华能海门电厂
华能海门电厂2号1036MW机组振动故障诊断及处理
要］ 针 对华 能海 门电厂 ２号 １０ ６ＭＷ 机 组试 运行 过程 先后 发 生油膜 涡动 、 静碰 摩 、 流 ３ 动 汽
激振 及发 电机 转子轴 振 超标 等 问题 ， 绍 了诊 断过 程 和 处理 措 施 。 中压 转 子 突发 低 频 介
振 动 为油膜 涡动 所 致 ， 静碰 摩 造成 转子 热 弯 曲也 是 引起 中压 转子 振 幅增 大的 原 因 ， 动 而
ｌ ｇｉ ｐｃ ｉ ，ｍ ａ ｔ—ｒ ｂ ｉ ｇ ｂ ｔ ｅ ｏ ａ ｌ ｎ ｔ ｔｏ ａ ｙ ｐ ｒ ｓ ｓ ｅ ｍ ｌ ｗ ｘ ｉｅ ｉ ｒ ｔ ｎ， ｓ ｗｅ ｌａ ｎ ｕ ｂ ｎ ｅ ｗｅ ｎ ｍ ｖ ｂ ｅ ａ ｄ ｓ ａ ｉ ｎ ｒ ａ ｔ ， ｔ ａ ｆｏ ｅ ｃｔ ｄ ｖ ｂ ａ ｉ ａ ｌ ｓ ｏ ｓ ａ ｔ ｖ ｂ ａ ｉｎ ｏ ｅ ｅ ａ ｏ ’ ｏ ｏ ｘ ｅ ｄ ｎ ｈ ｅ ｔ ｎ ａ ｄ ｅ ｃ ｈ ｖ ｕ ｃ ｓ ｉ ｅ ｙ ａ ｐ ａ ｅ ｔ ｅ ｄ — ｈ ｆ ｉ ｒ ｔ ｆｇ ｎ ｒ ｔ ｒ Ｓ ｒ ｔ ｒ ｅ ｃ ｅ ｉ ｇ ｔ ｅ ｓ ｔｓ ａ ｄ ｒ ｔ ． ａ ｅ ｓ ｃ ｅ ｓｖ ｌ ｐ ｅ ｒ ｄ， ｈ ｅ ｏ ｔ ｉ ｄ ｄ ａ ｎ ｓｓ ｐ ｏ ｅ ｓ ａ ｄ ｄ ｓ ｏ ａ ａ ｕ ｅ ｅ ｎ ｒ ｓ ｎ ｅ ． ｅ ｓ ｄ ｅ ｌ ｐ ｅ ｒ ｄ ｌ ｗ —ｆ ｅ ｕ ｎ ｙ ａ ｌ ｉｇ ｏ ｉ ｒ ｃ ｓ ｎ ｉｐ ｓ ｌｍｅ ｓ ｒ ｓｂ ｉ ｇ ｐ ｅ ｅ ｔ ｄ Ｔｈ ｕ ｄ ｎ ｙ ａ ｐ ａ ｅ ｏ ｅ ｒｑ ｅ ｃ ｖ ｂ ａ ｉ ｎ ｏ Ｐ ｒ ｔ ｒｉ ｕ ｏ ｏ ｌｆｌ ｗｈ ｒｉ ｇ， ｈ ｈ ｒ ａ ｅ ｄ ｎ ｆｒ ｔ ｒ ｒ ｓ ｌｅ ｒ ｍ ｍ ｐ ｃ — ｉ ｒ ｔ ｆＭ ｏ ｏ ｓ ｄ ｅ ｔ ｉ ｉ ｏ ｍ ｉｌ ｎ ｔ ｅ ｔ ｅ ｍ ｌｂ ｎ ｉｇ ｏ ｏｏ ｅ ｕｔｄ ｆｏ ｉ ａ ｔ
华能海门电厂2号机组锅炉燃烧调整试验
表 ５ 汽温 偏差 和烟 温偏 差
煤 粉 细度 比设 计 值 稍 高外 ， 它 煤 粉 细度 均 在 设 计 值 其
表 ２ 煤 质特 性
２ 燃 烧 中心 调 整
在 整套 起 动过 程 中 ， 过热 器 减温 水全 开 时 ， 如果 中
间点 温度 在正 常 范 围 ， 常 调 整 Ａ、 Ｅ、 下 两 层 制 通 Ｂ、 Ｆ
项目
收 到 基 固定 碳 ＦＧ ／ 收 到基 碳 Ｃ ／ 收 到基 氢 Ｈ ／ 收 到 基 氧 ０ ／ 收到基氮 Ｎ ／ 收到基硫 ｓ ／ 全水分 Ｍ ¨ ∞ 文 口 ／ ；
煤种 和校 核 煤种 外 ， 能 单 烧 蒙 托 煤 以及 蒙 托 煤 与 晋 还
北煤 ５ ： ０ 的混 煤 ； 用 等 离 子 点 火 ， 留燃 油 Ｏ ５ 采 保 系 统 ， 油 采用 ０号 轻 柴 油 。锅 炉 主 要 技术 参 数 见 表 燃 １ 煤质 参数 见表 ２ ｊ ， Ｌ。 １
段， 中层 和上层 的二 次 风 在 一定 程 度 上 可 以认 为 是 下
在燃 用设 计煤 种 和 ２种 校 核 煤种 时 ， 热 汽 温在 过
３ ～１ ０ Ｂ Ｏ ０ ＭＣ 再 热 汽 温 在 ５ ～ １ ０ Ｂ Ｒ、 ０ ０ ＭＣ Ｒ
负荷 范 围 时 ， 保 持 稳 定 在 额 定 值 ， 差 不 超 过 ± ５ 应 偏 ℃ 。炉膛 出 口同一 标高 烟道 两侧对 称 点 间的烟 温偏 差
Ｅ—ｍａ ｌ ｉ： ｘ ｃ ｅｇ ｏ ｇ ｇ ｄ ｙ ｃｇ ｃ ｕｈ ｎ ｈ ｎ ＠ ｄ ｋ ． ｓ．ｎ
循环水系统介绍
6. 确认循泵电机各轴承温度正常，线圈温度，冷却水流量正常。
7. 向循环水母管注水排气，同时检查控制油泵出口油压应稳定在 14.5～17.0MPa之间。
8. 注水排气完毕（选择首台模式时延时1800S），检查出口压力＞ 0.08MPA后开足循泵出口蝶阀，就地检查循泵出口压力正常, 调节 凝汽器循环水出水门,维持循环水母管压力。
阀。
3.
循环水压力供水管采用一机一管，管材采用预应力钢筒砼(音：同，义：混凝土）管，并采用“牺牲阳
极＋表面封闭涂层”的联合防腐措施。
4.
供水流程：电厂机组冷却水采用单元制海水直流供水系统，海水通过自流引水明渠引水至汽机房前循环
水泵房, 经循环水泵升压后向机组供水。循环水温排水则利用明渠引向电厂的煤码头防波堤北端、即龙
9. 检查循泵及循环水出水母管自动放气门动作正常[ 3] 10.凝汽器水室空气放尽后,关闭所有放空气门。 11.对闭冷器海水侧进行注水排气，投入闭冷器海水侧运行。 12.将循泵房内排水坑全部排污泵投自动。
13.确认循环水系统各旋转滤网、冲洗水泵、耙草机及排污泵已投自 动。
14.将循泵阴极保护电源送电，投入循泵阴极保护系统。 15.循环水母管压力大于0.2 MPa时，将备用泵投入备用或根据需要
6. 检查循环水系统内所有电动门已调试完成，且已送电，并检查所有 阀门状态正确。
7. 确认机组闭式冷却水系统已投运，检查冷却水压力正常，开启循泵 冷却水进、回水门，投入循泵电机空气冷却器冷却水。
8. 检查循泵电机上轴承油位、油质、油温正常。检查循泵电机下轴承 油脂加注正常。
9. 检查循泵电机两个冷却风机已投入运行正常。[1]
蝶阀联锁关闭。循环水泵允许堵转运行（即出口阀关闭），运 行时间不得超过10秒。循环水泵与电动机采用可调节的刚性连
华能海门电厂超超临界机组水-水换热器的选型
中水 一水换热 器的选型论证 ，详细分析 管壳式换 热 器与板 式换热 器的结构特 点、技 术性 能、经济效益 ，可为相
似３ 程的水 一水换热器的选型提供 参考。 － ．
关键词 ：水一 水换 热器；管 壳式换热 器；板式换热 器；选型
中 图分 类 号 ：Ｔ ２ ３ ３ Ｋ ２ ． 文 献标 志码 ：Ｂ
维普资讯
第 ２ 卷 第 １ 期 （ ） ２ ２０ 年 １ ０７ ２月
广 东 电 力
ＧＵＡＮＧＤ０ＮＧ Ｅ ＥＬ ＣＴＲＩ ＯＷ Ｅ ＣＰ Ｒ
Ｖｏ１２ ） ． ２ ． （ Ｎｏ １
Ｄ ｅ ． ０７ ｃ ２０
文章 编 号 ：０ ７２ ０ ２ ０ ）２（ ３ —４ １０ —９ Ｘ（０ ７ １－０ ８０ ）
华能海 门电厂位 于汕头市 潮 阳区海 门镇 东南 角 洪洞村 ，西北 向距 潮 阳 区约 ８ ｋ ｍ，东 北 向距 离 汕
由于结 构 紧凑 、重 量 轻 、高 传 热 效 率 ， 目前 对 它
的应 用 日益 增 长 。本 文 结 合 海 门 电 厂 招 标 情 况 ， 对管 壳 式换 热 器 及 板 式 换热 器 进 行 比较 ，并 提 出 选 型参 考 意见 。
华 能海 门 电厂 超 超 临界 机 组水一 换 热器 的选 型 水
邓成 刚
（ 东省 电 力设 计 研 究 院 ，广 州 ：换 热 器是 使 热 量 从 热 流 体 传 递给 冷流 体 ， 以 满 足 规 定 的 ３ 艺要 求 的 一 种 装 置 。 通 过 闭 式 循 环 冷 却 水 系 统 － ．
发 电机组 中采用 的 水一 水换 热 器 属 于 问 壁 式 、 金属 材料 热 交换 器 。 问壁 式 热 交 换 器 是指 冷 、热
最新中国十大火电厂排名,第一名毫无争议!
最新中国十大火电厂排名，第一名毫无争议！电力微招聘环保电力最专业的电力技术交流平台关注根据中国火电企业100强排名，火力发电行业公司排行榜前十名分别是（截至2017年底）内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司、浙江浙能嘉兴发电有限公司(浙江浙能嘉华发电有限公司)、广东国华粤电台山发电有限公司、国电第一发电有限公司(国电浙江北仑第三发电有限公司)、安徽淮南平圩发电有限责任公司、华电国际电力股份有限公司电厂/华电邹县发电有限公司、华能沁北发电有限责任公司、神华国华(漳州)发电有限公司(后石发电厂)、浙江国华浙能发电有限公司(宁海电厂)、华能国际电力股份有限公司海门电厂。
以下是火力发电行业公司排行榜详情：1. 内蒙古内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司内蒙古大唐国际托克托发电有限公司成立于1995年11月，由大唐国际发电股份有限公司、北京能源投资(集团)有限公司、内蒙古电华能热电股份有限公司三家企业共同组建。
2. 浙江浙江浙能嘉兴发电有限公司(浙江浙能嘉华发电有限公司)嘉兴发电厂是一座位于中国浙江嘉兴的巨型火力发电企业，现装机容量达500万千瓦，是浙能集团旗下装机规模最大的发电公司。
3. 广东广东国华粤电台山发电有限公司神华广东国华粤电台山发电有限公司成立于2001年3月28日，由中国神华能源股份有限公司出资广东国华粤电台山发电有限公司成立于2001年3月28日，由中国神华能源股份有限公司出资80%，广东省粤电集团有限公司出资20%组建。
4. 浙江国电第一发电有限公司(国电浙江北仑第三发电有限公司)北仑发电厂又称为北仑港发电厂，坐落在浙江省宁波市北仑区新碶镇，紧靠杭州湾，分三期建成，总装机容量500万千瓦。
2002年，被中国电力行业主管部门授予“国际一流”称号，是全国仅有的两家获得这一荣誉称号的发电企业之一。
5. 安徽安徽淮南平圩发电有限责任公司安徽淮南平圩发电有限公司位于淮河北岸的平圩镇，隶属于中国五大电力集团之一中国电力投资集团公司。
华能海门电厂设计优化探讨
华能海门电厂设计优化探讨范永春;杨小华【摘要】对华能海门电厂2×1 000 MW机组的汽轮机、锅炉设备、环保设备、煤灰系统、电气仪表、土建、主厂房布置、总平面布置采取了一系列的创新优化措施,在确保机组安全运行的基础上,有效提高了机组的效率,降低了工程造价和运行费用.【期刊名称】《广东电力》【年(卷),期】2010(023)005【总页数】6页(P50-54,69)【关键词】汽轮机;锅炉;煤灰系统;电气仪表;主厂房;平面布置【作者】范永春;杨小华【作者单位】广东省电力设计研究院,广东,广州,510663;广东省电力设计研究院,广东,广州,510663【正文语种】中文【中图分类】TM621.1;TU271.1华能海门电厂位于广东省汕头市潮阳区海门镇洪洞村，电厂规划容量6×1 000 MW，一期建设4×1 000 MW，本工程先建设2×1 000 MW，即2台1 000 MW国产超超临界燃煤发电机组(三大主机采用东方电气集团公司产品)。
工程于2006年底开工，1号机组于2009年6月底正式投产。
大容量、高参数的1 000 MW超超临界发电机组具有发电效率高、污染物排放少、发电运行成本低等优点，已经成为各大发电集团近年火电技术发展的重点，但我国1 000 MW超超临界机组建设尚处于起步阶段，与国外先进机组相比，在各方面都有一定的差距。
本项目建设初期，并没有受当时国内同类型在建项目设计思路的影响，而是立足工程自身特点，在对国内外同类型机组进行大范围调研以及与主机设备厂深入交流的基础上，对工程设计进行了全方位的论证和大胆的创新优化。
1.1 汽轮机和锅炉结合汽轮机炉和锅炉的启动特点，汽轮机设置容量为35%的一级汽轮机大旁路，满足机组启停要求。
旁路减温水采用凝结水，以节省高压管材和阀门[1]。
根据日本1 000 MW超超临界机组相关设计规范，在满足国内规程要求[2]和确保系统安全的前提下，按5 min锅炉最大连续蒸发量(boiler maxi-mum continuous rating, BMCR)来设计除氧器贮水箱。
华能海门电厂1000MW机组日立锅炉典型控制策略介绍
三、控制系统和主要控制策略介绍
1.
协调控制系统概述： 2）汽包炉中，汽包把汽水流程分为加热段、蒸发段和过热段，三段受
热面的位置和面积是固定不变的，在给水流量变化时，仅影响汽包水位， 不影响蒸汽压力和温度。而燃烧量变化时仅改变蒸汽流量和蒸汽压力， 对蒸汽温度影响不大，因此给水、燃烧、蒸汽温度控制系统是可以相对 独立的，可以通过控制给水流量、燃烧率、喷水流量分别控制汽包水位、 蒸汽流量和蒸汽压力、温度。而直流锅炉没有汽包，直流状态下又没有 炉水小循环回路，给水是一次性流过加热段、蒸发段和过热段的，三段 受热面没有固定的分界线。当给水流量及燃烧量发生变化时 ，三段受热 面的吸热比率将发生变化，锅炉出口温度以及蒸汽流量和压力都将发生 变化，因此给水、气温、燃烧系统是密切相关的，不能独立控制，应该 作为整体进行控制。 3）直流炉在锅炉启动、停炉和最低直流负荷以下运行期间为了避免过热 器进水，为水冷壁的安全运行提供足够高的工质重量流速和尽可能回收 工质及其所含的热量，使启动更容易，设有启动系统。直流锅炉启动系 统由汽水分离系统和热量回收系统两部分组成。在低负荷时处于湿态运 行，当负荷升高后转入干态运行。控制系统要适应锅炉运行方式的要求， 保证过程参数的稳定。 4）从控制系统输入输出的角度看，通常将协调控制系统作为三输入、三 输出的控制系统，输入包括压力、负荷、温度，输出包括给水、燃料、 调门开度，参数间有强耦合性，因此各控制子系统相互关联，综合考虑， 保证调节过程中能量平衡与物料平衡。
Auto
Hand
Auto/ Hand
Auto/ Hand
Auto/ Hand
Boiler follow
Hand
Auto
Auto
Auto
Auto
MW tracking
华能广东分公司简介
公司简介
华能国际电力股份有限公司广东分公司管理两个大型火力发电厂，即华能汕头电厂和华能海门电厂。
华能汕头电厂装机容量120万千瓦，先后分两期建设，一期工程先建设两台30万千瓦亚临界燃煤汽轮发电机组，于1996年底建成投产。
二期工程建设一台60万千瓦国产超临界燃煤发电机组，已于2005年10月建成投产。
华能海门电厂一期2台（1、2号机组）100万千瓦发电机组，已于2006年12月开工，2008年四季度投产；另外2台（3、4号机组）100万千瓦发电机组将连续开工建设。
华能海门电厂是华能国际电力股份有限公司广东分公司下属电厂，位于广东省汕头市潮阳区海门镇洪洞村，依山傍海，规划建设6*1000MW超超临界燃煤机组，首期建设4台1000MW机组，1，2号机组已于2010年3月份投产，有效的缓解了粤东地区的用电紧张；3、4号机组也在紧张的施工中。
华能海门电厂是华能国际继玉环电厂后的又一百万机组电厂，建成后必将为广东电网的稳定供应提供有力的保障。
华能集团所属电厂
华能汕头燃机电厂- 电厂简介
公司简介：华能汕头燃机电厂位于汕头市东北郊赤窖村北面，韩江支流梅溪河西侧，厂区占地面积46.8亩。
该厂是全国第一座投产的大型燃气蒸汽联合循环电厂，总装机容量10.3万千瓦，由法国ALSTHOM公司供货。
该厂由华能国际电力股份有限公司全资拥有。
该厂是全国第一座投产的大型燃气蒸汽联合循环电厂，总装机容量10.3万千瓦，由法国ALSTHOM公司供货。
该厂由华能国际电力股份有限公司全资拥有。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
1 概述1.1 工程简况1）项目名称：华能海门电厂一期1号、2号机组（2×1000MW）工程2）项目地址：广东省汕头市潮阳区海门镇洪洞村3）项目规模：规划容量6×1000MW，一期建设4×1000MW，本工程建设2×1000MW。
4）资金来源：本工程由华能国际电力股份有限公司独资建设，资本金占动态总投资的25%，其余资金采用国内商业银行贷款。
5）建设进度：本工程拟定于2006年12月土建正式开工，1号机组于2009年6月正式投产，2号机组于2009年9月正式投产。
6）机组类型及年利用小时：国产1000MW超超临界燃煤机组，年利用小时：5500小时。
1.2 主设备概况1.2.1 锅炉超超临界一次中间再热变压运行螺旋管圈燃煤直流炉，单炉膛全钢悬吊结构倒U型露天布置，燃用可结渣性的烟煤，燃烧器共六层煤三层油、前后墙对冲喷燃布置方式，平衡通风，固态排渣。
采用二级点火方式（高能点火点燃轻柴油，由轻柴油再点燃煤粉）或一级点火方式（等离子直接点燃煤粉，轻柴油用于低负荷助燃）。
主要性能参数（BMCR）如下：最大连续蒸发量：3033 t/h再热蒸汽流量：2470 t/h主汽压力：26.15 MPa （g）主汽温度：605 ℃再热蒸汽（进/出口压力）： 4.91/4.66 MPa（g）再热蒸汽（进/出口温度）：349.5/603 ℃汽温调节方式：过热蒸汽采用三级喷水减温方式调温，再热汽温主要通过调节锅炉尾部烟道挡板的开度来实现，再热器入口管道内备有事故喷水。
1.2.2 汽轮机超超临界，一次中间再热，四缸四排汽，高中压分缸、双流低压缸，单轴凝汽式汽轮机。
主要性能参数（额定工况）如下：额定功率：1036.499 MW额定转速：3000 r/min主蒸汽压力：25 MPa主蒸汽温度：600 ℃主蒸汽流量：3033 t/h高压缸排汽压力：5.946 MPa高压缸排汽温度：362.9 ℃再热蒸汽流量：2470.332 t/h再热蒸汽进口压力： 4.578 MPa再热蒸汽进口温度：600 ℃凝汽器压力：5.7 kPa调节方式：数字式电液控制系统1.2.3 发电机水-氢-氢冷却方式汽轮发电机，自并励静止励磁。
主要性能参数（额定工况）：额定功率：1036.499 MW（对应THA工况）最大功率： 1089.866 MW（发电机具备能力，对应 VWO工况）额定电压：27 kV短路比： 0.53额定功率因数：0.9（滞后）工作氢压：0.52 MPa保证效率： 99%1.2.4 主要工艺系统特点1）主蒸汽和再热蒸汽均采用单元制系统，分别由锅炉过热器和再热器出口联箱两侧引出，送入汽机房进入汽轮机高压缸和中压缸。
汽机设有高低压串联两级旁路系统，旁路容量为30%MCR。
2）给水系统采用2台50%容量汽动调速给水泵，每台汽动调速给水泵配有一台定速电动机拖动的前置泵。
每台机组设有1台30%容量电动调速给水泵，作为启动用，前置泵与主泵用同一电机拖动。
在锅炉给水操作平台处设有两路给水管，主路不设调节阀，正常运行时给水的调节通过控制给水泵的转速来实现，旁路上设置一个容量为25%B-MCR给水调节阀，供启动和低负荷时使用。
3）风烟系统：采用平衡式通风系统，送、引风机（各2台）均采用动叶可调轴流风机，并备有稀油站。
空气预热器（2台）为三分仓容克式空气预热器。
除尘器（2台）为四电场静电除尘器。
4）制粉系统：采用中速磨煤机（6台），冷一次风机正压直吹式制粉系统。
5）回热系统：回热系统为三高加、四低加、一除氧。
除氧器采用全滑压运行方式。
6）循环水系统：采用单元制三台33.33%容量循环水泵，海水直冷供水方式。
1.3 设计范围本工程热工自动化专业的投标设计范围主要是对新建国产的2×1000MW机组及辅助系统装设一整套包括检测显示、模拟控制、开关控制、信号及联锁保护等功能的监控设备和厂级自动化系统，以确保机组的安全、经济运行。
设计范围包括：1）锅炉本体及其辅助系统；2）汽机本体及其辅助系统；3）发电机本体及其辅助系统；4）辅助车间控制：a. 循环水系统；b. 循环水处理（制氯）系统；c. 压缩空气系统；d. 除灰除渣系统；e. 淡水供应系统；f. 锅炉补给水处理系统；g. 凝结水精处理系统；h. 废水处理系统；i. 制氢系统；j. 助燃油系统；k. 启动锅炉系统。
5）全厂闭路电视监视系统；6）厂级自动化系统；7）热工自动化试验室2 热工自动化水平及集控室布置电厂控制水平是仪表和控制装置完成生产过程自动化的程度、是控制方式、控制系统功能及配置、机组可控性和运行管理方式等多方面的综合体现，是以保证机组的安全和经济运行为目标。
2.1 热工自动化水平2.1.1 厂级自动化系统本工程拟设置厂级监控和管理信息系统，该系统由厂级监控信息系统（SIS）和厂级管理信息系统（MIS）组成。
厂级监控信息系统（SIS）设有与各单元机组的分散控制系统（DCS）、辅助系统控制网（BOP）及电网监控系统（NCS）的网络通讯接口，收集和处理工艺系统生产过程数据，同时通过与厂级管理信息系统（MIS）连接的数据通讯接口，向其提供所需的全厂生产过程信息。
从而实现全厂生产过程的统一管理，优化管理，提高全厂安全、经济运行的水平。
2.1.2 机组热工自动化水平 [注: Binary Output Program]本工程安装的2×1000MW国产超超临界燃煤发电机组是按带基本负荷考虑，但考虑电网建设规模及发展，机组将具有较好的调峰性能，能适应两班制或夜间低负荷运行，能在冷态、温态、热态、极热态几种方式启动和升负荷，并有“快速减负荷（RUNBACK）”的能力，可在定压和滑压方式下运行。
本工程为单元制机组，拟采用机、炉、电集中控制方式。
网络控制设在机组集控室内，不再设置专用网络控制室。
辅助车间通过辅助车间控制网（BOP），实现在机组集控室集中控制。
单元机组以分散控制系统（DCS）作为机组监视和控制的核心，由分散控制系统（DCS）实现机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、机组自起停控制（APS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、锅炉给水泵汽机控制（MEH）、锅炉给水泵汽机紧急跳闸控制（METS）、汽机旁路控制（BPC）、发电机-变压器组及厂用电控制等功能。
配以锅炉吹灰控制系统、空预器间隙调整装置、锅炉给水泵汽机监视仪表系统（MTSI）、汽机电液控制系统（DEH）、汽机紧急跳闸系统（ETS）、汽机监视仪表系统（TSI）、自动电压调节装置（AVR）和自动准同期装置（ASS）等自动化设备，对锅炉、汽机、发电机-变压器组及厂用电系统（ECS）进行控制与监视。
2.1.3 辅助车间热工自动化水平辅助车间为独立的控制系统，采用可编程控制器（PLC），拟根据其所处地理位置及与机组运行联系密切程度，通过数据通讯接口分别与机组分散控制系统（DCS）或辅助车间控制网（BOP网）连接，实现在机组集控室集中控制方式，使辅助车间具有较高的自动化水平。
就地不设控制点，只设置巡检、调试维护站。
2.2 控制系统的总体结构本工程控制系统主要由厂级监控信息系统（SIS）、单元机组控制系统及辅助车间控制系统组成。
2.2.1 厂级监控信息系统（SIS）厂级监控信息系统（SIS）是面向全厂生产过程的信息网，提供对全厂生产过程的实时监视、管理和优化。
其主要功能大致包括：厂级生产过程实时监视；负荷调度；厂级性能计算和经济分析；主机和主要辅机故障诊断；设备寿命计算和分析；设备状态检测和计算分析等。
与该网络通讯的系统除各机组的分散控制系统（DCS）外，还有各辅助车间控制系统联成的辅助车间控制网（BOP网）和其它厂级管理信息系统的网络。
主要包括： 辅助车间控制网（BOP网）；脱硫控制系统（如采用湿法脱硫系统）；电网监控系统（NCS）；厂级管理信息系统（MIS）等。
厂级监控信息系统（SIS）网是各台机组分散控制系统（DCS）及各辅助车间等控制系统的上级网络，同时，该系统为厂级管理信息系统（MIS）提供所需的关于生产过程的全部信息。
厂级监控信息系统（SIS）通过通讯网络将各个控制系统联为一体，能有效地提高全厂安全运行及技术经济管理水平。
该系统与其它系统的关系如下：1）单元机组的分散控制系统（DCS）：厂级监控信息系统（SIS）通过网关与各单元机组的分散控制系统（DCS）相连，接收单元机组的实时过程数据参数及设备状态信息，分析、判断机组运行工况，并将这些信息送到总值长站上，使值长对各单元机组运行做出决策。
厂级监控信息系统（SIS）与分散控制系统（DCS）为单向通讯方式。
2）厂级监控信息系统（SIS）与厂级管理信息系统（MIS）接口，由厂级监控信息系统（SIS）向厂级管理信息系统（MIS）提供所需要的各单元机组以及各辅助车间的有关信息。
3）电网调度系统：厂级监控信息系统（SIS）预留与电网调度系统之间的通讯接口，厂级监控信息系统（SIS）接受电网负荷调度信号，然后根据各机组运行状态，进行负荷最优分配，向各单元机组发出负荷指令，该指令采用硬接线方式连接。
4）厂级监控信息系统（SIS）设有与电网监控系统（NCS）的数据通讯接口，电网监控系统（NCS）将升压站的有关信息送至厂级监控信息系统（SIS）。
5）辅助车间控制网（BOP网）；设有与厂级监控信息系统（SIS）数据通讯接口，将主要参数及设备状态的信息送至厂级监控信息系统（SIS）。
6）脱硫控制系统：如采用湿法脱硫方式，则全厂湿法脱硫控制系统联成一独立的脱硫控制系统，在集控室内进行监控，该系统设有与厂级监控信息系统（SIS）数据通讯接口，将主要参数及设备状态的信息送至厂级监控信息系统（SIS）。
如采用海水脱硫方式，则由机组分散控制系统（DCS）控制，因为海水升压泵房位于脱硫吸收塔旁，距厂房较远，拟采用设置远程控制站的方法。
为提高可靠性，通讯总线考虑冗余设置。
7）汽机数据管理系统（TDM）：通过通讯接口将汽机有关振动分析数据送至厂级监控信息系统（SIS）。
8）当报价辅助决策系统独立设置时，厂级监控信息系统（SIS）通过网络接口将实时成本有关数据、机组运行出力有关数据及报价辅助决策系统所需的其它实时数据送至该系统，以便实现负荷预测及发电报价等功能。
2.2.2 单元机组控制系统机组控制系统由分散控制系统（DCS）和子控制系统构成。
2.2.2.1 分散控制系统（DCS）1）分散控制系统（DCS）是整个系统的核心，其控制功能的覆盖范围将尽可能广，以便充分发挥分散控制系统（DCS）的优越性，提高自动化水平，减少控制系统硬件的种类。
将由它完成机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、机组自启停控制（APS）、锅炉安全监控系统（FSSS）、给水泵汽机控制系统（MEH）、给水泵汽机紧急跳闸系统（METS）、汽机旁路控制系统（BPC）、发电机-变压器组及厂用电控制（ECS）等功能。