大亚湾核电站两台机组投入商业运行以来，常规岛的热力性能状况基本保持稳定，但也多次出现过机组热效率下降、机组不能满发的情况。每当这种情况发生，电厂即组织人力物力进行调查分析处理。由于常规岛影响机组热效率的系统、设备繁多，机组的运行状况与环境各异，调查和分析的过程往往需要一个月甚至更长的时间，从而导致人力物力的过多消耗，问题又不能及时得到解决。同时，18个月换料项目在大亚湾核电站成功实施，也对常规岛热力系统稳定高效率运行提出了更高的要求。通过监测与诊断系统及时发现热力循环设备的故障隐患，可以及时进行处理以免故障扩大而不得不停机处理。
因此，无论从实时监督、故障诊断、维修指导、技术改进等方面来看，建立一套"常规岛热力性能在线监测与
1 火电厂运行优化系统的开发与应用
火电厂运行优化系统（以下称SIS系统）是在热力性能在线监测与诊断系统的基础上逐步发展起来的。
1.1 系统构成
国内火电厂的分布控制系统（DCS系统）技术均已十分成熟，它包含了各种各样的数据，例如现场系统测点实时数据以及其他信息，也包括了热力系统性能监测与分析所需要的数据。因此，火电厂的SIS系统基本上是建立在这个系统上的。典型的系统结构如图1。
在硬件方面，运行优化系统的核心部分由数据交换机、数据采集服务器、历史数据库服务器、优化工作站服务器与WEB服务器组成。交换机之间的数据传输或通过光缆（速度快）、或通过网卡（速度一般）进行；服务器之间的传输一般通过网卡传输。软件开发的平台大部分采用WINDOWS NT，开发语言采用C++辅以VB，数据库选用ORACLE或PI等。
1.2 系统功能
火电厂运行优化系统主要为发电厂的安全稳发、成本控制、高效节能等提供真实可靠的现场实时数据与历史数据，配合科学有效的开发软件对生产过程进行分析综合以及对故障进行诊断，以指导电厂的运行与维修活动。目前该系统的主要功能集中在以下几个方面：
1.2.1 实现全厂生产过程的监视
通过采集电厂各生产过程控制系统包括DCS、DEH以及其他辅助控制系统的实时生产数据，对各生产流程进行统一的监视与查询。对生产数据进行综合处理以形成全厂生产报表。同时，通过全厂实时和历史数据库来满足管理部门快速高效地对现场过程数据进行查询与处理的要求。
1.2.2 负荷分配与调度
根据电厂与电网的合同与协议，以及电厂所制定的机组中、长期检修和运行计划，对照日负荷的预测，以最优方式安排运行机组的组合和各运行机组的运行方式。同时根据日负荷实际变化情况，结合机组主、辅系统的可用情况和经济特征值，进行优化计算，为实时优化机组的经济负荷分配和辅助系统的运行提供参考。
1.2.3 实时处理生产成本信息
通过各单元机组的DCS以及全厂辅助控制系统的信息采集，实时地将相关的生产成本信息送入实时数据库，为电价计算提供依据。
1.2.4 性能计算与分析
通过实时采集的数据或规定时间内的数据进行性能计算，包括锅炉、汽轮发电机组、凝汽器、高压加热器、低压加热器、给水泵等主要设备和系统以及整个机组的效率、损耗等，并提供性能计算的期望值与实际计算值的比较，功能较强的软件还能分析偏差产生的原因并提供改进措施建议。
1.2.5 系统自诊断与自学习
通过相关联的数据比较和分析，能自我诊断出系统本身的故障，例如传感器故障、软件计算误差。通过神经网络与记忆因子等理论，系统能判别机组运行的参数，找出区域最优点。
1.2.6 设备故障诊断
在实时数据监测与性能计算的基础上，当发现某个数据或计算参数与期望值发生偏差时，说明设备或系统存在着故障。SIS系统能够利用故障诊断技术或专家系统，分析故障产生的根本原因或最大可能的根本原因，提出设备运行与维修建议。有的系统还设计有远程监视开展远程诊断与远程技术服务，及时得到厂外专家的诊断结果与处理建议。
1.2.7 设备寿命管理
通过实时监测，系统能分析参数变化对主要设备（例如汽轮机等部件）的金属温度及其变化率的影响，从而评价设备的寿命。它可以跟踪机组起停时和大幅度负荷变化时的参数状态，并提供最佳起停方式。
1.2.8 电厂运行考核管理
系统设计了小指标和节能等统计考核指标，例如供电煤耗、汽机热耗、间接经济性指标和各种耗差统 计结果，为班组和各值的运行考核提供公平的基准依据，监督运行人员的运行操作，促进运行人员对机组的经济运行。
1.3 系统应用状况
就我们所走访的电厂以及通过网上查询、资料查阅等情况来看，普遍反映SIS的使用对机组效率的提高、设备异常的及时发现、运行班组业绩考核、机组或系统设备的性能试验、机组优化运行等作用很大。
（1）高机组效率。通过使用SIS系统，最明显的效果就是将电厂的供电煤耗降了下来，年平均供电煤耗降低了约15~20 g/kWh，大大提高了机组的发电效率，降低了生产成本。
（2）及时发现设备异常。在SIS系统运行中，能发现主蒸汽压力调整不当、高压加热器端差、凝汽器背压异常等问题。有一些软件还利用模糊理论与神经网络理论开发了锅炉系统与凝汽器系统的故障诊断子系统，虽然还处于初级阶段，但已经可以给出故障的基本信息。
（3）运行考核。SIS为班组和运行值的业绩考核提供了一个公平的基础，通过考核统计结果实施适当的奖惩，提高电厂员工的效率意识与经济运行意识。
（4）性能试验。有了SIS系统，就能很方便地进行机组整体以及系统设备的效率试验，而且SIS的功能能够及时甚至实
（5）优化运行。各个厂均利用SIS系统来寻求机组间的负荷最优分配，力求控制生产成本。最普遍的优化运行就是循环水系统，通过SIS的分析计算可以确定循环水系统的运行方式，降低厂用电率，从而降低供电煤耗。锅炉优化、调峰期间的蒸汽初压的优化也在许多电厂中应用。
2 核电厂常规岛的特点
核电厂与火电厂相比，基本的循环理论都是朗肯循环，但是还是存在很多不同之处。除了设置有许多安全和冗余设备外，在锅炉和蒸汽发生器、汽轮机、汽水分离再热器等设备上也存在着明显的不同特点。其中有些设备是核电厂所特有的。众所周知，火电厂与核电厂最大的区别在于发电的燃料不同，火电厂利用煤、石油和天然气等化石燃料，而核电厂利用核燃料来进行发电。由于核燃料的放射性及反应性控制的要求，反应堆所释放的热量不能直接传递给二回路，必须利用一回路冷却剂实现核热能到蒸汽热能之间的转移。蒸汽发生器就是为实现这一能量传递而设计的。因此，我们可以把核反应堆及其一回路和蒸汽发生器一起看作火电厂中的锅炉。
蒸汽发生器不象火电厂中的锅炉那样直接由燃烧产生的高温烟气加热，而是采用一回路高温水加热，水温受其压力的限制不可能太高，这就限制了二回路蒸汽只能是饱和状态（压力：6.63 MPa，温度：283℃）。这一特点是压水堆电厂与常规火电厂二回路的最大不同点，它也决定了核电与火电在常规岛方面的许多不同之处。
2.1 汽轮机
受初参数的影响，核电汽轮机与火电汽轮机也有很大的差别。火电机组一般有高压缸、中压缸和低压缸三部分组成，但由于核电机组的蒸汽压力低，可利用的理想焓降小，因此只有高压缸和低压缸两部分组成。为了得到机组的大功率，核电机组必须增大蒸汽的流量，这就使得核电汽轮机的流通面积比火电机组大得多，因此核汽轮机设置有三个双流道低压缸。
2.2 汽水分离再热器
汽水分离再热器是核电机组所特有的设备，其作用一是除去高压缸排汽中的水分，二是加热高压缸排汽，提高进入低压缸蒸汽的干度，使其具有一定的过热度。汽水分离再热器的加热来源一部分是高压缸的第二级抽汽，一部分是新蒸汽，因此该设备的正常工作与否对常规岛的影响很大，直接关系到机组的发电效率。由于国内常规火电厂不具有此设备，对汽水分离器的研究也较少，对于该设备的在线监测和性能考核计算将是一个难点。
2.3 参数与运行
核电厂与火电厂一样，都是根据电厂负荷需要调节"锅炉"的发热量，使得热功率与电功率相匹配。但核电厂的蒸汽参数较火电厂低得多，并且新蒸汽为饱和蒸汽，不象火电厂的新蒸汽具有很高的过热度。就大亚湾核电站而言，不象常规电厂那样参与电网的负荷调节，一般是在满功率水平运行，因此在核岛满功率水平下，如何尽可能地发掘常规岛的发电潜力、提高发电效率是非常有意义和经济价值的课题。
2.4 新蒸汽
就大亚湾核电站而言，新蒸汽由三台蒸汽发生器生产，额定工况下每台蒸汽产率为1938 m3/h，压力为68.9 bar，由于蒸汽发生器和一回路的特殊性质决定了这些新蒸汽是饱和蒸汽，并且含有一定的湿度。火电机组的新蒸汽一般压力在150 bar以上，温度在550℃左右，具有较高的过热度。由此可见，火电机组的蒸汽参数远高于核电机组参数。
核电厂新蒸汽具有一定的湿度，在蒸汽发生器出口处设计湿度为不大于0.25%，大亚湾两台机组在调试期间对湿度进行了测量，分别为0.09%和0.11%。新蒸汽通过高压缸做功后，湿度变得更大，为了低压缸的安全运行，必须对高压缸排汽进行除湿。因此核电机组设计并安装了汽水 分离再热器，提高进入低压缸蒸汽的干度。在汽轮机的设计中，也必须考虑各级之间的除湿问题，尽量地将液滴分离出去，不影响下一级的工作。火电机组新蒸汽中不含水汽，对于高压缸排汽中的水汽，一般是采用再热的方法处理，使得进入中压缸的蒸汽重新具有一定的过热度。由于核电汽轮机各级抽汽都含有水汽，对其测量非常困难，这将对常规岛给水加热器的效率计算产生很大的障碍。
