外高橋第三發電廠

上海外高橋電廠位於上海市浦東新區，廠址位於長江三角洲前緣的河口濱海沖積平原，為長江入海口地段的南岸，其西北側為黃浦江與長江口匯流地段。重要建築物選擇鋼管樁，輸煤系統等建築物選擇預應力混凝土管樁(PHC樁)，循泵房、局部距已有建築物近的地段選用鑽孔灌注樁，一般性建築物根據荷載和沉降控制要求，選用碎石樁或水泥土攪拌樁複合地基方式進行淺地基處理。

電廠一期和二期工程裝機容量分別為4×300MW國產亞臨界機組和2×900MW進口超臨界機組，並分別於1993年和2004年建成。電廠三期(現稱“上海外高橋第三發電廠” )為擴建工程，建設2×1000MW國產超超臨界燃煤機組，同時配套建設煙氣脱硫設施，第一台機組預留脱硝場地和條件，第二台機組與本工程同步建設煙氣脱硝裝置 ^[1]  。

鍋爐為上海鍋爐廠有限責任公司生產的超超臨界參數變壓運行螺旋管圈水冷壁直流爐，單爐膛、一次中間再熱、採用四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態排渣、全鋼懸吊結構塔式、露天佈置燃煤鍋爐。 ^[1] 

採用帶循環泵的啓動系統，一路疏水至再循環泵，另一路接至大氣擴容器中。48只直流式燃燒器分12層佈置於爐膛下部四角(每兩個煤粉噴嘴為一層)，在爐膛中呈四角切圓方式燃燒。鍋爐點火採用高能電弧點火裝置，二級點火系統，由高能電火花點燃輕柴油，然後點燃煤粉。

過熱器汽温通過煤水比調節和兩級噴水來控制。再熱器汽温採用燃燒器擺動調節，一級再熱器進口連接管道上設置事故噴水，一級再熱器出口連接管道設置有微量噴水。尾部煙道下方設置兩台轉子直徑16400mm三分倉受熱面旋轉容克式空氣預熱器。爐底排渣系統採用機械出渣方式。

汽輪機採用上海汽輪機廠有限公司生產的超超臨界、一次中間再熱、凝汽式、單軸、四缸四排汽汽輪機。

高壓缸採用單流圓筒型汽缸積木塊(H30)，該高壓缸為沒有水平中分面的圓筒型高壓外缸，加上小直徑轉子可大幅度降低汽缸的應力，提高了汽缸的承壓能力，其設計進汽壓力為27MPa，進汽温度為600℃。高壓缸共14級，採用了小直徑多級數、全三維變反動度葉片級、全周進汽的滑壓運行模式等。高壓缸帶抽汽口。為了提高額定負荷及部分工況下的經濟性，採用了補汽技術，在額定工況整個高壓缸已基本處在閥門全開狀況。 ^[2] 

中壓缸積木塊(M30)也是典型的反動式結構。低壓缸採用雙流積木塊(N30)，汽缸為多層結構，由內外缸、持環和靜葉組成，以減少缸的温度梯度和熱變形。低壓軸承、內缸通過軸承座直接支撐在基礎上。

發電機為上海汽輪發電機有限公司生產的水氫氫冷卻、無刷勵磁汽輪發電機。 ^[3] 

⑴ 制粉系統：每台鍋爐配置6台SM29/18型中速磨煤機，當燃用設計煤種時5台運行、1台備用。

“外三”工程採用的SM29/18為該系列磨煤機中最大。

⑵ 煙風系統：一次風由2×50%動葉可調軸流式風機提供，經空氣預熱器預熱後進入中速磨煤機。二次風由2×50%動葉可調軸流式送風機提供，經空氣預熱器預熱，經鍋爐前、後牆風箱進入爐膛。為了減少NOx的排放，從鍋爐的熱二次風管道引出風管作為燃盡風，經CCOFA、SOFA燃燒器送入爐膛。

煙氣由2×50%靜葉可調軸流式引風機從爐膛內抽吸，經電除塵器(運行除塵效率≮99.7%)及脱硫系統由240m高鋼製雙內筒集束煙囱(兩爐合用)排入大氣。

⑶ 主蒸汽、再熱蒸汽及旁路系統：主蒸汽及再熱蒸汽系統採用單元制。為了協調機爐運行，防止管系超壓，改善整機啓動條件及機組不同運行工況下帶負荷的特性，適應快速升降負荷，增強機組的靈活性，實現FCB功能，每台機組設置一套高壓和低壓兩級串聯汽輪機旁路系統。高壓旁路容量按100%BMCR設置，低壓旁路容量按65%(相對主蒸汽流量)設置。高壓旁路能取代鍋爐安全門的作用。

由於高壓旁路距離主汽門較遠，因此設暖管管道，自靠近汽機接口處的主蒸汽管道接至冷段主管。

⑷ 抽汽系統：機組採用八級非調整抽汽(包括高壓缸排汽)。除氧器還接有從再熱冷段系統經減壓後的蒸汽，用作啓動加熱和低負荷穩壓及防止前置泵汽蝕的壓力跟蹤。為防止除氧器超壓，冷段至除氧器的減壓閥具有機械強制關閉功能，符合歐洲相關標準中作為負安全閥的要求。

⑸ 給水系統：配置1×100%容量汽動泵，泵與主機的負荷相匹配，系統簡單、操作和調節比較方便。

取消了常規的啓動和備用功能的電動給水泵。為了滿足鍋爐啓動時低流量上水和補水，在汽動給水泵出口配置調節旁路，用來在汽動給水泵最低轉速時調節給水流量。設置3台單列卧式U形管高壓加熱器。

⑹ 凝結水系統：系統採用2×100%容量凝結水泵，一用一備。機組配有疏水冷卻器。疏水冷卻器為表面式熱交換器，用以利用7、8號加熱器的疏水熱量，提高機組熱循環效率。

⑺ 加熱器疏水系統：正常運行時，每列高壓加熱器的疏水均採用逐級串聯疏水方式，即從較高壓力的加熱器排到較低壓力的加熱器，A6號高壓加熱器出口的疏水疏入除氧器；A4低壓加熱器正常疏水接至A3低壓加熱器，然後通過2台100%容量互為備用的加熱器疏水泵引至A3低壓加熱器前凝結水管道，減少熱源損失，提高電廠熱經濟性。

除了正常疏水外，各加熱器還設有危急疏水管路，將疏水直接排入凝汽器立管經擴容釋

壓後排入凝汽器。除危急疏水之外，對於A8、A7高加另設至除氧器的疏水，經逆止閥、疏水調節閥、隔離閥接至除氧器，以儘可能地回收熱量。

⑻ 電氣系統：“外三”工程中、低壓廠用電系統採用單元制的接線方式。廠用電電壓分為：10.5kV、3.15kV和400V三個電壓等級。與外高橋二期相同。

⑼ 儀表與控制系統：“外三”工程採用DCS實現單元機組爐、機、電集控，控制室佈置機組操作員站、公用操作員站、網控操作員站、值長站、大屏幕顯示器、閉路電視監視器等設備。單元機組的發變組、高、低壓廠用電源及電氣公用設備監控納入DCS。鍋爐吹灰系統、循泵房、脱硝儲氨、雨水泵房、廠區配電裝置等採用DCS遠程I/O站，在集中控制室監控；另外，鍋爐本體金屬壁温也採用遠程I/O站。各輔助生產系統採用PLC加上位機監控。

設置水(凝結水精處理、化學取樣、爐內加藥系統)、煤、灰三個控制室，三個控制點聯網。在集中控制室預留全廠輔助生產系統操作員站的位置。兩台機組煙氣脱硫系統吸收區設備合用一套獨立的DCS，設置一個就地控制室；脱硫公用系統按二期、三期統一設置一套公用DCS，在石膏脱水樓設置一個控制室。

主廠房佈置採用常規的四列式佈置方案，佈置順序依次為汽機房—除氧間—煤倉間—鍋

爐房，爐後依次佈置：送風機及一次風機—電除塵器—引風機—煙囱—脱硫系統吸收區。

廠區採用傳統的三列式佈置方式。主廠房位於二期廠區東側，A排與二期主廠房A排對齊，考慮到施工對二期循環水管的影響，經與施工單位協調，確定主廠房固定端距二期主廠房105.6m，二者之間有二期循環水管溝、本工程循環水管溝和虹吸井、二期廠區道路通過。電廠新建3.5萬噸級(兼顧5萬噸級)煤碼頭一座，佈置在原規劃位置。

“外三”工程同步實施煙氣脱硫，脱硫島佈置在煙囱後，第二台鍋爐同時建設脱硝設施，制氨設施佈置在二期廠區與三期煤場之間。

“外三”工程充分利用老廠已有設施，500kVGIS配電裝置在二期的屋內配電裝置上擴建，石灰石制粉、石膏脱水設施集中佈置在老廠灰庫區，雨水泵房、廢水設施、供氫站和點火油庫等，不再新建。

⑴ 在充分吸取外高橋電廠二期2×900MW超臨界機組成功實踐經驗和華能玉環電廠主設備技術談判經驗的基礎上，採用了技術成熟的塔式鍋爐、SIEMENS單軸反動式四缸四排汽的機型以及歐洲慣用的100% 容量/帶安全功能的高壓旁路，構成了一整套符合先進引進技術規範的主設備和主系統配置，調試時成功實現了FCB功能。

FCB不但對電網和電廠的安全運行有其實際價值，而且可以減少機組誤停，減緩温差應力，降低能耗。尤其對於大容量超超臨界機組來説，可最大限度地減少鍋爐啓停次數、防止高温蒸汽氧化和固體顆粒侵蝕(S.P.E)。

⑵ 以機組長期運行經濟性為前提條件，選擇機型、機組蒸汽參數。

①機型：對預節流調頻(外二工程900MW機型)和帶補汽閥調頻(玉環1000MW機型)這兩種無調節級的滑壓運行機型進行了比選，為兼顧一次調頻與滑壓運行經濟性，選用了開啓點參數優化後的補汽閥調頻-滑壓運行機型。

②參數：在玉環1000MW機組選型及參數選擇工作的基礎上，結合當地全年平均冷端温度運行圖分析，將補汽閥開啓點選定為TMCR工況，以保證在全年的1000MW及以下工況可不開補汽閥；為了充分利用SIEMENS機組的模塊設計，同時又能使其在較低冷卻水温度運行工況下，與額定功率對應的汽輪機運行初壓又不至於過低而影響到循環效率，將本工程主蒸汽的初壓定為了27MPa，較國內其他幾個百萬千瓦機組的參數為高，進一步提高了機組的熱經濟性。

⑶ 再熱蒸汽系統壓降的優化：通過對再熱蒸汽管道的設計優化，將再熱蒸汽系統的壓降從國內現行設計規範中的10%高壓缸排汽壓力降到7%，機組熱耗可下降18kJ/kWh。

⑷ 冷端温度及背壓的優化：根據全年冷卻水温運行圖，將本工程冷卻水温選定為19℃，與此對應的汽機設計背壓從4.9kPa/5.29 kPa下降到3.86 kPa /4.88 kPa，熱耗可下降19 kJ/kWh。

⑸ 高度重視超超臨界機組在長期運行中所存在的高温蒸汽氧化和固體顆粒侵蝕(S.P.E)這一突出的技術難點，除了機組選型、旁路容量、機組甩負荷工況保護系統的設計進行優化，還在主蒸汽管路終端設了20% BMCR附加旁路的完善化設計措施。

⑹ 借鑑於原有臨爐加熱的理念，創造了“直流鍋爐蒸汽加熱啓動法”這種全新的鍋爐啓動方式。機組冷態啓動時的給水温度從傳統的90℃～100℃提高到180℃～240℃，為此設計了專用的鍋爐加熱系統及新的機組啓動操作程序。

據電廠介紹，試驗時間鍋爐啓動質量流量從傳統的30%BMCR降為15%BMCR；由於啓動期間鍋爐水動力工況的改善及水冷壁啓動流量大幅度降低等原因，啓動期間不再使用爐水循環泵，這也為簡化和優化直流鍋爐啓動系統提供了寶貴經驗；由於鍋爐在點火時爐膛已被均勻加熱至相當的温度，使通常的冷態啓動變成了熱態和熱風啓動，因此，啓動階段的廠用電率大幅下降，只有外二的約1/5。點火油槍燃燒工況明顯改善，可以提前投電除塵器，使啓動過程更加符合環保要求 ^[2]  。

⑺ 給水系統中，在國內百萬級機組上首次採用了單台100% 容量的汽動給水泵，小汽機自帶小凝汽器。

國內目前已經投運的百萬等級火力發電廠有外高橋第二發電廠(汽機島由Siemens總承包)，給水泵配置為2×50%汽動給水泵和1×40%啓動/備用給水泵；華能玉環電廠配置為2×50%汽動給水泵和1×25%啓動/備用給水泵；鄒縣電廠四期配置為2×50%汽動給水泵和1×30%啓動/備用給水泵；泰州一期配置為2×50%汽動給水泵和1×30%啓動/備用給水泵。國際上已運行的百萬等級機組中，日本電廠多采用2×50%汽動給水泵方案，歐洲電廠都採用1×100%容量汽動泵，但電動給水泵的配置絕大多數為2×40%以上容量帶液力耦合器的調速電動給水泵。

配2×50%容量汽動泵，優點是一台汽動泵組故障時，備用電泵自動啓動投入後仍能帶90%負荷以上運行，對機組負荷影響較小。正是基於可靠性高的優點，日本百萬等級電廠的汽泵全部採用2×50%容量，而且該配置在國內百萬等級電廠以及其他300MW、600MW亞臨界、超臨界電廠廣泛採用。

配1 ×100%容量汽動泵，單泵在機組40～100%負荷範圍，泵與主機的負荷相匹配，系統簡單、操作和調節比較方便。從“外三”工程的設備價來看，1×100%容量汽動給水泵與2×50%容量汽動給水泵的價格相當，但給水泵主泵、前置泵、給水泵汽輪機效率較高是100%容量方案的一項重要優勢，僅就“外三”工程汽動給水泵主泵來説，100%容量給水泵較50%容量給水泵效率高2%左右。以汽動給水泵組(含小汽機、前置泵)效率相比，效率將提高5%以上。

⑻ 在國內百萬級機組上，首次取消了啓動/備用電動給水泵，節省了工程投資。電動給水泵主要的功能是機組啓動和備用，其容量的選擇主要考慮在啓動過程中滿足鍋爐的啓動要求，並能和鍋爐本體配置的啓動循環泵一起滿足鍋爐最小直流負荷的要求。從節約工程投資的角度，並考察和參考了美國8台1000MW等級電廠多年運行情況和使用經驗，最終決定取消電動給水泵。為了滿足鍋爐啓動時低流量上水和補水，在給水泵出口配置調節旁路，用來在給水泵最低轉速時調節給水流量。

⑼ “外三”工程為百萬千瓦等級機組國內首次配套100% 容量的單列卧式U形管加熱器，使之達到簡化系統，節省投資，降低熱耗的目標。

“外三”工程中高壓加熱器的投標方案有三個，分別為蛇形管式高壓加熱器、雙列U型管式、單列U型管式高壓加熱器。

蛇形管式高壓加熱器在目前世界上屬於技術比較領先的設備，適用於百萬等級的大型發電機組，但由於價格昂貴，無法適應“外三”工程投資預算。

雙列U型管式高壓加熱器具有成熟的設計、製造和運行經驗， 外高橋二期工程2×900MW機組的高加就是一個成功的例子。單列U型管式高壓加熱器具有系統簡單、運行操作方便、廠房投資和設備的一次投資均能顯著下降，而且有利於其他輔助設備的靈活佈置(例如給水泵組等)。為了謹慎起見，業主組織專家對單列高加進行了評審，確保了國產單列卧式U形管加熱器的成功運行。

⑽ 在充分吸取外高橋電廠二期2×900MW超臨界機組成功實踐經驗的基礎上，選擇了高壓汽源引入除氧器，按照SIEMENS設計準則，配置符合歐盟標準的所謂“負安全閥”，結構上具有安全功能，萬一在正常運行時誤開該閥，只要除氧器壓力升高閥門即能可靠自動閉鎖。

⑾ 充分吸取外高橋電廠二期2×900MW超臨界機組成功實踐經驗，按照SIEMENS設計準則，主蒸汽、再熱蒸汽和汽機本體管道的疏水閥門控制模式由我國通常採用的以機組負荷控制改變為以管道上下壁温控制，大大減少了熱源的損失，提高了機組經濟性，機組容量越大，優越性越大。

⑿ 充分吸取外高橋電廠二期2×900MW超臨界機組成功實踐經驗，按照SIEMENS設計準則，對加熱器逐級疏水系統進行優化。增加了#1、#2高加到除氧器的疏水管道，另外，#5、#6低加疏水用疏水泵打入到凝結水系統而不是排入冷凝器，以儘可能的回收熱量，提高機組的熱經濟性。

⑴ “外三”工程中所實現的多項技術創新和設計優化，經過電廠運行實踐證明是成功的，性能考核各項指標都優於設計值，且處於國內領先水平，可供其他工程參考。

⑵ “外三”工程中所實現的多項技術創新和設計優化，是對現行火電廠設計規範、設計標準和傳統的設計理念的突破，是以業主為主導、設計院及各參與方共同大力協作的結果，是通過深入考察研究、反覆科學論證、不斷優化方案來實現的，值得在今後工程建設中借鑑。

⑶ 我國發電裝機容量和年發電量已位居世界第2位，電力裝備已達到國際水平，廣泛採用了高參數、大容量的超超臨界發電技術，大大有利於“節能減排”和環境保護。然而，如何進一步提高超超臨界機組電站的熱經濟性和降低發電煤耗的課題已擺在我們面前，讓我們共同努力 ^[3]  。