补短、共同获得良好的发展。

第四篇：核电与核辐射

切尔诺贝利核电站目前封锁的区域为周边30公里。也有人说切尔诺贝利事故的影响范围是1000公里，即使是这样广州距离福岛为3000公里，也没有什么好担心的。上海距福岛约1950公里，中国最近的为吉林和黑龙江交界区域，差不多1000公里。

大亚湾核电站采用的是“压水堆”技术，多一层安全保障。日本福岛核电站建于60年代，采用的是“沸水堆”技术，核泄漏风险高一些。目前专家预测福岛不会像切尔诺贝利核泄漏那样恐怖，即便往最坏处打算，广州那么远，其实也没必要太担心。

第五篇：火电建设与环境保护

火电建设与环境保护

摘要：近年来，环境问题已经成为影响国计民生的一大突出问题，治理污染源是解决环境问题的根本措施。在诸多可控的污染源中，火电厂对环境的影响尤为突出。因此，国家对火电厂的选址等有着严格的规定，环评在火电厂项目立项中也有着举足轻重的地位。同时，在火电厂运营过程中，对其排放物，也有相应的规定使其对环境的影响达到最低。本文将根据现行的规定，分析火电厂的建设对生态环境造成的影响，并给出一些建议。

一、我国环境现状

根据2014年环境保护部发布的《2014年中国环境状况公报》，我国大气环境取得了较大的改善，SO2年均浓度范围为6～82微克/立方米，平均为32微克/立方米，同比下降20.0%，达标城市比例为89.2%，同比上升2.7个百分点；NO2年均浓度范围为16～61微克/立方米，平均为42微克/立方米，同比下降4.5%，达标城市比例为48.6%，同比上升9.4个百分点；PM10年均浓度范围为42～233微克/立方米，平均为105微克/立方米，同比下降11.0%，达标城市比例为21.6%，同比上升6.7个百分点；PM2.5年均浓度范围为23～130微克/立方米，平均为64微克/立方米，同比下降11.1%，达标城市比例为12.2%，同比上升8.1个百分点。在公报中同时指出，在今后的环境治理过程中，集中治理工业企业污染并实施节能减排低碳发展，落实国务院办公厅印发的《2014-2015年节能减排低碳发展行动方案》。

二、火电建设面临的环保形势

1、国家投资体制改革对火电建设的影响

2004年7月9日，国务院下发了国务院关于投资体制改革的决定（以下简称决定），在决定中提出了，谁投资、谁决策、谁收益、谁承担风险的原则。同时决定还指出，要改革项目审批制度，落实企业自主投资权。在决定中还规定，火电站由国务院投资主管部门核准；热电站中的燃煤项目由国务院投资主管部门核准其余项目(燃油、燃气热电站)由地方政府投资主管部门核准。根据以上规定，投资体制改革后的火电项目在环境影响报告书的审批时间和环境影响报告书的审批结果上，发生了变化。改革前，火电项目需要先立项，而后进行环评，并且因为环评是在立项之后，环评结果对项目的约束，收效甚微。如果环评否定了项目，实际上也就否定了项目立项部门的审批结果，因此，在不少地方，环评实际上就是走过场。改革后的环评基本上没有障碍，真正体现了“环保一票否决制”。

此外，投资体制改革后，环评单位所承受的风险增大了。因为，建设项目可能因为环评结果而被否定，但在现有条件下，环评单位做完了环评工作，但几乎没有可能收回环评费用。同时，如果环评单位否定了项目，也会关系到环评单位的声誉，如何使环评单位放心的去对项目的环保问题进行评估，直接决定了环评结果的准确性与科学性。

2015年3月，环保部下放火电站等7项建设项目环评审批权。环保部近两年已下放三十多项环评审批权限，环保部门已达成一致，环评审批权下放是必然趋势。在其看来，环评是重要的环境保护手段，但环境保护不能仅仅依靠环评。环评审批权下放，改变原来行政的方式，是为了刺激新经济的增长。从长远看，一定会创造更健康的经济运行环境。不仅如此，随着“史上最严”环保法的实施，及绿色GDP考核要求，地方政府也不会“任性”通过污染项目。

2、国家政策对火电建设的影响

截至2014年底，全国火电装机9.16亿千瓦，占全部装机的67.4%。随着经济进入新常态，面对资源和环境的双重约束，尤其是雾霾加剧，火电行业面临越来越多的困难和挑战。国家陆续出台《大气污染防治行动计划》、《火电厂大气污染物排放标准》、《煤电节能减排升级与改造行动计划》和《水污染防治行动计划》等。环保政策堪称“史上最严”，且新政频出，导致企业环保的边际成本持续增大。目前，新建燃煤电厂供电煤耗要求低于300克标准煤/千瓦时，大气污染物排放浓度以燃机排放限值为标准，京津冀、长三角、珠三角等区域禁止审批除热电以外的燃煤发电项目。与此同时，现役煤电机组节能降耗的空间越来越小，节能与减排间的矛盾也在加大。

电厂厂址及附属设施位置的选择必须符合国家环境保护法规的要求。《大气污染防治法》、《水污染防治法》、《噪声污染防治法》、《固体废物污染防治法》、《城市规划法》、《自然保护区条例》、《风景名胜区管理暂行条例》等法规禁止建设或影响的地点不得作为厂区、灰场、供水管线、铁路或公路专用线使用。从目前在环评审批过程中被否定的项目来看, 大多是厂址不符合法规要求, 因此建设单位在前期厂址选择和确定过程中,应咨询有关人员的意见, 而不应仅仅考虑技术和经济因素。

除了法规要求外, 国家有关部、委、局还会根据需要颁布部门规章, 对火电项目的厂址提出要求, 也是建设单位在前期厂址选择过程中应考虑的。国家发展和改革委员会及国家环境保护总局联合发布的关于加强燃煤电厂二氧化硫污染防治工作的通知(环发[2003 ]159 号)要求, 大中城市建成区和规划区, 原则上不得新、扩建燃煤电厂。在实际执行过程中, 如厂址位于规划的工业区或能源基地, 可适当放宽;如建设热电联产机组, 并替代小锅炉, 也可以适当放宽。但总的说来, 都属于严格审批对象, 对于改、扩建电厂要容易一些。

我国火电厂环保存在问题及原因分析

1、投资决策主体与企业运作主体不能实现责、权、利的结合。一方面投资决 策主体缺少投资决策的自我约束机制。另一方面，企业运作主体接受投资项目 后，责任目标不明确，尤其对投资的保值增值目标模糊，加之缺乏有效的激励 和竞争机制，使得一些环保项目上起来轰轰烈烈，真正运行起来却不能很好地 实现环保目标，更谈不上实现环境与经济的奴赢”。由此造成的后果是投资积 极性受挫，资金浪费严重，环保工作成了电厂的包袱。

2、环保投资主体的单一制约了环保产业的发展。环保投资是一项长线投 资，资金运作周期长，环保产业投资效益不可能在短期内予以实现和回报，不 能实现滚动开发。另一方面历年来环保欠账较多，而社会对环保的要求越来越 高，环保投入必须逐年加大。据报道，国外发达国家火电厂环保投资占整个火 电厂投资的 20%以上，而我国目前投资比例只达到 5%左右，由此可见环保资金 需求量相当大。如此巨额投资需求，如果只靠各级财政和金融部门贷款支持加 上企业自身积累的资金，根本无法适应国家对环保的发展需要。只有充分利用 多种融资方式，更多地利用社会资金，完善谁投资谁收益制度，才能从根本上 解决投资不足的问题。

3、环保产业从业人员素质低，经营管理思想落后，环保技术和环保产业市场 化进程缓慢，傍主业思想制约了环保事业的发展。火电厂环保除实现对竺废” 的综合治理外，分流主业人员，解决待业青年和职工家属的安置问题也是电力 部门投资一环保产业的重要原因。与此相对应，环保企业人力资源配置相对主 业薄弱。

4、环保企业产品单一，技术含量低，形不成拳头产品。70 年代末开始，火电 厂环保产业陆续建立，但时至今日，其产品仍停留在初级产品上。以火电厂环 保产业最大的热点—粉煤灰综合利用为例，有的厂仍然停留在卖灰的层次上，产品没有升级，市场没有扩展。提高火电厂环保产品的科技含量是火电厂环保 产业发展的根本保障。但目前火电厂环保部门维持自身经营尚且困难，根本谈 不上投资科技创新。

我国火电厂环保的改进措施

1、投资模式多元化。目前火电厂环保产业的投资实行以企业自筹为主、政府投 资和银行贷款为辅的方式。由于火电企业电力供求关系发生了变化，电力经营 困难，而电费政策又没跟上，火电厂没有更多资金对环保投资。而实现环保投 资多元化可对环保产业的发展提供充足的资金支持。其中股份合作制将是环保 产业的主要发展模式。股份合作制企业由于其独特的优势能充分调动劳动和资 本的两方面积极性，产权关系明晰，权利与义务平衡;同时有利于吸收社会资金 以解决环保资金不足的问题，促进环保企业的发展后劲。

2、火电厂环保企业的范畴将进一步扩大。估计今后的火电厂环保企业将不再是 传统意义上的三废的处理和利用，其投资领域将进一步扩大。环保机械制造、环保饮用水、建材行业将是投资的首选。将来排污治污收费制度完善以后，火 电厂利用其先进的治污设施可以参与对社会污染物的治理，以实现资源的共享 和环保投资的最大收益。靠近城郊的电厂在这方面具有更大的优势。

3、以企业为主体的科技创新将是环保企业腾飞的动力。产业要发展离不开科技 进步。科技进步离不开社会对科技的投入。但对企业来讲，自身对科技的投入 更有目的性和针对性，更能开发出适应市场的产品，能够永保科技创新的活 力。

4、跨电厂的松散型环保产业集团形成。当各个电厂自己的环保产业达到一定的 发展阶段，环保产业集团就会应运而生。这是因为环保产业到一定规模后其对 资金、人才、技术、市场的要求就越高，对资源的共享愿望也越强烈。环保产 业集团产生后，可以集中优势资金、技术、人力资源实现企业更高层次的发 展。总之，我国火电厂环保目前仍存在着诸多困难，但是，随着我国经济的不 断发展，国力的不断增强，国家会有更多的资金投入到火电厂环保当中来，同 时，我国高校和科研单位要积极探索环保方法和对策，多于国外环保专家探讨 解决之道，尽快解决我国火电厂环保问题。我相信，随着国家越来越重视环保 问题以及一系列环保政策的出台，火电厂环保问题的解决会面临绝好的改进机 会。可以预见，未来的火电厂环保事业不再是电厂里的配角，它将是火电厂新 的经济增长点。

一个国家的产业政策是随着经济、社会和技术的发展而不断调整的, 我国火电项目的产业政策也在不断的调整之中。节能降耗将是我国一项长期坚持的政策, 火电项目应主要建设大容量、高参数、低煤耗、环保节能型的 600 MW 及以上超临界和超超临界机组,而且应尽可能降低水耗指标。即使是供热机组, 也要尽可能建设 300 MW 及以上的抽凝式发电供热机组,300 MW 以下的供热机组应选用背压式机组, 真正实现/ 以热定电0 的运行方式。同时鼓励发展洁净煤及综合利用发电技术。

严格遵循国家要求

火电厂污染治理的基本要求首先应满足达标排放，使其环境影响符合环境功能及质量标准要求，同时还要贯彻清洁生产、节约用水、总量控制原则。因此《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2003）是火电建设项目污染治理的最基本要求，标准执行较长时间后，由于技术与经济的进步以及环境需求，可能在新的标准修订前，国家环境保护总局等部门会出台相关文件对污染治理提出要求。具体来看，应当符合如下两个方面的要求：一是火电项目的厂址选择要符合法规、部门规章、发展规划、环境功能等多方面要求，且这些要求近年来变化很快，因此项目建设单位应及早咨询，以免造成较大的前期损失。二是火电厂污染治理的基本要求首先应满足达标排放，使其环境影响符合环境功能及质量标准要求，同时还要贯彻清洁生产、节约用水、总量控制原则。另外，火电厂建设项目的具体污染治理措施还应符合《火力发电厂设计技术规程》、《火力发电厂环境保护设计规定》、《火力发电厂废水治理设计技术规程》、《火力发电厂除灰设计技术规程》、《火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定》等行业设计规程。

强化常规改善措施

目前火力发电厂以实施的环保措施如下：（1）煤尘飞扬的抑止：减少运送燃煤途中，所产生的煤尘，使环境不再受二次污染。（2）低氮氧化物的控制：利用一种可控制流量的装置，分火式的燃烧器，使燃烧器能在缺氧及低温环境下运转，因燃料中与空气中的氮不易与氧反应，而减少排气中氮氧化物。（3）排烟的处理：共有三种步骤，也即静电集尘器、高烟囱、排烟脱硫设备。（4）煤灰的处理：采用灰浆管道，将底灰、粗灰，剩下的飞灰，送至灰塘，筑堤填海造新生地。（5）温排水的处理：利用海水降温冷却后排出。（6）总合废水处理系统：废水导入综合处理设备集中处理，使水质符合国家排放标准，用于火电厂绿化及煤堆洒水抑尘。

提高能源转换效率

一是提升既有机组效率。以传统火力的临界燃煤机组为例，其净化效率在36%以下，也就是说若将100吨煤炭投入锅炉燃烧，仅36吨煤炭转换成电力由电厂输出，其余64吨则由烟囱排放、海水带走及厂内发电辅助设备所耗用。欲提高电力输出比例，则必需改善发电设备，但受限机组寿命、投资经济效益等等因素，因而根据现有机组所能提升的效率有限。二是兴建高效率机组。复循环机组的效率可达46%～55%间（根据所在位置、在电力系统中所扮演的角色、机型、机龄、燃料热值等而有所不同），以燃烧用天然气为主，根据相同热值单价比较，天然气远高于煤炭。根据台电公司实际每供一度电，复循环机组之发电成本约为燃煤机组的2.3倍，故台电公司以复循环机组供电，并无利润可言，且供电愈多亏损愈大。故若以经济效益及现实之企业经营角度评估，除非调高电价，否则不是可行的策略。起临界燃煤火力机组较亚临界汽鼓式燃煤机组可有高约5%的效率，故未来新建燃煤机组理所当然应列为优先选择的机组型式。

选用含碳元素较低的气体燃料

CO2的减排除源头减排外，迄今并无商业化的末端减排设备，而源头减排的方式也基本可概括为提高能源转换效率和选用含碳元素较低的气体燃料两种。天然气相较重油与煤炭而言，相同发电量所排放的CO2量最低，故属较干净的能源，但天然气发电成本远高于燃煤发电，因而若以纯经济效益角度评估，天然气发电仍难以得到推广。因此，应当将经济与环保诉求进行有效的结合，并加大技术创新力度，确保含碳元素较低的气体燃料使用的经济性。小结

火力电厂的生产活动和排放却制造了许多污染，如废气、废液、噪音和电磁波等，威胁我们的生活和居住环境，特别是空气污染物质，其最主要的污染物为SO2、CO2、碳氢化合物、悬浮微粒（PM10、PM2.5、PM1）、NOx及CO等，威胁着居住在周边的居民和环境。火力电厂周边环境95%的SO2来自于发电厂燃料的燃烧，而SO2可能造成人类呼吸道系统的刺激，也造成了周边居民蔬果种植的污染及损失。经济与环保在很多时候是难以兼顾的两议题，火力发电肩负供电重任，却也背负着对环境造成冲击的责任，在当前核能开发不易且带来另类环保问题及再生能源尚未能取代火力发电的大环境下，每一位公民均应有节约能源、有效使用能源的共识。当今大环境下只有电力需求成长舒缓，才能减少化石燃料的使用量，对环境的冲击才得以改善，而从事火力发电任务的从业人员，也应时时以提高能源转换效率、降低线路损失为工作目标，共同为减少化石燃料使用量而努力。