优化计量测试方法和技术
保障623℃再热汽温锅炉壁安全运行
田集电厂是淮南矿业（集团）有限责任公司和中国电力投资集团公司上海电力股份有限公司双方均股投资建设，采用“煤电一体化”模式经营的坑口电站，是“皖电东送”的首选项目，也是我国第一个建成投产的两淮亿吨级大型煤电基地的主力电厂。
一期建设容量2×630MW国产超临界燃煤发电机组，分别于2007年7月26日和10月15日投产。在全国火电600兆瓦及机组能效对标及竞赛中，电厂1号、2号机组连续6年荣获一等奖、二等奖等奖项。其运行供电煤耗在300克/千瓦时左右，已达到国产超临界机组煤耗的极致。二期扩建工程项目（2×660MW超超临界发电机组）作为国家100万千伏淮沪交流特高压示范工程的重点配套项目，分别于2013年12月22日和2014年4月28日相继投产，二期工程获得“国家优质工程金质奖”。
热控、电测试验室2015年重新建标（由地方电科院划转至地方质监局），先后完成试验室环境改造工作、试验室仪器仪表、设备升级、溯源工作，计量员培训取证工作。2016年12月份顺利通过了安徽省淮南市质量技术监督局各项技术考核，取得了9套计量标准考核证书。目前试验室管理规章制度健全、规范，各种原始记录、校验报告齐全。热控、电测实验室公配备专职、兼职检定人员20人，国家二级注册计量师4人。2018年度荣获全国电力行业“热工标杆试验室”，2018年12月份获得测量管理体系AAA认证。
623℃再热汽温锅炉壁温监视系统研究及工程应用,降低汽轮机热耗约29kJ/kWh。发电煤耗降低约1.07g/kWh，每年节约标准煤约3500吨。标煤按700元/吨计，单台机组每年节省燃煤245万元，全厂每年可节省燃煤费用约490万元。
一、背景情况
田集电厂二期2×660MW超超临界机组世界首个采用再热汽温623℃的超超临界π型锅炉，将再热汽温从603℃提高至623℃，国内已经投运或正在设计的超超临界机组，无论是660MW还是1000MW容量等级，其主蒸汽和再热蒸汽汽机侧的温度参数均为600℃，对应锅炉侧的温度，主蒸汽为605℃，再热蒸汽为603℃。锅炉侧再热蒸汽温度从603℃提高到623℃的可能性和安全性就有着非常高的要求，而作为基础，所有再热器系统测点测量的代表性与准确性尤为重要。
二、技术措施
基建过程中，充分运用计量手段,在计量上采取以下措施，保证测点的代表性与准确性。
1.改变壁温测量方式，通过设备选型提高测量精度：在壁温元件安装中，从原先的直接集热块焊接式改变为集热块加中间卡套固定式，减少烟气温度对测量的影响，更加能够正式反应管内蒸汽温度；所有温度元件全部选用等级更高的S级，大大提升测量精度。
2.增设壁温测点，为优化调整提供监视手段,为了确保在623℃下再热器安全稳定运行，通过对再热器高温受热面的壁温校核计算，调整壁温测点布置，重点对锅炉顶棚上方管屏出口段Super304H材料的管段和末再出口集箱T92管接头过渡段进行了专门的壁温监测，对原设计的38个壁温测点布置进行优化、调整，选取风险较高的和具有代表性的位置安装102个测点，实现高温再热器壁温的全方位的监测，实时监测受热面的炉内管子的管壁、汽温度分布，可指导运行进行相应运行参数的调整，为锅炉再热出口蒸汽温度623℃下安全稳定运行提供保障。
3.根据锅炉的具体结构、热力数据，结合锅炉实际运行工况，研制锅炉高温受热面壁温在线监测系统,系统具有汽壁温监测、运行指导、寿命监测、氧化皮厚度监测、氧化皮剥落预测等主要功能。系统根据受热面沿炉膛宽度方向吸热偏差系数分布情况，结合燃烧调整试验及历史运行情况，计算出相应的优化运行方式，给出运行指导建议，指导运行进行相应运行参数的调整。检修人员可以通过系统查询各受热面各监测计算点的温度分布历史、超温历史、寿命损耗以及氧化皮测厚、应力状态、寿命评估的结果，制定相应的检修工作计划。
三、具体成效
经过全面设计优化、科技创新，合理配置参数，优化系统配置，以及实际运行中的工况，为623℃再热汽温在我国的推广应用提供了有益的尝试。当再热温度从603℃提高至623℃，可降低汽轮机热耗约29kJ/kWh。发电煤耗降低约1.07g/kW·h，每年节约标准煤约3500吨，单台机组每年可取得经济效益245万元。实现了60万等级机组关键技术经济指标达到百万机组领先水平行列的历史性突破，打造出了低能耗的高效超超临界机组，引领了国内火电机组技术的发展。
四、感受体会
通过优化测点布置、增加测点数量，提高测点准确度，为我厂充分利用再热器管材裕度（最高630℃），将再热汽温从603℃提高至623℃运行奠定了坚实的数据测量基础。计划推广至磨煤机出口温度测量环节，将磨煤机正常运行温度由75℃提升至95℃，从而理论降低发电煤耗1.0g/kWh，实现单台机组年节省燃煤费用245万元。