[科普中国]-外高桥第三发电厂

简介

上海外高桥电厂位于上海市浦东新区，厂址位于长江三角洲前缘的河口滨海冲积平原，为长江入海口地段的南岸，其西北侧为黄浦江与长江口汇流地段。重要建筑物选择钢管桩，输煤系统等建筑物选择预应力混凝土管桩(PHC桩)，循泵房、局部距已有建筑物近的地段选用钻孔灌注桩，一般性建筑物根据荷载和沉降控制要求，选用碎石桩或水泥土搅拌桩复合地基方式进行浅地基处理。

电厂一期和二期工程装机容量分别为4×300MW国产亚临界机组和2×900MW进口超临界机组，并分别于1993年和2004年建成。电厂三期(现称“上海外高桥第三发电厂” )为扩建工程，建设2×1000MW国产超超临界燃煤机组，同时配套建设烟气脱硫设施，第一台机组预留脱硝场地和条件，第二台机组与本工程同步建设烟气脱硝装置1。

三大主机⑴ 锅炉：锅炉为上海锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构塔式、露天布置燃煤锅炉。

采用带循环泵的启动系统，一路疏水至再循环泵，另一路接至大气扩容器中。48只直流式燃烧器分12层布置于炉膛下部四角(每两个煤粉喷嘴为一层)，在炉膛中呈四角切圆方式燃烧。锅炉点火采用高能电弧点火装置，二级点火系统，由高能电火花点燃轻柴油，然后点燃煤粉。

过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水来控制。再热器汽温采用燃烧器摆动调节，一级再热器进口连接管道上设置事故喷水，一级再热器出口连接管道设置有微量喷水。尾部烟道下方设置两台转子直径16400mm三分仓受热面旋转容克式空气预热器。炉底排渣系统采用机械出渣方式。

⑵ 汽轮机：汽轮机采用上海汽轮机厂有限公司生产的超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽汽轮机。

高压缸采用单流圆筒型汽缸积木块(H30)，该高压缸为没有水平中分面的圆筒型高压外缸，加上小直径转子可大幅度降低汽缸的应力，提高了汽缸的承压能力，其设计进汽压力为27MPa，进汽温度为600℃。高压缸共14级，采用了小直径多级数、全三维变反动度叶片

级、全周进汽的滑压运行模式等。高压缸带抽汽口。为了提高额定负荷及部分工况下的经济

性，采用了补汽技术，在额定工况整个高压缸已基本处在阀门全开状况。

中压缸积木块(M30)也是典型的反动式结构。低压缸采用双流积木块(N30)，汽缸为多层结构，由内外缸、持环和静叶组成，以减少缸的温度梯度和热变形。低压轴承、内缸通过轴承座直接支撑在基础上。

⑶ 发电机：发电机为上海汽轮发电机有限公司生产的水氢氢冷却、无刷励磁汽轮发电机。

主要工艺系统⑴ 制粉系统：每台锅炉配置6台SM29/18型中速磨煤机，当燃用设计煤种时5台运行、1台备用。

“外三”工程采用的SM29/18为该系列磨煤机中最大。

⑵ 烟风系统：一次风由2×50%动叶可调轴流式风机提供，经空气预热器预热后进入中速磨煤机。二次风由2×50%动叶可调轴流式送风机提供，经空气预热器预热，经锅炉前、后墙风箱进入炉膛。为了减少NOx的排放，从锅炉的热二次风管道引出风管作为燃尽风，经CCOFA、SOFA燃烧器送入炉膛。

烟气由2×50%静叶可调轴流式引风机从炉膛内抽吸，经电除尘器(运行除尘效率≮99.7%)及脱硫系统由240m高钢制双内筒集束烟囱(两炉合用)排入大气。

⑶ 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统：主蒸汽及再热蒸汽系统采用单元制。为了协调机炉运行，防止管系超压，改善整机启动条件及机组不同运行工况下带负荷的特性，适应快速升降负荷，增强机组的灵活性，实现FCB功能，每台机组设置一套高压和低压两级串联汽轮机旁路系统。高压旁路容量按100%BMCR设置，低压旁路容量按65%(相对主蒸汽流量)设置。高压旁路能取代锅炉安全门的作用。

由于高压旁路距离主汽门较远，因此设暖管管道，自靠近汽机接口处的主蒸汽管道接至冷段主管。

⑷ 抽汽系统：机组采用八级非调整抽汽(包括高压缸排汽)。除氧器还接有从再热冷段系统经减压后的蒸汽，用作启动加热和低负荷稳压及防止前置泵汽蚀的压力跟踪。为防止除氧器超压，冷段至除氧器的减压阀具有机械强制关闭功能，符合欧洲相关标准中作为负安全阀的要求。

⑸ 给水系统：配置1×100%容量汽动泵，泵与主机的负荷相匹配，系统简单、操作和调节比较方便。

取消了常规的启动和备用功能的电动给水泵。为了满足锅炉启动时低流量上水和补水，在汽动给水泵出口配置调节旁路，用来在汽动给水泵最低转速时调节给水流量。设置3台单列卧式U形管高压加热器。

⑹ 凝结水系统：系统采用2×100%容量凝结水泵，一用一备。机组配有疏水冷却器。疏水冷却器为表面式热交换器，用以利用7、8号加热器的疏水热量，提高机组热循环效率。

⑺ 加热器疏水系统：正常运行时，每列高压加热器的疏水均采用逐级串联疏水方式，即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器，A6号高压加热器出口的疏水疏入除氧器；A4低压加热器正常疏水接至A3低压加热器，然后通过2台100%容量互为备用的加热器疏水泵引至A3低压加热器前凝结水管道，减少热源损失，提高电厂热经济性。

除了正常疏水外，各加热器还设有危急疏水管路，将疏水直接排入凝汽器立管经扩容释

压后排入凝汽器。除危急疏水之外，对于A8、A7高加另设至除氧器的疏水，经逆止阀、疏水调节阀、隔离阀接至除氧器，以尽可能地回收热量。

⑻ 电气系统：“外三”工程中、低压厂用电系统采用单元制的接线方式。厂用电电压分为：10.5kV、3.15kV和400V三个电压等级。与外高桥二期相同。

⑼ 仪表与控制系统：“外三”工程采用DCS实现单元机组炉、机、电集控，控制室布置机组操作员站、公用操作员站、网控操作员站、值长站、大屏幕显示器、闭路电视监视器等设备。单元机组的发变组、高、低压厂用电源及电气公用设备监控纳入DCS。锅炉吹灰系统、循泵房、脱硝储氨、雨水泵房、厂区配电装置等采用DCS远程I/O站，在集中控制室监控；另外，锅炉本体金属壁温也采用远程I/O站。各辅助生产系统采用PLC加上位机监控。

设置水(凝结水精处理、化学取样、炉内加药系统)、煤、灰三个控制室，三个控制点联网。在集中控制室预留全厂辅助生产系统操作员站的位置。两台机组烟气脱硫系统吸收区设备合用一套独立的DCS，设置一个就地控制室；脱硫公用系统按二期、三期统一设置一套公用DCS，在石膏脱水楼设置一个控制室。

主厂房布置主厂房布置采用常规的四列式布置方案，布置顺序依次为汽机房—除氧间—煤仓间—锅

炉房，炉后依次布置：送风机及一次风机—电除尘器—引风机—烟囱—脱硫系统吸收区。

厂区总平面布置厂区采用传统的三列式布置方式。主厂房位于二期厂区东侧，A排与二期主厂房A排对齐，考虑到施工对二期循环水管的影响，经与施工单位协调，确定主厂房固定端距二期主厂房105.6m，二者之间有二期循环水管沟、本工程循环水管沟和虹吸井、二期厂区道路通过。电厂新建3.5万吨级(兼顾5万吨级)煤码头一座，布置在原规划位置。

“外三”工程同步实施烟气脱硫，脱硫岛布置在烟囱后，第二台锅炉同时建设脱硝设施，制氨设施布置在二期厂区与三期煤场之间。

“外三”工程充分利用老厂已有设施，500kVGIS配电装置在二期的屋内配电装置上扩建，石灰石制粉、石膏脱水设施集中布置在老厂灰库区，雨水泵房、废水设施、供氢站和点火油库等，不再新建。

设计特点⑴ 在充分吸取外高桥电厂二期2×900MW超临界机组成功实践经验和华能玉环电厂主设备技术谈判经验的基础上，采用了技术成熟的塔式锅炉、SIEMENS单轴反动式四缸四排汽的机型以及欧洲惯用的100% 容量/带安全功能的高压旁路，构成了一整套符合先进引进技术规范的主设备和主系统配置，调试时成功实现了FCB功能。

FCB不但对电网和电厂的安全运行有其实际价值，而且可以减少机组误停，减缓温差应力，降低能耗。尤其对于大容量超超临界机组来说，可最大限度地减少锅炉启停次数、防止高温蒸汽氧化和固体颗粒侵蚀(S.P.E)。

⑵ 以机组长期运行经济性为前提条件，选择机型、机组蒸汽参数。

①机型：对预节流调频(外二工程900MW机型)和带补汽阀调频(玉环1000MW机型)这两种无调节级的滑压运行机型进行了比选，为兼顾一次调频与滑压运行经济性，选用了开启点参数优化后的补汽阀调频-滑压运行机型。

②参数：在玉环1000MW机组选型及参数选择工作的基础上，结合当地全年平均冷端温度运行图分析，将补汽阀开启点选定为TMCR工况，以保证在全年的1000MW及以下工况可不开补汽阀；为了充分利用SIEMENS机组的模块设计，同时又能使其在较低冷却水温度运行工况下，与额定功率对应的汽轮机运行初压又不至于过低而影响到循环效率，将本工程主蒸汽的初压定为了27MPa，较国内其他几个百万千瓦机组的参数为高，进一步提高了机组的热经济性。

⑶ 再热蒸汽系统压降的优化：通过对再热蒸汽管道的设计优化，将再热蒸汽系统的压降从国内现行设计规范中的10%高压缸排汽压力降到7%，机组热耗可下降18kJ/kWh。

⑷ 冷端温度及背压的优化：根据全年冷却水温运行图，将本工程冷却水温选定为19℃，与此对应的汽机设计背压从4.9kPa/5.29 kPa下降到3.86 kPa /4.88 kPa，热耗可下降19 kJ/kWh。

⑸ 高度重视超超临界机组在长期运行中所存在的高温蒸汽氧化和固体颗粒侵蚀(S.P.E)这一突出的技术难点，除了机组选型、旁路容量、机组甩负荷工况保护系统的设计进行优化，还在主蒸汽管路终端设了20% BMCR附加旁路的完善化设计措施。

⑹ 借鉴于原有临炉加热的理念，创造了“直流锅炉蒸汽加热启动法”这种全新的锅炉启动方式。机组冷态启动时的给水温度从传统的90℃～100℃提高到180℃～240℃，为此设计了专用的锅炉加热系统及新的机组启动操作程序。

据电厂介绍，试验时间锅炉启动质量流量从传统的30%BMCR降为15%BMCR；由于启动期间锅炉水动力工况的改善及水冷壁启动流量大幅度降低等原因，启动期间不再使用炉水循环泵，这也为简化和优化直流锅炉启动系统提供了宝贵经验；由于锅炉在点火时炉膛已被均匀加热至相当的温度，使通常的冷态启动变成了热态和热风启动，因此，启动阶段的厂用电率大幅下降，只有外二的约1/5。点火油枪燃烧工况明显改善，可以提前投电除尘器，使启动过程更加符合环保要求2。

⑺ 给水系统中，在国内百万级机组上首次采用了单台100% 容量的汽动给水泵，小汽机自带小凝汽器。

国内目前已经投运的百万等级火力发电厂有外高桥第二发电厂(汽机岛由Siemens总承包)，给水泵配置为2×50%汽动给水泵和1×40%启动/备用给水泵；华能玉环电厂配置为2×50%汽动给水泵和1×25%启动/备用给水泵；邹县电厂四期配置为2×50%汽动给水泵和1×30%启动/备用给水泵；泰州一期配置为2×50%汽动给水泵和1×30%启动/备用给水泵。国际上已运行的百万等级机组中，日本电厂多采用2×50%汽动给水泵方案，欧洲电厂都采用1×100%容量汽动泵，但电动给水泵的配置绝大多数为2×40%以上容量带液力耦合器的调速电动给水泵。

配2×50%容量汽动泵，优点是一台汽动泵组故障时，备用电泵自动启动投入后仍能带90%负荷以上运行，对机组负荷影响较小。正是基于可靠性高的优点，日本百万等级电厂的汽泵全部采用2×50%容量，而且该配置在国内百万等级电厂以及其他300MW、600MW亚临界、超临界电厂广泛采用。

配1 ×100%容量汽动泵，单泵在机组40～100%负荷范围，泵与主机的负荷相匹配，系统简单、操作和调节比较方便。从“外三”工程的设备价来看，1×100%容量汽动给水泵与2×50%容量汽动给水泵的价格相当，但给水泵主泵、前置泵、给水泵汽轮机效率较高是100%容量方案的一项重要优势，仅就“外三”工程汽动给水泵主泵来说，100%容量给水泵较50%容量给水泵效率高2%左右。以汽动给水泵组(含小汽机、前置泵)效率相比，效率将提高5%以上。

⑻ 在国内百万级机组上，首次取消了启动/备用电动给水泵，节省了工程投资。电动给水泵主要的功能是机组启动和备用，其容量的选择主要考虑在启动过程中满足锅炉的启动要求，并能和锅炉本体配置的启动循环泵一起满足锅炉最小直流负荷的要求。从节约工程投资的角度，并考察和参考了美国8台1000MW等级电厂多年运行情况和使用经验，最终决定取消电动给水泵。为了满足锅炉启动时低流量上水和补水，在给水泵出口配置调节旁路，用来在给水泵最低转速时调节给水流量。

⑼ “外三”工程为百万千瓦等级机组国内首次配套100% 容量的单列卧式U形管加热器，使之达到简化系统，节省投资，降低热耗的目标。

“外三”工程中高压加热器的投标方案有三个，分别为蛇形管式高压加热器、双列U型管式、单列U型管式高压加热器。

蛇形管式高压加热器在目前世界上属于技术比较领先的设备，适用于百万等级的大型发电机组，但由于价格昂贵，无法适应“外三”工程投资预算。

双列U型管式高压加热器具有成熟的设计、制造和运行经验， 外高桥二期工程2×900MW机组的高加就是一个成功的例子。单列U型管式高压加热器具有系统简单、运行操作方便、厂房投资和设备的一次投资均能显著下降，而且有利于其他辅助设备的灵活布置(例如给水泵组等)。为了谨慎起见，业主组织专家对单列高加进行了评审，确保了国产单列卧式U形管加热器的成功运行。

⑽ 在充分吸取外高桥电厂二期2×900MW超临界机组成功实践经验的基础上，选择了高压汽源引入除氧器，按照SIEMENS设计准则，配置符合欧盟标准的所谓“负安全阀”，结构上具有安全功能，万一在正常运行时误开该阀，只要除氧器压力升高阀门即能可靠自动闭锁。

⑾ 充分吸取外高桥电厂二期2×900MW超临界机组成功实践经验，按照SIEMENS设计准则，主蒸汽、再热蒸汽和汽机本体管道的疏水阀门控制模式由我国通常采用的以机组负荷控制改变为以管道上下壁温控制，大大减少了热源的损失，提高了机组经济性，机组容量越大，优越性越大。

⑿ 充分吸取外高桥电厂二期2×900MW超临界机组成功实践经验，按照SIEMENS设计准则，对加热器逐级疏水系统进行优化。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结水系统而不是排入冷凝器，以尽可能的回收热量，提高机组的热经济性。

总结⑴ “外三”工程中所实现的多项技术创新和设计优化，经过电厂运行实践证明是成功的，性能考核各项指标都优于设计值，且处于国内领先水平，可供其他工程参考。

⑵ “外三”工程中所实现的多项技术创新和设计优化，是对现行火电厂设计规范、设计标准和传统的设计理念的突破，是以业主为主导、设计院及各参与方共同大力协作的结果，是通过深入考察研究、反复科学论证、不断优化方案来实现的，值得在今后工程建设中借鉴。

⑶ 我国发电装机容量和年发电量已位居世界第2位，电力装备已达到国际水平，广泛采用了高参数、大容量的超超临界发电技术，大大有利于“节能减排”和环境保护。然而，如何进一步提高超超临界机组电站的热经济性和降低发电煤耗的课题已摆在我们面前，让我们共同努力3。