当前，节能减排、低碳经济已是国际社会关注的焦点。基于中国一次能源的蕴藏总量中，煤炭占了将近90% 的现实，中国超过10 亿千瓦的发电总装机容量中，煤电占比接近70%，发电量超过75%。在未来相当长的一段时期内，煤电作为中国电力主要部分的事实难以改变。
为尽可能提高中国火电的整体效率，得益于国际上超临界及超超临界技术已趋于成熟的有利条件，从2004年起，中国政府一方面每年关停约1000 万千瓦单机容量低于200MW 的纯凝汽式高耗能机组，另一方面采用引进技术并国产化的方式，将新建火电机组的主要机型全面转为600 ～ 1000MW 的超临界和超超临界机组。
上海外高桥第三发电厂(以下简称外三电厂)工程，是中国首批1000MW 超超临界项目之一，共建设两台机组。工程于2005 年7 月开工建设，两台机组分别于2008年3 月和6 月先后建成并投入商业运行。在项目建设中，业主方在项目的设计、设备选型、施工和调试、启动和运行等各个环节，开展了一大批优化和技术创新，全面提升了机组的整体性能，在投产时的机组性能试验净效率达45.03%(循环冷却水温19℃)，远远超过了设计水平和同期同类机组。投产当年，在平均负荷率仅为74% 的情况下，平均运行净效率达42.73%。在整个电力行业引起了极大反响。
在机组投产后，业主方并没有放慢创新的步伐，进一步研发了包括“零能耗脱硫”“节能型全天候脱硝”等在内的一系列重大节能减排新技术，并通过每年机组检修的机会予以实施，从而使两台机组的效率和环保水平每年都能显著提高。2009 年和2010 年，在负荷率为74% ～ 75% 的情况下，全厂年平均运行净效率分别上升为43.53% 和43.97%;2011 年，机组实际运行净效率再次跃升为44.5%(含脱硫、脱硝)。这标志着推算至额定工况，目前机组的净效率(含脱硫及脱销)已达46.5%以上。这相当于在机组投产后所开展的一系列技术创新，又将其在投产时的高水平基础上再向前推进了一代。
外三电厂主设备概况
1，锅炉
上海电气集团引进德国Alstom技术;塔式，一次再热，分离器内置，螺旋水冷壁，滑压运行，单炉膛四角切圆燃烧，露天布置，平衡通风，固态排渣煤粉锅炉。
2，汽轮机
上海电气集团引进Siemens 技术;1000MW 单轴、四缸四排汽、双背压汽轮发电机组。凝汽式火电厂效率提升常规途径及限制现代火力发电厂的基本系统极其相似，只要热能动力学理论没有太大的变化，火电厂的基本设计、系统设置和设备选型等都不可能有颠覆性的变化。通常一旦机组的主要参数确定，机组的效率也就基本定型。
对于凝汽式火电厂，通常的提升效率的途径有：
(1)提高蒸汽参数(温度、压力)。但这受材料技术的限制，当前的最高水平为600℃ /620℃，压力为28 ～ 30MPa;而尚在研究中的700℃计划，预计10 年内还看不到商业化的前景。
(2)降低汽轮机排汽参数。如丹麦 Nordjlland 电厂3 号机组，411MW 二次再热超超临界机组，利用10℃冷却水温，背压降至惊人的2.3 kPa。但这受汽轮机排汽面积、排汽湿度、末级叶片长度及自然条件等的限制。
(3)增加再热次数。目前最普及的是一次再热，而二次再热技术虽能提高效率，但由于其系统复杂，投资增加较多，性价比颇受争议，目前采用者很少。
(4)提高锅炉效率。主要通过降低过剩空气系数及排烟温度等措施，目前部分烟煤锅炉的设计效率已达95% ～ 95.2%，但这受到燃尽率及燃用煤种，特别是煤含硫量的限制。
(5)提高汽轮机效率。近年来，汽轮机的叶形研究并无显著进展，缸效率的提高趋于收敛。然而，取消调节级并采用滑压运行已成为超(超)临界机组提高运行效率的重要措施。
(6)增加汽轮机抽汽级数及提高给水温度。这受汽轮机抽汽口的设置及锅炉水冷壁材料等的限制。
外三电厂机组节能减排的主要技术
对于已经建成的电厂，包括设备选型已经完成的新建电厂，上述的这些提升效率的常规手段均已不可操作。要切实提升现有技术平台下的电厂效率，必须进一步深入分析，从设备和系统中寻求降低各类相关损失的可能，最终达到提升机组整体效率的目的。
锅炉
排烟损失及回收技术
众所周知，锅炉的各项损失中，排烟损失约占全部损失的80%，因此，如何降低该项损失是极具吸引力的课题。此外，引风机和脱硫增压风机做功致使烟气焓和温度上升，其温升最高可达10℃左右，颇为可观。不过，锅炉排烟温度的绝对值较低，一般在130℃左右甚至更低，可资利用的有用能有限。由于烟气中含有SO2，安装SCR 脱硝装置后还会增加SO3 及硫酸氰胺，余热回收装置易出现表面凝结硫酸露，这会对换热器产生强腐蚀，同时烟气中的飞灰极易粘在结露的换热器表面，碱性的烟灰与硫酸露结合后呈水泥状，极难清除。这种情况持续发展甚至可以使烟道的通风能力严重下降。德国在解决这类问题方面作了有益的探索，采用耐酸塑料管材制作换热器。但是，由于塑料的换热系数很低，制成的换热装置非常庞大，造价昂贵。据悉，日本采用了钢制换热器回收烟气余热，但为防止结露，烟气温降有限，且燃煤的含硫量需严格控制。
中国的动力煤蕴藏量丰富，但含硫量较高且不稳定。此外，作为发展中国家，投资要考虑性价比，故上述两种方案均难以借鉴。
通过深入研究，我们改变解题的角度，从而破解了这一难题。其基本思路是通过专门的控制措施尽可能不让换热器表面结酸露，辅之以换热器低温段的钢材具备一定的耐酸性，并将其置于增压风机与脱硫塔间的低尘区域，既能防止磨损，又降低了积灰和堵塞的风险，还兼顾了引风机、增压风机做功致烟气焓的回收。换热器采用鳍片管以提高换热效率。余热回收工质为低压加热器间的凝结水，被加热的凝结水减少了低压缸抽汽，降低了汽轮机的热耗。
两台机组的脱硫烟气余热回收系统分别于2009 年6月和10 月先后投入运行，至今运行情况良好。经多次检查，腐蚀情况甚微，寿命影响可以忽略。性能试验表明，该套装置的投产，使机组的效率上升了0.4%，脱硫塔喷水降低45t/h。
空预器密封技术
回转式空预器是当今大型锅炉的通用配置，外三电厂采用的是转子回转式，转子直径17m× 高2.5m。设计漏风率<5%，一年后<6%。
转子回转式空预器虽有很多优点，但其转子在运行中会出现“蘑菇型”非线性变形，动静间隙较难控制，这导致其漏风率较大。漏风会导致两个后果，一是各相关风机的总风量增大，功耗相应增加，其功率增量约与漏风率的三次方正相关;二是致空预器换热效率下降，导致排烟损失增加，锅炉效率下降。
为降低空预器的漏风率，我们研究开发了一种“全向柔性密封技术”，这种密封装置是以不改变原有设备结构为前提，在径向、轴向和环向均加装了磨损率可控的接触式柔性密封，利用其柔性特点补偿动静间隙的非线性变化，从而使漏风率显著降低。应用该技术后，额定工况下的厂用电率降至3.5% 以下(包括脱硫、脱硝)。与此同时，锅炉热风温度也明显上升，相应提高了锅炉热效率。该项创新提升了约0.29% 机组效率。
锅炉的节能启动系列技术
大型超(超)临界机组的启动，需要消耗大量的水、电、油、煤、蒸汽等资源，时间长，且这一阶段的风险远远高于机组正常运行时期。为防止粘性油烟对除尘装置的污染，纯燃油及煤油混烧阶段不宜投除尘器，从而又显著增加了这一阶段的污染物排放量。
通过对国内外直流锅炉不同启动方式以及相应的优、缺点和存在问题的深入研究，我们在理论上取得了一系列的重大突破。在此基础上，对传统的机组启动方式进行了全面的颠覆和创新，研究并设计出了一整套全新的启动技术，取得了卓有成效的成果。如：
(1)不启动给水泵、静压状态下的锅炉上水及不点火的热态水冲洗。这种水冲洗技术不用启动给水泵，也不用点火加热，节约了大量的燃料和厂用电，并且操作简单，可控性好。由于冲洗的水温高，且整个被冲洗受热面内的冲洗介质均处于汽水两相流，极大地改善了冲洗效果。
(2)直流锅炉蒸汽加热启动和稳燃技术。采用这一启动技术后，耗油量下降了一个数量级以上。该方法不仅将锅炉由原来的冷态启动转为热态启动，并且使烟风系统的运行条件更优于热态启动，极大地改善了锅炉的点火和稳燃条件，创造了最低断油稳燃负荷<20%BMCR的纪录，显著提高了锅炉的启动安全性。
(3)取消炉水循环泵的低给水流量疏水启动。这一技术大大简化了启动系统和运行控制，提高了安全性和可靠性，减少了启动损失，同时仍具有常规带炉水循环泵锅炉的极热态启动时间短，损失小的特点。
新启动技术成功应用后，整个启动操作过程明显简化，时间大为缩短，启动能耗大幅降低，特别是厂用电及点火助燃用油呈数量级下降，而安全性则得到显著提高。目前，不论机组处于何种状态，包括冷态启动在内，从锅炉的点火至发电机并网，时间可控制在120 分钟以内。耗油小于10 ～ 20 吨，耗电8 万度，耗煤200 吨(含加热蒸汽)。