华能玉环电厂收资报告.docx

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华能玉环电厂收资报告

华能玉环电厂收资报告

为了能尽早了解三期工程2×660MW机组设备、系统，确保三期工程能够安全、优质顺利投产，机组投产后能够稳定运行，2009年3月4日，检修部机、炉、电、热、灰水专业一行5人前往华能玉环电厂进行了专项收资，现将收资情况总结汇报如下：

一、华能玉环电厂总体情况介绍：

华能玉环电厂位于浙江省台州市玉环县大麦屿开发区，装机容量为4×1000MW超超临界燃煤发电机组，已全部投产发电。

工程由华东电力设计院承担总体设计，汽轮机由上海汽轮机有限公司制造（德国西门子公司提供技术支持）、发电机由上海汽轮发电机有限公司制造（德国西门子公司提供技术支持）、锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造（日本三菱重工业株式会社提供技术支持），主变、高厂变由天威保变有限公司制造，启备变由日本东芝公司制造。

华能玉环电厂现有在册员工约300人，检修任务中除电气二次系统（主要是继电保护）和热工DCS系统、DEH/MEH系统控制部分外，机、炉、化水、燃脱等日常维护（含C级以下检修）全部由浙江火电公司检修队伍承包，C级及以上检修任务采用对外招标方式选择检修队伍。

二、收集的主要的资料

1、各专业的检修工艺规程（热工为检修文件包）

2、机、炉、电专业的培训教材

3、工程竣工总结，包括了从建厂到投产的所有资料。

三、各专业收资情况：

3.1汽机专业：

3.1.1汽轮机概况

玉环电厂汽轮机组是由上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的超

超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机。

型号为N1000-26.25/600/600（TC4F），设计额定主汽压力26.25MPa、主汽温度600℃、再热蒸汽温度600℃，末级叶片高度1146mm。

汽轮发电机组设计额定输出功率为1000MW，保证热耗为7316kJ/kWh；TMCR功率为1000MW；VWO功率为1049.85MW。

汽轮机的整个流通部分由四个汽缸组成，即一个高压缸、一个双流中压缸和两个双流低压缸。

对应四个汽缸的转子由五个径向轴承支承，并通过刚性联轴器将四个转子连为一体，汽轮机低压转子通过刚性联轴器与发电机转子相连，组成的汽轮发电机总长度约为49m，高度约为7.75m，宽度约为16m。

汽轮机的通流部分由高压、中压和低压三部分组成，共设64级，均为反动级。

高压部分14级。

中压部分为双向分流式，每一分流为13级，共26级。

低压部分为两缸双向分流式，每一分流为6级，共24级。

汽轮机采用滑压调节，高压缸进口设有两个高压主汽门和两个高压调节门，高压缸排汽经过再热器再热后，通过中压缸进口的两个中压主汽门和两个中压调门进入中压缸，中压缸排汽通过连通管进入两个低压缸继续作功后分别排入两个凝汽器。

从锅炉来的新蒸汽进入高压缸，在高压缸中做功后到锅炉再热器进行“中间再热”，再热后的蒸汽送入中压缸做功，中压缸排汽经连通管送往两只低压缸继续做功。

低压缸排汽排到凝汽器，排汽在凝汽器中经循环水冷却后凝结成水（凝结水），随后由凝结水泵对凝结水进行升压，升压过的凝结水流经化学精除盐装置后送到轴封冷却器，随后依次流过四只低压加热器，一只除氧器。

除氧器下来的给水经给水泵升压后依次经过三只高压加热器（双列），最后进入锅炉加热，产生的新蒸汽投入下一轮循环。

该汽轮机是在国内大容量（600MW以上）机组上首次采用了过载补汽技术。

过载补汽技术是从某一工况开始从主汽阀后、主调阀前引出一些新蒸汽（进汽量的5～10%,本机组为8%），经节流降低参数（蒸汽温度约降低30℃）后进入高压某级动叶后空间，主流与这股蒸汽混合后在以后各级继续膨胀做功的一种措施。

高压缸设有一级抽汽，第二级抽汽采用高压缸排汽，中压缸、低压缸各有三级抽汽，共8级抽汽，分别供给三只高压加热器，一只除氧器，四只低压加热器。

此外，第四级抽汽还供给两只给水泵小汽轮机用汽。

（抽汽级序：

从高压到低压为1-8）。

本机组配置两台50%额定流量的汽动给水泵和一台25%额定流量的电动给水泵。

在正常运行工况下，给水泵汽轮机的汽源来自第四级抽汽；在低负荷和启动工况下，给水泵汽轮机的汽源来自冷再热蒸汽。

给水泵汽轮机的排汽经排汽管道和排汽蝶阀排到主机凝汽器。

给水泵汽轮机为单流冲动式，两个汽源能自动内切换。

25%额定流量的电动给水泵作为机组启动时使用，并作为汽动给水泵的备用泵，在机组启动时可带25%T-MCR，当有一台汽动给水泵故障停用，电动给水泵与另一台汽动给水泵并列运行时可带83%T-MCR负荷。

电动给水泵配置的电机功率为8530kW，并通过液力耦合器连接。

它们的前置泵均分别通过齿轮箱与各自的给水泵同轴相连。

本机组设有两级串联的高、低压旁路系统。

该旁路系统配置瑞士CCIAG/SULZER公司制造的AV6+旁路控制系统，由高低压旁路控制装置、高低压控制阀门、液压执行机构及其供油装置等组成。

该旁路系统具有40%BMCR高压旁路容量和40%BMCR+高旁喷水量的低压旁路容量。

主蒸汽管与汽机高压缸排汽逆止阀后的冷段再热蒸汽管之间连接高压旁路，使蒸汽直接进入再热器；再热器出口管路上连接低压旁路管道使蒸汽直接进入凝汽器。

在机组启停、运行和异常情况期间，旁路系统起到控制、监视蒸汽压力和锅炉超压保护的作用。

凝汽器采用双背压、双壳体、单流程、表面冷却式凝汽器。

凝结水系统设两台100%容量的凝结水泵。

每台机组的循环水系统设两台50%容量的固定叶角立式电动混流泵。

本机组采用数字电液式调节系统（DEH）。

调节系统的转速可调范围为0～110%×3000rpm。

汽轮机允许周波变化范围为47.5～51.5Hz。

汽轮机设计寿命为30年。

3.1.2给水泵汽轮机

华能玉环电厂给水泵汽轮机是日本三菱公司的产品。

给水泵汽轮机为单缸、单流、凝汽式，汽源采用具有高、低压双路进汽的自动切换进汽方式，正常运行时，由主汽轮机的四段抽汽（至除氧器的抽汽）供给，启动和低负荷时由冷段蒸汽系统供给，调试时由辅助蒸汽系统供给，同时辅助蒸汽系统也可满足给水泵汽轮机启动要求。

给水泵汽轮机排汽向下直接排入凝汽器。

每台给水泵汽轮机各自设有一套润滑和控制油系统。

给水泵汽轮机的正常工作汽源从四级抽汽管道上引出，装设有流量测量喷嘴、电动隔离阀和逆止阀，逆止阀是为了防止高压汽源切换时，高压蒸汽串入抽汽系统，当给水泵汽轮机在低负荷运行使用高压汽源时，该管道亦将处于热备用状态。

3.1.3汽轮机油系统

华能玉环电厂润滑∕顶轴油系统包括主油箱、2×100％主油泵、直流事故油泵、2×100％顶轴油泵、2×100％容量的冷油器、阀门、管道、仪表以及满足每台汽轮发电机组所需全部附件，例如回油管上的窥视孔、温度计插座和进油管上的滤网（在润滑油供油管路及顶轴油管路上分别设置2×100％主过滤器，并在油箱内设置回油过滤器）等。

润滑油系统与发电机密封油系统分开。

润滑油系统有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在启动、停机、正常运行和事故工况下，各个轴承的油量、油压、回油温度等数值，满足汽轮机、发电机所有轴承的要求。

汽轮发电机组的进口油温由安装在冷油器出口管路上的油温控制阀来保证，该油温控制阀是一个三向阀，可以控制冷油器的旁路流量。

给水泵汽轮机的润滑油系统和主汽轮机的润滑油系统分开，各自设有单独的润滑油系统。

针对华能玉环超超临界1000MW机组项目，转子采用单支撑轴承，轴承负荷较大，从轴承的承载能力和轴承的稳定性等方面综合考虑，西门子推荐使用ISOVG46的透平油。

润滑油系统设有2×100％板式冷油器，润滑油在轴承中吸入的热量通过冷油器与冷却水进行热量交换。

每台冷油器根据汽轮发电机组在设计冷却水流量、设计冷却水温（38℃）和5％余量下的最大负荷设计。

冷油器的设计和管路布置方式允许在一台运行时，另一台停用的冷油器能排放、清洗或调换。

冷油器的板材根据冷却水水质（除盐水）选用不锈钢材料TP316，冷油器冷却水采用闭式循环冷却水，冷却水设计温度为38℃。

华能玉环电厂汽轮机控制用抗燃油系统包括油箱及附件、两台100％容量的交流供油泵、抗燃油再生装置、两台100％容量的冷油器、蓄能器、油过滤器、油温调节装置等。

抗燃油系统各部件及油箱，采用不锈钢材料。

当两台高压供油泵瞬间失去电源时（小于5秒钟），不使汽机跳闸，当运行泵发生故障或油压低时，备用泵能自启动。

油温调节装置包括一次元件及控制设备。

抗燃油冷却器采用空冷。

3.1.4调节控制系统

玉环电厂1000MW机组的DEH系统由汽轮机控制系统、安全系统、监视系统三部分组成。

汽轮机控制系统的任务是实现汽轮机的转速／负荷调节，是DEH系统的最主要部分；汽轮机安全系统的任务是实现汽轮机的保护跳闸功能以及保护试验、阀门试验等功能；汽轮机监视系统的任务则是实现对汽轮机转速、振动、轴向位移、蒸汽温度／压力、汽轮机金属温度等一些重要参数的测量、监视功能。

汽轮机组的转速和负荷是通过改变主汽阀和调节汽阀的位置来控制的。

汽轮机控制系统DEH将要求的阀位信号送至伺服油动机，并通过伺服油动机控制阀门的开度来改变进汽量。

DEH接受来自汽轮机组的反馈信号（转速、功率、主汽压力等）及运行人员的指令，进行计算，发出输出信号至伺服油动机。

振动的测量有两种：

一种是轴承座的振动（单位：

mm/s或μm）的测量，另一种是轴振（单位：

μm）的测量。

这两种测量都是在轴承附近进行的，通常在与垂直方向成45º夹角的方向上进行。

轴振可以分为相对振动或绝对振动（计算）。

轴向上的振动测量仅在轴向轴承附近的测量才是有效的。

3.1.5主要辅机

给水泵采用日本EBARA公司产品，是水平、离心、多级、轴向中分面式内壳、筒型泵。

凝结水泵为2台100％容量的立式筒型泵，是电动、立式、多级、筒形、离心泵，从瑞士苏尔寿公司引进。

循环水泵是德国KSB公司产品，流量:

16.1m3/s，压头：

21.89m，效率：

87.4％，净吸入压头：

12.2m.

3.1.6体会和建议

A、玉环汽轮机设备投产后运行比较稳定，他们有两条经验：

一是注重对设备的监造，根据生产经验及其他厂的教训，及时修正制造过程中的不当之处。

二是严把出厂验收关口，不走过场，有问题的产品不验收，坚决整改。

B、玉环电厂重视培训工作，去制造厂一线及时了解掌握设备，请上海交大等大学结合玉环实际编制教材，进行讲课。

C、建议去望亭、芜湖等同类型电厂收资学习，了解汽轮机及主要辅机投产时出现的问题及解决方法（玉环主要辅机为进口设备，我厂大部分国产）。

3.2、锅炉专业：

3.2.1锅炉设备简介

锅炉选用哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造、三菱重工业株式会社（MitsuibishiHeavyIndustriesCo.Ltd）提供技术支持的超超临界参数变压垂直管圈直流炉、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

水冷壁管、顶棚管及尾部烟道包覆管均采用板状膜式结构，其密封性能好。

过热器分四级，一级（低温）过热器布置在尾部烟道后竖井上部，二级（分隔屏）、三级（屏式）过热器是悬吊结构的屏式过热器，布置于燃烧室上部，四级（末级）过热器是对流式过热器，布置于水平烟道的出口侧，其中一级过热器采用逆流布置，二、三、四级过热器采用顺流布置。

再热器分二级布置，一级再热器为辐射式布置于尾部烟道前竖井的上部。

二级再热器为悬吊式对流管束；布置于燃烧室上部的水平烟道内。

在尾部烟道前后竖井的下部，分别布置有光管式顺列一、二级省煤器，在烟道尾部设置回转式空气预热器二台。

过热器采用煤/水比作为主要汽温调节手段，并配合三级喷水减温作为主汽温度的细调节，喷水减温每级左右二点布置以消除各级过热器的左右吸热和汽温偏差。

三级喷水减温装置，分别装在一级出口集箱～二级入口集箱、二级出口集箱～三级入口集箱、三级出口集箱～四级入口集箱过热器之间。

再热蒸汽的进口侧设有事故喷水，但再热蒸汽的汽温调节，以调整尾部烟道挡板控制过量空气系数进行调节为主、以摆动喷燃器的倾角调节为辅。

水冷壁为膜式水冷壁，全部为垂直管屏。

为了使回路复杂的后水冷壁工作可靠，将后水冷壁出口集箱（折焰角斜坡管的出口集箱）出口工质分别送往后水冷壁吊挂管和水平烟道二侧包墙二个平行回路，然后再用连接管送往顶棚出口集箱，与前水冷壁和二侧水冷壁出口的工质汇合后再送往顶棚包墙系统，这样的布置方式在避免后水冷壁回路在低负荷时发生水动力的不稳定性和减少温度偏差方面较为合理和有利。

机组配置2×50%B-MCR调速汽动给水泵和一台25%BMCR容量的启动用电动调速给水泵。

制粉系统每台炉设有HP1163/Dyn型碗式中速磨煤机六台，每台磨煤机保证出力为86.61吨/小时，最大出力为95.12吨/小时，煤粉细度按200目筛通过量为75%，均匀性系数1.2，在预热器一次风进口侧设有两台一次风机，风机是动叶可调轴流式。

磨煤机制粉为正压输送，为防止磨煤机轴封等处冒粉，另设有两台密封风机（一台备用），与一次风压差为2.0KPa，给煤有皮带称量式可调速的给煤机六台。

锅炉通风方式为平衡通风，设有静叶可调轴流式吸风机两台，动叶可调轴流式送风机两台。

本锅炉所用的主要燃料为煤，#0轻柴油作为辅助燃料，在启动暖炉及低负荷时稳燃用。

其制粉系统是正压直吹式，燃烧装置为四角双切圆布置，燃油可以满足最大出力的30％负荷。

3.2.2、目前锅炉运行情况

3.2.2.1锅炉本体水冷壁爆管频繁。

玉环电厂从＃1机组投产到＃4机组工程竣工，直至目前运行，锅炉“四管”一直处于不稳定的工作状态。

尤其是水冷壁爆管非常频繁，以致于玉环电厂锅炉专业工作非常被动，原因主要以下几个方面：

A、锅炉水冷壁设计不合理，存在节流孔尺寸计算存在偏差，造成水流量分配不均，个别管因缺水导致管壁超温爆管。

这也是爆管的主要原因。

B、锅炉厂在制造过程中质量控制不严，导致联箱、管子内部杂物较多，管子内部发生堵塞，导致管子超温爆管。

是锅炉爆管的次要原因。

C、在制造、安装过程中，焊接质量不良：

咬边、气孔、缩孔的缺陷较多，也是锅炉爆管的重要原因。

3.2.2.2锅炉辅机除预热器外，其他设备运行状况基本良好。

制粉系统设备、风机设备运行状况良好，没有发生大的缺陷。

但预热器采用哈锅生产的，运行一年之后发现漏风率较大，达到15％左右，因此在机组第一次小修便按照豪顿华的技术进行了改造。

3.3.3建议：

3.3.3.1尽早与制造厂沟通，了解目前锅炉在设计方面做了那些改进？

是否有效？

3.3.3.2发挥好三期质检专工和本专业技术骨干的作用，加强设备监造、质量监督，确保不合格的产品不能出厂，更不能进行安装。

3.3.3.4在＃5机投产之前，尽快购买炉内升降检修吊篮。

因为一旦水冷壁爆管，如果使用传统的脚手架搭设检修平台，将大大延误抢修工期。

据了解目前很多电厂均购买此类产品。

3.3.3.5继续到营口、芜湖等同类型机组学习，了解目前机组运行过程中存在的问题、解决方法等。

尤其需要利用兄弟电厂检修的时间，学习电子称重式给煤机、中速磨、引风机、等离子点火等我们所不熟悉设备的检修方法，

3.4、电气专业收资情况：

3.4.1玉环电厂主电气系统介绍：

华能玉环电厂4×1000MW机组工程＃1汽轮发电机组采用发变组单元接线方式，发电机出口装设开关，与主变通过离相封闭母线连接，以500kV电压等级接入GIS升压站第一串（5011、5012开关）。

＃1主变压器采用三台525/27kV，容量各为370MVA的单相变压器组成变压器组,接线组别为YN/D11，主变高压侧中性点采用直接接地方式，同时#1机组配置2台相同的27/6.3kV，容量各为68MVA的高压厂用分裂变，接线组别为D/YN-1/YN-1，高厂变6.3kV中性点采用中阻接地方式。

＃1机组的6kV厂用母线分为1A1、1A2、1B1、1B2四段，分别对应于1A高厂变和1B高厂变的低压侧绕组。

主变低压侧通过离相封闭母线与发电机出口开关相连。

500kV配电装置采用一个半开关接线方式，本期共建有4个开关完整串和一个不完整串，其中第1、2、4、5串各接有一回主变500kV进线和一回500kV出线，分别对应于＃1、2、3、4主变，不完整串接有一回高压备用变压器500kV进线。

发变组保护采用GE公司的UR系列保护装置，其中发电机、主变、1A、1B高厂变分别配置两套相同的保护（双重化配置），励磁系统采用三菱公司的MEC-5230无刷励磁控制系统（AVR），另外配置一套手动励磁调节器作为AVR的后备调节方式。

同期装置配置了手动同期以及自动同期两种方式。

6kV1A1、1A2、1B1、1B2段各配置一套东大金智生产的MFC2000-2型厂用电源快切装置，＃1机组故障录波器为武汉中元产品。

3.4.2、现场参观：

在玉环电厂技术人员的陪同下，主要参观了玉环电厂100万发电机平台、电子间、6KV、400V开关室及变频器室，通过参观现场，体会最深的是无论设备现场和设备本身非常精致，安装质量较好，现场安全警示牌和设备铭牌齐全醒目，美观大方，发电机本体及平台清洁干净，各处小的环节处理的相当好，比如照明管的敷设连接，管与管之间的接地连接线非常可靠，接头盒采用的是专用防爆接线盒。

开关室有空调，清洁干净。

变频器冷却采用的室外循环，但很干净（变频器室在汽机房），GIS为室外安装，变压器至升压站采用钢制构架，钢芯铝绞线及瓷悬垂方式输电。

3.4.3、体会与收获：

通过与玉环电厂人员的沟通和了解，并通过现场参观，玉环电厂运行情况是比较稳定的，这着力于电厂在前期设计、设备选型和设备安装、验收等方面做了大量的工作，才收获了如今运行比较可靠的机组。

五、热工专业收资情况：

5.1主机DCS系统：

玉环电厂分散控制系统（DCS）采用美国AMERSON公司的OVATION控制系统【与我厂三期2×660MW机组DCS系统选型一致】，DEH/MEH系统采用SIEMENS公司的TELEPERMXP控制系统【与我厂三期2×660MW机组DEH/MEH系统选型一致】。

其中DCS系统包括以下部分：

数据采集系统（DAS）、协调控制系统（CCS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS，包括ECS系统即发变组及厂用电系统）和锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）。

DCS系统：

27对冗余控制器、10台Ovation工作站。

整个Ovation控制系统包括约12960个I/O点（每台机组），完成机组的数据搜集和过程控制等功能。

每套DCS配置：

6套操作员站（1套放置在工程师站）、2套工程师站、1套OPC工作站、1套历史站。

5.2DEH、MEH系统:

DEH控制系统采用西门子公司的T3000控制系统，每个控制柜配置冗余的S7-417H控制器。

每套DEH系统配置2台独立的操作员站和1台容错服务器/工程师站。

控制范围除常规的DEH功能外，还将辅助控制系统如润滑油系统、顶轴油系统、汽封系统、本体疏水系统、EH供油系统、高排通风阀、抽汽逆止阀、低压缸喷水系统、盘车、凝汽器水位、真空破坏阀等均纳入DEH系统。

DEH不包含在DCS系统中，但具有与DCS的通讯接口。

给水泵汽轮机控制系统（MEH）采用日本三菱公司的DIASYSNetmation产品。

MEH共有8面机柜，4对冗余控制器，主要完成给水泵汽轮机的自动启停控制、给水泵转速控制、高、低压汽源自动切换控制、给水泵汽机跳闸保护（METS）、在线阀门试验、给水泵汽轮机的润滑油、液压油、轴封、疏水等辅助系统的检测和控制等。

MEH不包含在DCS系统中，但具有与DCS的通讯接口。

5.3大、小机TSI：

机组TSI系统采用瑞士Vibro-Meter公司生产的VM600系列汽轮机组安全监视仪表，由仪表组件和传感器以及前置器组成，用于轴振、瓦振、轴向位移、键相的检测。

每期两台机组配置一套TDM系统，用于两台机组的汽轮机振动分析。

产品仍由Vibro-Meter公司配套。

给水泵汽轮机本体监测仪表（MTSI）也包含在MEH中，主要完成给水泵汽轮机转速、给水泵汽轮机零转速、轴向位移、轴振动（包括给水泵轴振动）、偏心等测量。

5.4大、小机ETS系统:

ETS也作为DEH系统的一部分包含在DEH系统内,METS也作为MEH系统的一部分包含在MEH系统内。

5.5公用系统：

每期两台机组的公用部分由一套公用DCS实现控制。

一期公用DCS系统包括7对冗余控制器、3台Ovation工作站。

二期公用DCS系统包括5对冗余控制器、3台Ovation工作站。

每套公用DCS系统采用对两台机组中纳入DCS控制的公用辅助系统进行监视和控制，公用DCS网可分别与相应两台机组的DCS通讯，在两台机组DCS的任意一台操作员站上均可对接入公用DCS网的系统进行监视。

此外，在公用DCS网上设置独立的操作员站，对接入公用DCS网的设备进行监视和控制，每套公用DCS单独设2台操作员站（1台放置在单元机组工程师站）和1台工程师站，接入公用DCS网的系统包括以下各项：

燃油泵房、仪用/厂用空压机系统、电气公用厂用电系统、厂区废水、化学除盐水、燃料脱硫等。

5.6厂级监控系统（SIS）：

每台机组DCS和每个公用系统DCS分别配置一台专用的数据采集接口和一台硬件形式的防火墙与全厂电厂监控信息系统（SIS）相连。

该接口计算机（OPC服务器）提供的服务能够让SIS系统通过该计算机访问DCS数据，除了这种数据采集接口功能以外该计算机不具有DCS系统的其它功能。

5.7集控室、电子间及盘台布置：

玉环电厂四台机组集控室集中布置主厂房固定端（17米），其中一期两台机组控制台采用“肩并肩”布置，二期两台机组控制台采用“肩并肩”布置，一、二期控制台则采用“背靠背”布置方式，从而大大节约了空间。

玉环电厂热控和电气报警信号主要在DCS系统的LCD显示器和大屏幕显示器上实现，大屏幕报警内容主要有汽机跳闸、汽机超速、各辅机故障、各辅机跳闸、控制系统故障等重要信号的报警。

此外，每台机组设有一个紧急按钮操作台，以保证在紧急情况下快速、安全停机。

操作台上设有紧急操作设备按钮，包括：

停锅炉（MFT，双按钮）、停汽机（双按钮）、发电机紧急跳闸（双按钮）、发变组紧急跳闸（双按钮）、锅炉安全门开/关/自动、真空破坏门开/关、直流润滑油泵开、交流润滑油泵开、发电机紧急灭磁（双按钮）、柴油发电机紧急启动等。

5.8脱硫分散控制系统：

脱硫分散控制系统采用的是美国西屋公司生产的OVATION分散控制系统。

该系统包括DAS、MCS、SCS等几个部分。

＃1-＃4机组脱硫系统采用4套分散控制系统（FGD_DCS）进行控制。

＃1～＃4脱硫岛公用部分采用一套DCS进行控制,每套分散控制系统包括2台操作员站、1台工程师站、2台彩色激光打印机，配置3台LCD显示器。

DCS的自动化设备的硬件按#1、#2、#3、#4脱硫装置和公用设备分别配置，功能上和物理上相对独立。

5.9其他控制系统:

吹灰程控系统PLC采用ModiconQuantum系列PLC产品，与DCS之间通讯采用RS485方式连接，使用MODBUS通讯协议。

BOP灰系统控制系统采用德国ModiconQuantum系列PLC产品实现控制，通过光纤接入全厂辅助网络控制系统。

等离子控制系统采用SiemensS7PLC控制系统，一期两台机组公用一套控制系统。

与DCS采用ModbusRS485通讯方式，所有的监控操作在DCS画面上实现。

3.5、灰水专业收资情况：

3.5.1电除尘系统

玉环电厂每台锅炉配备2台电除尘器,由浙江菲达环保科技股份有限公司制造。

每台电除尘器为三室四电场，露天布置，电场全运行时除尘效率不小于99.7％。

电除尘器电气部分由高压直流电源（包括其控制系统）和低压控制系统组成。

高压电源配用型号为GGAJ02型，该套装置包括高压整流变压器、自动控制柜等，能灵敏地随电场烟气条件的变化，自动调整电场电压；根据电流反馈信号调整电场火花