dcs管理制度

dcs管理制度（12篇）

1.dcs管理制度 篇一

DCS系统即分布式控制系统，其实质时计算机技术对生产过程进行集中监视、操作、管理和分散控制的一新型控制技术。分布式操作系统的构成：作为一种纵向分层和横向分散的大型综合控制系统，它以多层计算机网络为依托，将分布在全场范围内的各种控制设备的数据处理设备连接在一起，实现各部分信息的共享的协调工作，共同完成控制、管理及决策功能。

其硬件设备由管理操作应用工作站、现场控制站和通信网络组成。管理操作应用工作站包括工程师站、操作员站和立式数据站等各种功能服务站。工程师站提供对技术人员生成控制系统的人机接口，主要用于系统组态和维护，技术人员也可以通过工程师站对应用系统尽心监控。操作员总理提供技术人员与系统数据库的人机交互界面，用于监视可以完成数据的状态值显示和操作员对数据点的操作。历史站保存整个系统的历史数据，供组态软件实现历史趋势显示，报表打印和事故追忆等功能。现场控制站用于对现场信号的采集处理，控制策略的实现，并具有可靠地冗余保证。网络通信功能：通信网络连接分布式控制系统的各个分布部分，完成数据、指令及其他信息的传递。为保证DCS可靠性，电源、通信网络、过程控制站都采用冗余配置。

PLC即可编程控制器，由CPU、存储器、输入输出接口、内嵌的精简高效操作系统组成。用户可根据自己的需要配置（扩展）自己的I/O类型及数量，用户按自己的控制需求编写控制程序下载到PLC的存储器内，PLC在运行的时候，PLC内的操作系统能运行用户的程序，根据用户程序通过输入端子完成输入信号（开关、触点、传感器等）的读取，并进行处理运算，把运算处理的结果输出到端子，以控制用户的执行机构（阀门、线圈、指示灯等），从而完成用户所需的控制功能。

电子汽车衡时利用应变电测原理称重。在称重传感器的弹性体上粘有应变计，组成惠斯通电桥。在零负载时，电桥处于平衡状态，输出为0。当弹性体承受载荷时，各应变计随之产生与载荷成比例的应变，由输出电压即可测出外加的载荷的大小。将多个称重传感安装在称台的下方，多个传感器电缆线引入接线盒并联，然后用一根电缆线接入仪表。当汽车驶上称台后，称台将所受力传递到各个称重传感器上，使应变电桥的电阻发生变化，引起输出电压变化，即输出了电信号。此电线号传输到一表内，经数字滤波、线性放大、A/D转换，经CPU处理后最终显示称重值。电子汽车衡除其基本组成之外，可通过仪表同时连接微机、打印机、大屏幕显示器等其他电气设备，可直接实现称重打印，也可通过微机管理最终达到网络化管理。

2.dcs管理制度 篇二

随着现代供水信息自动化进程的加快, 企业逐渐将管理、决策、市场信息和现场控制信息结合起来, 实现ERP (Enterprise Resource Planning) 、MES (Manufacturing Execution System) 、PCS (Process Control System) 三层信息一体化的解决方案。同时, 企业内部之间以及与外部交换信息的需求也在不断扩大, 现代供水企业对生产的管理要求不断提高, 这种要求已不局限于通常意义上的对生产现场状态的监测和控制, 同时还要求把现场信息和管理信息结合起来, 建立一套全集成的、开放的、供水信息综合自动化的信息平台, 把企业的横向通信 (同一层不同节点的通信) 和纵向通信 (上、下层之间的通信) 紧密联系在一起, 通过对经营决策、管理、计划、调度、过程优化、故障诊断、现场控制等信息的综合处理, 形成一个意义更广泛的综合管理系统。

二、新系统介绍

此系统控制中心采用一体化的设计思想, 全分布式体系结构, 系统主站网络采用双网冗余机制, 各个功能模块分配到系统相应的网络节点上, 保证了系统的可扩展性。局域网设计采用快速工业以太网, 星型拓扑结构、双网配置, 双网动态平衡传输。

1. 监视控制层。

系统采用标准C/S架构, 从冗余的SCADA服务器到操作站都安装了Citect SCADA软件, 完成了对现场控制层数据的实时监控和将数据无缝的连结到信息管理层, 同时给其它的第三方应用软件提供可靠的数据。系统配置2台冗佘的SCADA实时数据服务器和2台操作员工作站多台工程师站。保证了系统的可靠性和可扩展性。

2. 过程控制层。

过程控制层的I/O采用了目前最先进的工业以太网I/O, 可以实现I/O的环网冗余和独立的双电源供电。更一步的提高了整个系统的稳定性。彻底解决了因通信总线故障引起现场设备或使DCS不能工作的弊端。DCS控制器内置工业交换机, 双独立IP的5个以太网端口和3个可以编程串口, 使整个过程控制层运行在一个高速的工业实时环网中。

三、系统技术特点

1. 系统一体化设计。

整个DCS系统从软件到硬件采用了目前国际最先进的一体化设计方案, DCS的组态软件和上位SCADA监控软在通讯、变量、在线诊断等功能上进了无缝连接, 使整个系统在开发、施实、维护以及稳定性方面得到了更高的提升, 大大节约了施工费和后期的维护费用。取代了传统DCS控制器或PLC在一套系统中使用多种软件带来的开发周期长、施工费用高、维护量大和需要专业工程师来维护的缺点。

2. DCS控制器内置MFA (无模型自适应模块) 。

水厂加药是一个非线性、p H、多变量以及大滞后等更复杂的过程系统, 因此用传统的PID算法是无法完成此控制任务的, 这样会造成变频器的调节震荡, 无法实现自动加药。解决这个问题需要用DCS控制器内嵌的MFA无模型自适应功能才可实现。

3. 总线通讯方式。

现场智能仪、调节阀、变频器等智能仪表和DCS控制器采用了RS485总线通讯方试, 协议使用国际标准的工业通讯协议 (如Modbus、Profibus等) , 减少了现场的线缆敷设提高了系统的抗干扰性和稳定性, 保证了系统的可靠性。

4. Excel历史报表。

可以使用Excel直接访问Citect的历史数据库, 取带了传统Excel报表使用VBA大量的编程缺点, 保证了数据的实时性、真实性、可靠性和可维护性。使我们的报表使用更灵活方便。

5. 嵌入式WEB。

嵌入式WEB数据发布功能, 实现SCADA系统与WEB发布服务器之间的数据无缝自动同步传输, 确保实时系统的安全可靠运行, 实现了WEB服务器的免维护。

四、加药控制系统

1. 工艺流程。

原水进入水厂管道, 将配制好的絮凝药液加入进水主管道与原水混合, 流入沉淀池。药液在水中流动扩散并与水中的胶体微粒和杂质等悬浮物凝聚沉淀, 从而降低水的混浊度, 提高水质。药液在水中凝聚沉淀的反应时间约20至30分钟, 通常沉淀池的出口浊度要求低于3.0 NTU。絮凝药剂通常采用聚氯化铝或聚丙烯酰胺, 预先配置成药液储存于加药池中, 由变频器驱动加药泵或计量泵控制絮凝加药量。

2. MFA无模型自适应控制技术。

MFA无模型自适应控制技术是美国通控集团博软公司针对传统过程中的大滞后、大惯性、非线性、强耦合、时变等控制难题而发展的新型控制技术, 相对传统的PID控制器而言, MFA控制技术可以有效地控制包括非线性、p H、多变量以及大滞后等更复杂的过程, 且无需事先建立数学模型或模型训练, 无须繁琐的设定控制器参数, 使用和维护简便易行。

五、浊度MFA控制功能

基本加药控制为通过多变量抗滞后MFA的先进调节控制作用, 提高加药量的准确性, 抑制沉水浊度的波动和偏差, 并克服絮凝药液浓度、原水温度和p H值等因素引起的对象特性变化影响。基本加药控制以沉淀池出口水浊度为被控变量, 絮凝药液变频速度或计量泵为操纵变量, 原水浊度、原水流量为辅助变量。

此系统确保了水厂的生产安全运行, 提高水处理工艺的控制精度, 使水厂生产管理人员通过SCADA软件提供的各项功能如 (过程分析、统计分析、趋势比较、报警) 等信息完成对整个水处理系统的优化运行, 达到安全、稳定、节能、科学管理的目地。

摘要：水是人体必需品, 而现代工业污染越来越严重, 已经对人类的水源产生了威胁, 所以净化水厂是非常有必要的, 目前国内外多采用DCS综合管理系统来控制处理水源, 以确保人类生命安全和发展。

关键词：净化水厂,DCS,管理系统

参考文献

[1]《城市供水水质标准》.CJ/T206-205.

3.DCS操作学习总结 篇三

现场总线技术是在80年代后期发展起来的一种先进的现场工业控制技术。它集数字通信、智能仪表、微机技术、网络技术于一身，从根本上突破了传统的“点对点”式的模拟信号或数字-模拟信号控制的局限性，为真正的“分散式控制，集中式管理”提供了技术保证。现场设备互连、良好的互操作性、分散的功能模块、开放式互连网络等特点，不仅可以保证目前工业控制对数字通信的要求，而且使它与Intranet或Internet互连构成多层次的复杂网络成为可能。

1、现场总线的特点

现场总线通讯协议的结构是根据国际标准化组织提供的ISO/OSI模型来制定的。标准ISO/OSI模型有七层框架，但根据工业控制的特点，多数数据总线协议都是采用了其中的物理层、通信层和应用层。这样可以保证实时通信，并在此基础上已经发展起来了FF、CAN、Profibus、LONworks、ControlNet等总线协议。

2、现场总线的应用

目前，CAN总线、Profibus以及LONworks在世界范围都有着非常广泛的应用。CAN总线以其可靠性、实时性等特点在工业控制场合得到广泛应用，如国际上的几大汽车生产厂商多使用该总线。但是，随着新型现场总线的性能不断改进，CAN在传输速度和传输距离方面，特别是在远程通信方面，慢慢暴露出了它的不足。但是由于它推出的较早(是进入中国市场最早的总线之一)，所以在工控方面仍然占据了很大的市场。

Profibus是目前极为成熟的一种现场总线。由于它以西门子的PLC系统为控制核心，具有强大的控制功能和可靠性，所以很多大型项目都青睐Profibus。Profibus在欧洲市场占有主导地位，其三个子标准DP，FMS和PA分别在分布式控制系统的高速数据传输方面、楼宇自动化和电气传动方面、过程自动化方面具有绝对的市场。在中国，Profibus在离散控制和过程控制方面，特别是在一些重大项目中(如近期中标的三峡大坝闸门控制系统)，均有广泛的应用。

LONworks具有比其他总线更显著的智能性，所以在智能楼宇、家庭自动化方面有得天独厚的优势。在我国，LONworks主要占据了这个方面的市场。

另外，FF总线和ControlNet进入市场较晚，特别是在中国市场，所占据的市场份额不大。但是它们的发展趋势极为强大，由于它们在技术上具有比其他总线更为明显的优势，所以被越来越多的用户所青睐。可以肯定的说，这两种总线在几年之后将成为市场上的主流总线。

4.浙江中控DCS培训总结 篇四

通过这次中控dcs自动化培训，我各方面的收获颇丰，现总结如下： 之前所从事的是室外仪表的维护，转入室内dcs维护让我无所适从，感到茫然，感到束手无策，而这次培训学习犹如为我打开了一扇窗，拨云见日，使我在一次次的感悟中豁然开朗，让我感受到了一个全新的自动化技术领域。

升级项目DCS的型号为中控ECS700。硬件控制器的型号为712系列。随着中控DCS的发展，90年代至今共推出了JX100、JX300X、JX300XP、ECS100、ECS700五个系列的产品。老厂区使用的中控DCS均为JX300系列，其中二催、水厂、柴油加氢使用JX300X，三催、常减压使用的是JX300XP。ECS700是中控2007年推出的产品，至今已经拥有成熟的实用经验，ECS700较之前的系统能够兼容更多的软硬节点、更多的操作站、更强大的网络架构。

一、中控DCS简介

每个系统内的任何工程师站节点，均可以通过组态文件网络传输和共享发布的方法，进行系统组态、编译、下载等操作。

ECS700的系统特性：开放性、安全性、易用性、实时性、强大的联合控制、高效的多人组态、完备的系统监控。控制器单元：

由一对冗余控制器FCU712-S（或FCU711-S）和一个基座MB712-S构成。微处理器：三个32位工业级CPU _ 冗余方式：支持1:1热备用

_ 扫描周期：最快20 ms扫描周期，响应速度快、实时性高 _ 通讯速率：100 Mbps _ 驱动能力：本地4个机架，扩展28个机架（7个IO连接模块）_ 系统规模：60个控制域，60个操作域（单域60个节点）_ 故障安全：确保在故障情况下，系统输入输出安全可靠 _ 在线更新：单点在线下载

二、硬件配置 地址设置

SW1: 域地址（0~59）SW2: 节点地址（2~126）通讯端口

SCnet: 连接控制节点与操作节点（冗余）L-Bus: 连接控制器与IO模块（冗余）L: Local 通讯端口连接方式如下图所示：

CLK +/-在需要使用SOE的应用场合,配备授时仪将秒脉冲信号转换成差分信号接入进行时钟同步。

是扩展机柜的核心单元，控制器与IO模块的中间环节，由一对IO 连接模块COM711-S和一个基座MB722-S构成。

IO模块

•冗余功能（单个模块支持供电冗余和通信冗余）•通道之间及通道与系统之间的电气隔离 •具备通道级故障自诊断和模块热插拔功能 •EMC 三级抗干扰能力 •精致外壳封装 •免螺钉的快速装卸结构 •模块基座具备防混插组件

•模块免跳线设计（不同端子接线方式实现不同信号输入）

模拟信号输入模块(AI711-S)、、热电偶信号输入模块(AI722-S)、热电阻信号输入模块(AI731-S)、模拟信号输出模块(AO711-S)、数字信号输入模块(DI711-S)、数字信号输出模块(DO712-S)操作节点是控制系统的人机接口，是工程师站、操作员站、数据服务器、组态服务器等总称。ECS-700系统的操作节点充分考虑大型主控制室的设计要求，同时在系统规模较小的情况下，也可以使用一台计算机同时集成多种站点功能。

节点类型

•操作员站、主工程师站

实现组态服务器、工程师组态、系统维护的管理平台。

实时监控平台，支持高分辨率显示，支持一机多屏，提供控制分组、操作面板、诊断信息、趋势、报警信息以及系统状态信息等的监控界面。可以获取工艺过程信息和事件报警，对现场设备进行实时控制.•扩展工程师站

组态、系统维护的平台，可创建、编辑和下载控制所需的各种软硬件组态信息。可实现过程控制网络调试、故障诊断、信号调校等。

服务器 _ 数据服务器

报警历史记录、操作域变量实时数据（异构系统数据）、SOE 数据存放平台。向应用站提供实时和历史数据。可冗余配置。

_ 历史数据服务器

历史趋势存放平台，向应用站提供实时和历史数据。可冗余配置。_ 操作记录服务器 操作员操作记录存放平台，提供记录及查询功能。_ 时间同步服务器

提供操作节点系统时间的时间基准。

_ 采用以太网络，用于工厂级的信息传送和管理，是实现全厂综合管理的信 息通道。

_ 实现企业信息管理网过程控制网络之间的网间桥接，以获取控制系统中过 程参数和系统的运行信息，同时也向下传送上层管理计算机的调度指令和 生产指导信息。

_ 管理网采用大型网络数据库，实现信息共享，并可将各个装置的控制系统 连入企业信息管理网，实现工厂级的综合管理、调度、统计、决策等。

三、软件配置及简单组态

工程组态软件：

在工程前期，应将系统构成、测点清单、模块布置图、数据分组、系统控制方案、监控画面、报表内容等组态所需的所有文档资料收集齐全。

系统结构组态软件（VFSysBuilder）用于系统结构框架的搭建。通常安装于系统组态服务器，由具有工程管理权限的工程师负责构建和维护系统框架结构

新建一个工程的步骤：

步骤一：在组态服务器（主工程师站）上启动“系统结构软件”

步骤二：选择“文件”菜单–“新建”，设置：工程名创建者（创建者:admin, 密码：supcondcs)，新建工程默认路径： D:SUPCON_PROJECT 步骤三：设置该工程为“默认工程” 新增一个控制域

步骤一：添加控制域，设置：名称 描述 控制域地址位号分组 步骤二：添加控制域，设置：名称描述 型号 控制节点地址关联具有该控制站组态权限的工程师

新增一个操作域

步骤一：添加操作域，设置：名称 描述 操作域地，关联该操作域可监控的控制站，关联具有该操作站组态权限的工程师

步骤二：添加服务器，设置：名称 描述 地址，默认添加一个服务器（数据服务器，可冗余）

步骤三：添加操作节点，设置：名称 描述 地址节点类型，注意：软件时间同步服务器（地址为254 默认设置

步骤一：全局默认配置

设置：ON OFF 颜色、小数位号、面板报警灯颜色、时钟同步服务器、报警配置、将组态备份到其它操作节点的SUPCON_PROJECT内。

组态管理软件功能有以下几点：

多人组态、在线下载、离线下载、控制组态与监控组态、单控制站组态备份和载入单控制站历史组态、组态发布、用户程序联机与启停功能、相位负荷查看、全局位号查找功能、控制站只读查看、下载记录、页脚设置、状态查看、仿真

四、回路编程及语言编程

基础课程完成并通过考试后，中控培训班还进行了选修课的教学。选修课包括各种组态语言编程、上机模拟、典型控制回路的设计（手操器、单回路、串级回路、流量累计）。其中最典型最常用的莫过于单回路的编程，示例如下：

功能简介和应用场合

单回路又称简单控制系统，是指由一个被控对象、一个检测变送器、一个控制器和一个执行器所组成的一个闭合回路反馈控制系统。常用于被控对象滞后时间较小，负荷和干扰变化不大、控制质量要求不很高的场合。

要求对如图3.2.1 所示液位进行调节，实现液位自动控制，并在流程图上可显示、操作。

1、程序搭建

可采用PIDEX（扩展PID 控制功能块）实现，上位机界面可通过功能块位号调用，实现对回路在流程图上的监视与控制。详细程序搭建如图3.2.3 所示：

2、参数设置

PIDEX 功能块参数设置：

反作用设置SWPN（ON 为反作用，OFF 为正作用），若PID 的MV 即表示阀开度，则可如此确定正反作用：当自动调节时MV 的增减方向应与PV 一致则为正作用，反之则为反作用；可简单可理解为，当PV 大于SV 后应通过增大MV 才可消除偏差，则为正作用，反之则为反作用。本例应为反作用，SWPN 应设置为ON；

SV 量程低限SVSCL、高值SVSCH、单位SVEU，必须与PV 量程单位一致；

MV 量程低值MVSCL、高值MVSCH、单位MVEU，对于调节阀，应保持默认的 0~100%； SV 的限幅低限SVL、高限SVH，在不需要SV 限幅功能时，应与SV 量程范围一致，否则SV 可设置范围将被限定在0~100 以内；

MV 的限幅低限MVL、高限MVH，在不需要MV 限幅功能时，对于调节阀，应保持默认的0 和100；

PID 类型选择PID_OPT 保持默认的PD_I 模式（即PID_OPT=2，比例微分先行）；

回退模式MODE_OPT 保持默认的手动（即MODE_OPT=OFF）；

内外给定控制源SV_OPT 保持默认的程序控制（SV_OPT=ON）。

注：以上参数SV_OPT 的设置为防止操作工在面板上将回路误操作到“串级”模式。报警设置

PIDEX 功能块各报警功能根据需要设定报警使能及报警限。注意事项 BKIN 必须接下游功能块的BKOUT，BKINERR 必须接下游功能块的BKOUTERR，对于单回路，下游功能块即AO 位号。

模拟量输出变量AO 处于强制时，手操器进入IMAN 状态，此时，输出MV 跟踪AO的强制值。

输入PV 故障时，PID 回路进入PVERR 状态，此时，该回路自动进入手动状态，PID输出MV 保持不变。

于一些关键场合的调节阀，一般需要准确了解现场阀门的实际阀位，并需要根据实际阀位的指令与阀位反馈的偏差是否超限来判断阀门状态，此时可以将阀位反馈值作为PIDEX 功能块MF（PID 程序执行机构反馈值）输入。

五、本次学习的意义

本次DCS组态培训是针对升级项目使用的中控DCS ECS700系列产品的全面学习。通过老师的讲解，我们先了解了ECS700的硬件配置及网络架构，使用学习到的网络架构知识，分析我公司升级项目DCS的配置，升级项目DCS的架构是一个完善的网络结构。培训老师还教授了DCS系统软件及组态的内容。

通过基础课程学习，我掌握了ECS700基本的组态知识，与此同时，选修课的课程更有针对性、更有应用价值。我掌握了如何新增和删除一个测点、如何创建一个单回路、串级回路、手操器、流量累计等编程步骤。掌握了这些知识，对将来DCS现场安装调试、项目投产、甚至以后的装置升级改造都是有益的。

这次ECS700系统性的学习让我对离散控制系统有了更深刻的认识，我相信，本次DCS组态学习一定会为将来装置建设、投产提供极大的帮助。

六、本次学习的拓展-IAAT认证

按照教育部教育管理信息中心“全国工业自动化人才认证培训的通知”（教信息中心[2010]51号）正式启动“全国工业自动化人才认证培训” 项目（简称IAAT项目）,该项目由教育部所属“全国工业自动化人才认证项目管理办公室”直接负责，中控为认证考试点。按照工业自动化行业领域岗位需求开展高技术自动化人才的培养、考核、认定等工作

通过为期两周的培训顺利完成了相关的培训任务，取得了中控的培训合格证书；同时为了适应国家的自动化人才培养政策，自费参加了全国IAAT自动化工程师中级认证并成绩合格，希望在相关领域能结识更多的伙伴，做出更大的成绩，力争为公司做出更多的贡献。

5.澄清池DCS改造工作总结 篇五

我厂澄清池DCS系统改造经过前期的现场设备摸底、图纸资料绘制，于2014年1月2日开工，本次改造是我厂DCS系统第一次在线改造，要求在现场系统设备正常运行的情况下完成本次改造，因为关系到两台机组的安全，风险控制放在第一位，因此难度很大，在改造过程中承受了巨大的压力，工程于1月24日POC站就位，保护联锁调试结束，改造完成。

一、日立HIACS-7000新系统组成及DCS部分工作

1.系统构成：本次澄清池系统主要由一台工程师站兼历史站，一台操作员站，一对CPU，一只控制柜，一只扩展控制柜，一只继电器柜构成，完成对澄清池及工业、消防系统的控制。2.网络结构图：系统网络由以太网及光网两部分构成。以太网主要用于操作员站间的一致化及与工程师站间的信息导入。光网主要用于传输实时数据。

3.逻辑组态和POC站组态

逻辑组态包括电源报警，网络状态，模板监视及对设备的逻辑控制。电源报警用于监视电源状态，当电源出现异常能够及时的通过CPU反映到操作员站以便及时维护。网络状态用于监视网络运行状态及CPU运行状态。模板监视用于监视模板状态当模板异常会相应的报警以便及时发现设备不可控原因。逻辑控制用于对设备的控制及状态监视包括单操和自动、保护、联锁等。

POC站组态包括澄清池系统图，数据库，操作端。主要系统图有澄清池系统、#1澄清池、#2澄清池、工业消防泵、生活水泵、污泥池、信号报警、设备监视。系统图用于显示澄清池系统操作画面及显示设备启停状态及模拟量点。数据库包括所有数据点的基本信息定义、历史定义及报警定义。操作端用于对设备的操作及控制。

二、施工过程

本次改造施工主要有如下工序：

1、新机柜底座制作，包括电气地连接

2、电缆及光缆敷设包括旧机柜开孔、槽盒制作，电缆6500米，光缆2200米，槽盒10米

3、中间端子柜连接电缆校对，作标识

4、新机柜立盘

5、POC站及工程师站安装，受工程师站电源

6、新机柜测试后送临时电源，单光网运行

7、新旧机柜模拟量信号接线，分部调试结合消缺同时进行

8、旧机柜内设备改线

9、新旧机柜开关量信号接线，分部调试结合消缺同时进行

10、逻辑正确性、适应性检查、修改

11、保护、联锁系统调试、逻辑正确性检查、修改，环形双光网运行

12、新机柜送双路电源（一路是UPS来，一路是空压机旁电源盘）接入

13、POC站光缆、ETHERT网线转接，改造结束。

三、改造过程中得失思考 本次改造为我厂在线DCS改造的组织、施工积累了宝贵的经验,特别是为施工的正确步序探了路子，新旧控制系统的衔接过程，电源回路如何不停电转换等等，经过前期的准备、思考和后期过程中的实践，施工组织取得了预期的效果。

本次改造工程质量严格按照DCS系统的规范进行，DCS系统的接地、防共模干扰、电源等做了相应的措施。经过本次改造我厂澄清池DCS系统的可靠性得到了质的提高，在脱硫控制室增加了信号报警系统为两台机组公用设备的安全多了一道保障，特别是当有参数越限和设备跳闸时发出声音报警，运行人员能及时发现，并采取相应措施避免事故的发生和扩大。

经过本次改造锻炼了新人，有的是进厂时间不长的大学生，通过现场的实践对控制系统的改造有了新的认识，对逻辑程序的设置、调试过程和注意事项有了切身体会，进步比较大。

此次改造也有一些不足之处，有待于在以后改造过程中改进和提高。在新旧系统的转换过程中和运行人员的沟通不够，没有安排专人和运行人员施工交流导致运行人员紧张，是本次改造过程中需吸取的最大教训。

骆桂礼

6.dcs管理制度 篇六

一、DCS集散系统的故障原因

(一)各种干扰问题

切换备用电源、功率较大的无通通信设备会干扰DCS集散控制系统的正常运行,干扰主要有DCS集散控制系统自身干扰信号问题以及接地问题。[1]在规模比较大的工业中,启动和关闭大功率的用电设备后会对DCS集散控制系统产生干扰,甚至出现一些原本可以避免的故障问题。因此人们逐渐提高对DCS集散控制系统接地问题的重视程度。为了使干扰造成的故障得以减少,需要严格按照要求采取有效的接地和屏蔽方式,保证DCS集散控制系统的信号源与干扰源之间有一定的距离,避免出现电源泉的波动。如果遇到特殊的情况,需要对主/从过程处理机进行人为更换。要使干扰降到最低,需要切换到手动控制,并且在电子设备间不能使用功率较大的无线电通信设备,减少干扰产生的影响。

(二)画面数据的监控

在一定时间内,DCS集散控制系统中的一些数据是不会发生变化的,但是其他数据会出现变动,对分组画面进行控制时,手动切换是无法实现的,输入数据之后,在系统确认后可能会恢复原有的数据,使得数据修改出现问题,产生比较大的变化和波动,出现波动的数据是不是工艺参数还需要进行一定的分析。这就需要对通知仪表进行查看,操作站操作人员进行检查,明确是否是由于调价系统发生变化死的参数发生改变,[2]从而进行适当地调整。如果二者之间没有明确的、直接性的联系,就有可能是设备中的卡件出现问题,需要切换到手动调节,细致的检查仪表。

(三)控制站电源情况

DCS集散控制系统出现故障还可能是因为电源出现故障,保险的配置不尽合理,无法自主使用备用电源,电源出现变化使得插头接触不好而造成电源中断。对于电源引起的故障可以很简单的进行处理。首先需要对保险的容量以及配置进行科学的核对,使保险装备能够实现自身的作用。同时还需要考虑UPS的配备问题,如果电源出现变化,UPS的配备能够使系统继续正常供电,需要注重备用问题。控制站的设备都是双路供电,一个是市电,一个是UPS,因此一般不会出现这种现象。若控制站的电源全部被切断,监控画面上的两个报警灯会变红,通讯中断,数据也不能够进行刷新,系统失控,调节阀会回到最初状态,这是就需要进行紧急处理,到达实际现场进行处理。

(四)过程通道的控制问题

在DCS集散控制系统通道故障中出现次数比较多的就是I/O卡件故障,要对这种进行有效地解决和应对就需要对DCS集散控制系统进行准确的判断,但是一般内部破损以及老化的判断具有一定的难度。当前工作人员的技术水平还不够高,通常是由生产厂家对I/O卡件进行检修。目前I/O卡件生产出现一体化的发展,如果I/O卡件出现问题就需要购买新的,因此DCS集散控制系统过程通道故障很难有效地自主控制。

二、DCS集散控制系统的运行管理

(一)为DCS集散控制系统营造良好的运行氛围

DCS集散控制系统在运行过程中对环境提出了很高的要求,所以需要严格控制卫生、温度、湿度以及磁场等会对DCS集散控制系统运行产生影响的因素。一般情况下,DCS集散控制系统的运行温度大约在5℃之内,使计算机的主机温度得以降低,防止系统过热出现故障。还需要对DCS集散控制系统进行卫生处理,避免灰尘颗粒物等影响信号的收发,[3]控制好DCS集散控制系统周边的磁场,严格控制和管理产生电磁场的设备,避免电磁场干扰DCS集散控制系统运行。

(二)备份资料,强化管理

在DCS集散控制系统的运行过程中,软件资料的备份是十分重要的工作,在日常工作中,即使是很小的变动也需要进行备份,一旦出现突发问题能够保证数据资料的完整,避免出现数据资料丢失,使得以后的工作受到影响。同时加强对DCS集散控制系统的运行管理,做好日常的维护管理,及时发现故障及时处理,使DCS集散控制系统能够正常运行。

(三)定期检查软件功能

在日常工作中,需要定期检查软件及其功能,通过计算机设备对各种权限设置进行检查,不允许没有授权的人员进入,不能使用DCS集散控制系统之外的软件,避免数据丢失,对工作的正常开展造成不利影响。

三、结语

当前,DCS集散控制系统得到了广泛的应用,同时也需要提高对其故障的分析和研究,如果出现问题需要采取有效地方法进行解决,防止故障对工作开展产生不利影响。总而言之,就是要努力提高维护管理人员的素质水平,明确DCS集散控制系统的运行情况以及相关规范,认真积极的开展工作,使系统安全运行。

参考文献

[1]曾友生.关于DCS集散控制系统的故障原因及运行管理的探讨[J].中国新技术新产品,2011,05:130.

[2]卢凤山.DCS集散控制系统的故障原因及运行管理探析[J].中国石油和化工标准与质量,2012,03:208.

7.dcs管理制度 篇七

一、数据的接收

1、首先增加浙江中控专门对应的DP通讯卡件如下图，300XP的DP卡件为XP239，ECS系统对应的为FW239，本次以300XP为例。

2、鼠标左键单击新增加的DP模块，然后点击工具栏的总体设置，在弹出的对话框中选择配置DP组态（P）选项。

3、第2步结束后会弹出如下对话框：

点击图中的编辑弹出如下：

在此处输入你想起的名字点击确认后弹出如下：

再次点击编辑就会弹出如下：

有时候按照上述操作时候打不开上图，显示找不到。Pbc文件，这时候我们只需要将以前用过的。Pbc文件复制到默认的保存路径下就可以进行正常的修改、删除、添加等操作。

4、将准备好的GSD或者GSE（一般解压结束都是gse格式的）复制到C:AdvanTrol-Pro(V2.70)ProfibusGSD目录下，然后点击File，选择CopyGSD,弹出如下对话框：

如果解压出来的是GSE文件，这里需要将GSD格式更换为GSE格式，双击选中的GSE格式即可。

5、然后选中如下图所示选项：

开始添加从站，弹出如下图示：

选中刚才导入的317的那个选项，点击ADD，然后点击OK，结束这一步操作。

6、双击新弹出的画框图中所示位置：

弹出如下：

这一步操作比较多，首先设置Station Address为实际的从站地址，将Description选项也更改成实际的从站地址，然后选择Module下的1st general ID、1nd general ID、3rd general ID都按Append Module添加到下面那一栏中，这三项是必须添加的，如下图所示：

然后在input选项里面找到我们要接受的数据的长短和类型，注意这里一定要和PLC发送的长度和类型一致，否则通讯会出错，例如上图我们选择了接收长度16，类型为字，这是PLC厂家提供给你的数据类型。点击右上角的OK设置从站结束，这里指的注意的一点是现在300和200的EM277的波特率都是自适应的，所以不需做特殊的设置。然后关闭此对话框，回到下图：

点击更新，将组态换成我们刚刚设置的从站。

7、更新后会在窗口的左边出现ROFIBUS-DP的分支，点开slot4,就会看到我们刚刚定义的输入，共计16个字，点击变量类型，可以定义我们每个变量的类型，一字节、二字节等如图所示的类型。

然后按照PLC厂家提供的I/O点位表输入就可以，值得注意的是，如果我们接收的变量需要进行处理的话，需要在位号后的参与控制点勾，如下图所示：

在进行站间通讯，传送的受控主控卡进行数据的处理。

7、如果接收的式开关量，我们最好一下子占用两个字节，如下图所示：

然后根据PLC厂家提供的I/O点位表输入即可，这里值得注意的是，PLC厂家提供的点位表的高低字节和DCS的高低字节是相反的，所以输入的时候要特别注意。

8、上述都结束后直接将里面的位号如S04_A0000放在流程图的动态数据中或者相应的开关量状态中就可以正常的显示了。

二、数据的发送

1、如果要进行数据的发送的话，我们需要在下图中增加关于输出的点，如图中的slot5，定义的输出类型为一个字。

2、然后关闭上面对话框，点击更新，就会出现我们刚刚定义的输出点，长度为一个字，如下图所示：

3、以发送开关量为例，设置成如下图所示：

这里需要注意的是要在参与控制这里点上勾，然后由受控主控卡进行站间通讯写入控制命令。同时也要注意高低字节相反的问题。

8.dcs管理制度 篇八

主笔分析师：曹炜

关键词：分布式控制系统(DCS)，新建项目，油气，化工，电力近日发布2012年中国DCS市场研究及未来5年发展预测报告。2012年，中国DCS市场规模在12亿美元，与2011相比同比增长率为2%。冶金、电力、水泥、纸浆与造纸等市场新建项目数量的减少及激烈的价格竞争是导致整体市场不振的主要原因。而展望未来5年的增长，ARC预测中国DCS市场会继续保持适度的成长，年复合增长率在5~6%左右。

油气行业领跑DCS市场应用

化工、电力、炼油与石油化工、油气仍然是2012排名靠前的DCS应用行业，尤其是油气行业，受旺盛的国内需求的驱动，以国内三大石油公司为主体的投资方投资积极性高，资本开支巨大，海洋及陆地油气开采、LNG接受终端、天然气管线等子行业都保持较高的景气度；化工行业尽管一定程度受产能过剩的负面影响，但整体看，主要投资方基于实现规模化生产、延伸产业链、基本原材料增值等考虑，资本开支在2012年仍保持了高速的成长；受水电、风电等可再生能源发展的影响，火力发电的资本开支在2012年继续负增长，但电力行业的DCS市场规模比较大，仍是最重要的应用行业之一。

多因素推动中国DCS未来发展形势看好

展望未来5年的发展，ARC预计中国DCS市场会保持适度的成长。一方面，部分应用行业保持着较高的景气度，新建项目众多，例如油气、煤化工、现代材料、核电、天然气电站等等；而国家对于节能减排政策的进一步推进也会为DCS市场创造新的机会，例如冶金、电力、造纸等行业高耗能高排放产能的关停；电力、冶金、水泥等行业的脱硝，油品质量的升级等等。另外一方面，海外总承包市场近些年迅速崛起，一批中国EPC在海外市场取得相当大的份额，这也驱动了DCS市场的发展。最后，在售后服务领域，基于最终用户理念的一步步成熟，及主要DCS供应商的苦心经营，这一市场蕴藏着很大潜力。

9.论述DCS接地系统 篇九

DCS接地系统是为了保证DCS的信号、供电电源或DCS设备本身出现问题时, 将过载电流导入大地, 为DCS 提供屏蔽层, 消除电子噪声干扰, 并为整个控制系统提供公共信号参考点 (即参考零电位) 。一旦接地系统发生问题 (接地电阻过大, 多点接地, 接地线断线或接地线与高电压、大电流设备相接触等) , 将会造成人员的触电伤害及设备的损坏。据了解, 有些电厂DCS经常“死机” (或不明原因的“死机”) , 大多是因为接地系统不良或存在问题所引起的。 因此, 完善、可靠、正确地接地, 是DCS 能够安全、可靠和良好运行的关键。

1.1 DCS接地分类

一般情况下, DCS需要两种接地:保护地和工作地 (逻辑地、屏蔽地等) 。对于装有安全栅防爆措施的系统, 如化工行业所用的系统, 还要求有本安地。

1.1.1 保护地 (CG, Cabinet Grounding) 是为了防止设备外壳的静电荷积累和避免造成人身伤害而采取的保护措施。DCS所有的操作员机柜、现场控制站机柜、打印机、端子柜等均应接保护地。保护地应接至厂区电气专业接地网, 接地电阻小于4 Ω。

1.1.2 逻辑地也叫机器逻辑地、主机电源地, 是计算机内部的逻辑电平负端公共地, 也是±5 V等电源的输出地, 如CPU的±5 V、±12 V的负端, 需要接入公共接地极。

1.1.3 屏蔽地 (AG, Analog Grounding) 也叫模拟地, 它可以把现场信号传输时所受到的干扰屏蔽掉, 以提高信号精度。DCS中信号电缆的屏蔽层应做屏蔽接地, 即线缆屏蔽层一端必须接地, 防止形成闭合回路干扰。铠装电缆的金属铠不应作为屏蔽保护接地, 必须是铜丝网或镀铝屏蔽层接地, 并接入公共接地极。

1.1.4 本安地要求独立设置接地系统, 接地电阻≤4 Ω。本安地的接地系统应保持独立, 要求其与厂区电气地网或其它仪表系统接地网的距离在5 m以上。

1.2 DCS接地方式

1.2.1 利用电气接地网作为DCS接地网, 即与电气接地网共地。

1.2.2 DCS设专用独立的接地网。

1.2.3 DCS设专用接地网, 经接地线、再接至电气接地网。

由于1.2.3节接地方式与1.2.2节接地方式有较多相同处, 所以, 计算机或DCS曾经较多的采用过专用的接地网。但这种接地方式存在的缺点是:占地面积太大, 投资高, 电缆及接地网钢材耗量大, 距厂房有相当的距离 (因不易在厂房内找到合适的位置) , 管理、维护、测量及查找接地极和接地线不方便, 且效果不甚良好。实际运行表明, 设置专用的DCS接地网是既困难又不安全的, 如某电厂曾因接地问题, 造成机组跳闸数十次。根据调查, 不少电厂已将DCS接地改为电气接地网接地, 并取得了良好的效果。

1.3 对公共接地极 (网) 的要求

1.3.1 当厂区电气接地网对地分布电阻≤4 Ω时, 可将厂区电气接地网作为DCS的公共接地极 (网) 。

1.3.2 当厂区电气接地网接地电阻较大或杂乱时, 应独立设置接地系统, 即为DCS的公共接地极 (网) 。

1.3.3 没有本安地接入的公共接地极 (网) 的对地分布电阻应<4 Ω;有本安地的<1 Ω。接地总干线的线路阻抗<0.1 Ω。

1.3.4 接地极周围15 m内应无避雷地的接入点, 8 m内应无 30 kW 以上的高低压用电设备外壳的接入点。当现场无法满足该条件时, 防雷保护地通过避雷器/冲击波抑制器与公共接地极的主干线相连。电焊地切勿与公共接地极及其接地网搭接在一起, 二者间距离应在10 m以上。

2 DCS的接地原则

2.1 DCS设备的接地装置

2.2.1 操作台、打印台、服务器柜、继电器柜、UPS柜、配电柜设有保护地螺钉。

2.2.2 DCS的I/O机柜设有屏蔽接地汇流排, 保护地螺钉。系统地 (+24 V地) 悬浮。

2.2.3 仪表柜、手操盘台设有屏蔽地接地汇流排和保护地螺钉。

2.2.4 安全栅柜设有屏蔽地接地汇流排、本安地接地汇流排和保护地螺钉。

2.2 信号屏蔽及其接地

2.2.1 根据有关技术规定要求, 计算机或 DCS信号电缆的屏蔽层不得浮空, 必须接地, 其接地方式应符合下列规定。

a.当信号源浮空时, 屏蔽层应在计算机侧接地。

b.当信号源接地时, 屏蔽层应在信号源侧接地。

c.当放大器浮空时, 屏蔽层的一端与屏蔽罩相连, 另一端宜接共模地 (当信号源接地时, 接信号地。当信号源浮空时接现场地) 。

d.当屏蔽电缆途经接线盒分断或合并时, 应在接线盒内将其两端电缆的屏蔽层连接。

2.2.2 DCS信号电缆的选择与敷设, 应严格按照有关规定执行, 屏蔽电缆的屏蔽层应按以上要求进行接地。为了提高DCS的抗干扰能力, DCS开关量输入/输出信号, 选用阻燃型对绞铜网屏蔽计算机电缆还是比较恰当的。

3 DCS的接地方法

3.1 集中布置的DCS设备接地方法

由于大家熟悉集中布置的DCS设备接地方法, 以及受篇幅限制, 这里就不介绍了。

3.2 分散布置的DCS设备接地方法

分散布置DCS设备之间的连接一般是网络 (通讯) 线, 例如:现场控制站分散到现场, 而操作员站位于不同的控制室, 分散直径在500 m的范围内, 各站点间使用多模光纤或5类双绞线或DP屏蔽双绞线等连接。

3.2.1 使用光纤连接的站点:

各站点内的接地方法同集中布置的DCS设备。

3.2.2 使用5类双绞线或DP屏蔽双绞线连接的站点。

a.控制室的各类地线先连接到公共连接板, 公共连接板通过接地总干线与公共接地极相连。从公共接地极看过去, 整个接地网络是一个星型结构。

b.使用5类双绞线或DP屏蔽双绞线两头通过网络浪涌保护设备 (信号避雷器, 通流量不小于5 kA) 与DCS的SWITCH、 HUB、REPEAT、或其他网络设备相连。两边的站点有各自的公共接地极, 各站点的接地方法同集中布置的DCS设备。5类双绞线或 DP屏蔽双绞线必须穿镀锌钢管或金属桥架敷设, 钢管或桥架必须可靠接地。当雷击, 或者电气事故造成两边地电位差过大时, 信号避雷器可以保护两边的设备。

3.3 DCS设备接地安装

接地体为钉入地下的良导体, 由接地总干线传来的电流通过接地体导入大地。接地体与接地总干线之间采用铜焊, 焊接后应做防腐处理。可用接地网干线把多个接地体连接成网, 接地网应满足DCS接地电阻的要求。当接地网干线与接地体采用搭接焊时, 其搭接长度必须为扁钢宽度的2倍或圆钢直径的6 倍, 见图1。

3.4 DCS接地降低土壤电阻率的方法

3.4.1 改变接地体周围的土壤结构。

在接地体周围的土壤2～3 m范围内, 掺入不容于水的、有良好吸水性的物质, 如木炭、焦碳煤渣或矿渣等, 该法可使土壤电阻率降低到原来的0.1～0.2。

3.4.2 接地体周围土壤用食盐、木炭分层夯实。

木炭和细掺匀为一层, 约10～15 cm厚, 再铺2～3 cm的食盐, 共5～8层。铺好后打入接地体。此法可使电阻率降至原来的0.2～0.3。但食盐日久会随流水流失, 一般超过两年就要补充一次。

3.4.3 长效化学降阻剂法。

既用长效化学降阻剂向接地体周围土壤喷散可使土壤电阻率降至原来的40%。

3.5 DCS接地材料及要求

3.5.1 接地体与接地网干线的材料要求

接地体和接地网干线所用钢材规格应符合规定, 若接地电阻满足不了要求时, 也可选用铜材。如果接地体和接地网干线安装在腐蚀性较强的场所, 应根据腐蚀的性质采取热镀锌、热镀锡等防腐措施或适当加大截面。

3.5.2 接地连线要求

DCS的保护地和屏蔽地连线应使用铜芯绝缘电线或电缆连接到厂区电气专用接地网或接地体上。当接地连线距离较长、DCS对接地电阻要求较高或接地干线分接的支线数量较多时, 宜选用表中截面较大的电线电缆。

4 现场接地注意事项

4.1 现场控制站:接地螺丝因机柜本体与底座间有胶皮形成绝缘, 屏蔽地汇流排与底座间绝缘, 因此, 现场控制站必须按规定做好接地处理, 即分别接至现场控制站接地汇流排上。I/O柜的电源地与UPS的电源地必须接至同一个地, 保证等电位。

4.2 现场控制站:操作员站、工程师站、网络交换机、服务器主机、系统显示器等采用外壳接地或直接将电源地线连接至电气接地网。

4.3 I/O模件:模拟量模件即直流24 V的负端应接至逻辑地汇流排上, 逻辑地汇流排接至屏蔽地, 再接入总接地汇流排。

4.4 现场控制站的保护地应从机柜下方的接地螺钉接至接地分干线, 现场控制站的屏蔽地应从接地汇流排接至公共连接板。

4.5 接地系统的电阻必须进行测试, 以保证接地能满足控制系统制造商的要求。

5 结束语

在DCS的使用中, 由供电和接地引起的工作异常占70%以上, 因此, 供电和接地的问题绝不容忽视。只要认真遵循系统的各项原则要求, 精心地施工和维护, DCS必能长时间地提供稳定可靠的服务。有条件时, 尽量考虑加装隔离变压器及浪涌电压抑止器, 以使接地系统更加规范, 更加完善, 提高DCS的抗干扰能力。

摘要：随着电力工业的迅速发展和热工自动化水平的提高, 分散控制系统 (DCS) 已在国内各电厂中得到广泛应用, 为了保证DCS的监测控制精度和安全、可靠运行, 对系统接地方式、接地要求、信号屏蔽、接地线截面选择、接地极设计、接地箱布置等方面, 必须进行认真设计和统筹考虑, 为此, 结合华电富拉尔基发电总厂的DCS的应用情况, 对DCS的接地系统, 展开了全面讨论。

关键词：接地,屏蔽,安全,系统

参考文献

[1]电力建设工程施工质量监督安装工程国家电力公司电力工程质量监督总汇编[G].北京:中国电力出版社, 2002.

[2]杨蔚然、王志锡.热工仪表及控制装置安装[M].北京:中国电力出版社, 2001.

[3]徐平、李金灿.电控及自动化设备可靠性工程技术[M].北京:清华大学出版社, 1997.8.

[4]王志祥、朱祖涛.热工控制设计简明手册[S].北京:水利电力出版社, 1995.

10.dcs管理制度 篇十

【摘要】智能电网的发展对火力发电厂电气设备运行水平提出了更高的要求，本文基于此对火力发电厂的核心系统DCS进行了分析。首先介绍了DCS控制系统的相关概念，此后介绍了DCS系统在火力发电厂的应用，最后分析了DCS系统运行中的常见故障并提出了解决措施。

【关键词】DCS系统；火力发电厂；电气设备

引言

随着智能电网的建设和发展，火力发电厂向着规模化、高效化、复杂化发展，对机组控制系统的自动化水平要求不断提高。分散控制系统（DCS）是控制机组生产运行的核心部分，其可靠稳定的运行直接决定着整个运行机组生产过程的安全、经济稳定运行。

一、DCS控制系统的相关概念

DCS（Distributed Control Systems，分布式控制系统）是指：通过多个计算机来对火力发电厂生产过程中的多个回路进行控制，并可以进行集中数据管理。DCS系统因此又被称为集散控制系统。DCS系统是火力发电厂机组的核心控制程序之一，它集成了控制（Control）技术、计算机（Computer）技术、通信（Communication）技术、显示（CathodeRay Tube，CRT）技术的多级计算机系统，以通讯网络为纽带实现过程控制和监控控制。

二、DCS系统在火力发电厂电气设备中的应用

火力发电厂一般规模较大、占地面积广、内部体系庞杂，这些特征决定了对其电气设备的控制应该一方面注重全局调控，另一方面对其本地化问题不断进行响应和处理，实施分散集中控制。DCS系统具有灵活的组态软件、先进的控制算法、高度可靠性和开放的联网能力，完全符合火力发电厂的发展要求，因此近年来逐渐占据了大中型火力发电机组机、炉主控的自动化领域。

以DCS在某火力发电厂烟气脱硫控制系统中的应用为例，为确保系统的安全稳定运行，采用了西门子PCS7的DCS系统，该系统基于过程自动化，实现了从传感器、执行器到控制器、上位机的全集成自动化，设置两个操作员站和一个工程师站，对进行烟气脱硫的两套机组进行监控，每套机组的脱硫岛系统中，都设有一个控制站，通过I/O模块采集和输出现场参数。通讯方面，I/O模块通过PROFIBUS现场总线与控制站相连，工程师站、操作员站、控制站通过工业级以太网相连，通过DCS系统能够方面的控制各个参数，有利于提升烟气脱硫的工作效率，降低现场人员的劳动强度。

随着DCS技术的不断发展，其硬件和软件特性不断升级，在火力发电厂的各个工艺过程中的应用日益深入。目前，FSSS、DEH、SOE等都可以由DCS组态实现，机炉的整套电气设备均可以处于DCS系统的统一监控之下，大型火力发电厂的机、炉、电一体化控制成为主流趋势。近年来现场总线技术飞速发展，为DCS控制提供了新的发展空间，目前火力发电厂的第四代DCS系统中已经能够支持多种标准的现场总线仪表。

三、火力发电厂DCS系统的常见故障和应对措施

火力发电厂DCS系统的常见故障主要包括硬件故障、软件故障和人为故障三种，现将其常见故障及其应对措施归纳总结如下：

3.1硬件故障

火力发电厂运行环境相对复杂，受到高温、高热、粉尘等因素的影响，DCS系统中最常见的多为硬件故障。硬件故障常见的主要有DPU主控单元故障和I/O单元故障。

（1）DPU主控单元故障

DPU（Distributed Processing Unit，分散处理单元）用于执行工程师组态的控制策略，用来实现系统的离散梯形逻辑控制、连续调节、过程控制算法，还具有数据的采集、变换、告警、记录等功能，是火力发电厂DCS系统的核心软件之一。DPU主控单元故障主要有DPU脱网、初始化程序异常、切换异常等。

其中，DPU脱网的可能原因包括元器件严重老化、端子接触不良、主板故障、系统负载率过高等，DPU初始化程序异常的原因多为主DPU与从DPU之间的下位机程序出现问题，或是两者之间的DOC芯片兼容问题导致的。一旦出现DPU主控单元故障，应该立即检查报警日志，并对系统进行检修，及时分析故障原因并排除，对于出现器件老化或主板故障的DPU主控单元，应该立即更换相应的故障器件。

（2）I/O单元故障

I/O单元是DCS系统的模拟量采集元件，在运行中出现的I/O单元故障可能原因包括通讯线路接触不良、端子板接线虚焊、元器件特性不良、板卡因故损坏等。目前，I/O单元的故障率多与板卡的制造和安装工艺密切相关，因为I/O单元质量不过关导致DCS系统被迫停运的故障屡见不鲜。此外，火力发电厂内部运行环境相对恶劣，空气粉尘较大，I/O单元长期运行于高温环境下，一旦散热环境不佳，也很容易导致I/O单元出现接触不良或元件老化。针对这种情况，火力发电厂I/O单元在进行配置时，应该尽量将重要信号分散配置在不同的板卡上，用于同一个保护或控制系统的信号避免完全集中在一个控制站内，为系统硬件进行充足的容错处理，避免因某一块I/O板卡故障，引发电气设备整体失效，影响整个机组的整体运行。

3.2软件故障

DCS应用软件故障包括程序存在缺陷、控制模块异常、软件在线下载功能不完善、历史数据记录不全等，根据故障出现的原因，可以分为系统软件故障和应用软件故障两种。其中，系统软件故障主要是程序编写时设计存在缺陷，必须返厂进行整改和升级，应用软件故障主要是某一个具体应用存在待完善环节，可能是应用软件编写者的疏漏，导致图形软件画面与火力发电厂实际情况不符合，设备的位置序列号与软件不对应等。目前，火力发电厂DCS系统软件还处于不断的升级和优化的过程中，有些DCS系统生产厂商为了迎合业主的要求，增加某些新功能或新特性，而经常给系统软件打补丁或升级，软件开发缺乏持续追踪和系统性，可能会给软件安全带来较大隐患。例如，近年来安徽电网中发生的两起火力发电大机组故障，就是由于DCS版本升级后，因系统软件存在缺陷、软件与硬件驱动不匹配、系统容错性差等原因造成的。因此，火力发电厂在进行DCS系统升级和改造时，应该慎重考虑，必须经过严谨的系统验证和技术检测后才能进行，以确保DCS系统的安全稳定。

3.3人为故障

火力发电厂DCS系统操作内容庞杂、涉及技术多样、对人员素质要求较高，对DCS熟悉使用需要一个逐步深入的过程。在火力发电厂的日常运行和维护过程中，因为对DCS系统特性不熟悉而导致的人为故障也时有发生，这种故障具有一定的偶发性，也容易被发现和解决。在实际工作中，火力发电厂应该经常对在岗人员展开技术培训，尤其是对新上岗员工，要及时进行深入的专项培训，使得员工真正能够熟练掌握DCS系统特性。同时，建立健全相应的管理制度，降低人为误操作导致的DCS系统故障概率。

结语

DCS系统目前已经在火力发电厂电气设备中得到普遍应用，并处于不断发展和完善的过程中。火力发电是我国最主要的发电形式，伴随国家建设智能电网的进程不断深入，各类火力发电厂将不断兴建和投产，火力发电企业应该不断地引进新技术，完善电气设备的控制，提升DCS系统的应用水平，推动我国电网持续健康发展。

参考文献

11.DCS配电系统的解析 篇十一

1 系统总进线电源

对于DCS系统来说, 硬件主要指控制器、卡件 (这里包含防火墙、通讯用卡件、冗余用卡件、从站卡件和大量数字模拟量处理卡) 、安全栅、交换机和用于卡件和控制器集成底板或机架等。其中除交换机外, 其他设备需要直流供电。所以系统中都配有交直流转换电源。系统总进线电源为230VAC, 电压一般允许在110VAC-250VAC左右波动 (取决于交直流转换电源的允许条件) 。所以总进线230VAC稳定是系统供电第一道保障。系统在设计时至少保证两路电源进入。有的设计会考虑双路进线电源通过STS (静态无扰动切换开关) 后以一路电源的形式进入系统配电。看起来相对可靠, 但风险存在由静态无扰动切换开关上。必须保证供电来自于不同的供电回路。下面我列举几个典型的配电结构供不同的企业和用户参考 (根据企业的自身情况, 考虑性价比)

1.1 双回路双UPS供电系统

市电来源于不同两个的供电母线, 两路市电分别经过STS进入各自UPS供电系统, 然后两路UPS并行配电输出到控制系统。这里强调UPS的输出一定是分开的, 否则为我们的供电系统的检维修带来很大的麻烦;这里双回路双UPS供电可以简化一下, 即不同过STS, 应为STS的造价很高。两路市电分别进入各自的UPS, 当让市电同样交叉供给UPS的检修旁路电源, 以保证每台UPS有两个回路电源输入, 一个作为主电源, 一个作为检修旁路电源使用 (检修旁路不仅作为在UPS检修时使用, 也可在一回路失电后, 由于电池的供电时间有限, 可以切换到旁路供电以保证后系统电源处于双回路供电) 当然从正常供电到检修旁路的切换不是无扰动的。

1.2 双回路单UPS供电系统

从成本上讲双回路双UPS供电系统成本较高, 从工厂的实际使用过程中, 由于考虑到工厂通常会1-2年检修, 当然对于三年以上检修的工厂来说双回路双UPS供电系统更可靠些。但从理论上上来讲, 双回路单UPS供电系统就能够满足要求。下面我们讲一下双回路单UPS供电系统结构。同样市电来源于不同两个的供电母线, 一路直接进入控制系统, 另一路作为UPS的供电, 同样UPS的检修旁路电源来自于第一路小结;通常许多人会问两路市电输出进入系统后可不汇总到一个供电母排上。这样使得DCS系统只有一路汇总的市电。甚至许多人要求UPS具备调频调幅功能, 使得两路市电达到同步 (只有这样市电才可以合并) 。其实完全不需要这样, 这样没有带来任何好处, 反而带来很多麻烦。首先, 共同的母排一旦出现故障将导致全部崩溃;其次发生对供电系统, 如UPS在线检修时, 在线切除时存在问题, 很难将检修旁路投上, 最后无形增加技术陈本。

2 系统内部直流电源

几乎所有的DCS系统卡件、控制器、安全栅和底板都是直流供电, 基础电源为24VDC, 其他电源内部转换后存在12VDC和5VDC。所以直流电源是系统最核心的供电系统。无论各家系统结构如何, 我们建议控制器、卡件、安全栅单独配置供电电源。

2.1 安全栅供电

由于安全栅数量较多, 所有的供电可能来源于一个直流供电系统, 但距离上一般不容许超过20米。这一供电系统可以用冗余的直流24VDC或采用N+1或N+N直流电源系统。特别市N+1电源系统, 具备冗余市电自动切换的功能, 并且支持对电源模块的热插拔功能。现在越来有多的直流系统采用这种方式, 并且可以根据情况配置成N+1或N+2等。这里N+1的意思是此系统中允许有1个电源模块故障, 支持热插拔更换, 同理N+N就是允许有N个电源模块同时存在故障。注意的是多块安全栅虽然来源于一个供电系统, 为保障电源系统的安全, 要求每一个安全栅都通过带保险的端子供电。需要注意的是, 安全栅供电系统中的24VDC电源的负需要与系统地相接, 保证此系统内的所有24VDC处于同一电位上。

2.2 控制器供电

对于控制器来说, 每一个控制器需要一个独立的电源系统或电源模块, 此电源系统必须是冗余的。一般为了控制器电源的精度, 一般DCS厂家都会提供高精度的直流转直流电源作为控制器的单独供电系统。

2.3 底板和卡件供电

对于一个控制器 (通常是一对冗余控制器) 下带的底板和卡件同样需要一个独立而且是单独的电源系统, 同样此电源系统必须是冗余的, 并要保证电源对于每一个底板都是并行输出的, 不容许串接。对于这部分供电系统, 一般通常的做法采用通用的直流电源。根据厂家不同, 有的会对此部分电源采用悬浮方式, 即它与安全栅供电系统彼此是浮空的。建议此部分配电系统最好把电位拉到同一位上。

3 其他供电

这里讲的其他供电包括系统内的风扇、灯、、交换机、现场其他仪表和继电器。这里交换机作为通讯的中转站, 重要性不言而喻。同样需要冗余配置, 其电源来自市电。对于灯、风扇等虽然不是特别重要, 但它可能影响到整个系统配电的安全, 由于它来源于系统的市电, 为了保证安全, 通常经过空气开关后进行配电, 这里注意空气开关, 大多数是热脱扣的, 为了保证保护的可靠, 这里建议采用热磁脱扣或电磁脱扣的。同样现场其他仪表由于电源需求的不同, 使得不可能通过安全栅或卡件进行配电, 需要通过单独的空开和端子进行配电, 还有就是现场无缘的开关设备, 有的可以通过安全栅, 对于无防爆要求或本身就是防爆设备的, 一般通过端子直接配电, 这部分设备最好也通过独立的电源, 可以把这部分电源分配给继电器。使它们的配电系统一样。

综述, 对于一个复杂的DCS系统来说, 配电系统变得同样复杂, 所以弄清楚整个配电系统的结构, 也就了解了整个DCS系统的构成。一个清晰可靠的配电系统是系统安全最为重要的保证, 切不可把各种不同类型的设备的配电混合, 避免对整个系统安全造成影响。

摘要：随着化工生产中自动化水平越来越高, DCS系统越来越重要。特别是近些年来煤化工产业的迅猛发展。DCS系统的规模越来越大, 甚至超出了原有配置的想象, 往往系统配置达到极限。所以目前DCS系统的安全可靠变得越来越突出。笔者结合目前主流的几家DCS系统, 论述分析一下DCS系统共同面临的问题, 即系统配电问题。

12.雷电侵害DCS的途径及防范措施 篇十二

摘要：

概 述

2004年夏天，上海地区雷暴频频“发作”，共有4个火电厂的DCS及外围热控设备遭受雷电入侵而受到不同程度的损坏，此情况近年来所罕见。

案例1:2004年7月6、8日，某电厂4台300MW机组遭受2次雷击，瞬间造成4台机组全部退出AGC运行方式;其中3号机组A侧引风机轴承温度跃升十几度(最高达87°并发出“轴承温度高”报警)险些误跳风机;雷击使化学水处理系统外围的压力和温度变送器损坏10多台、损坏化水程控模块3块，损坏打印机、交换机等多台。

案例2:2004年8月4日，某电厂350MW机组遭强雷电截击，雷电后强大的雷电脉冲通过电源及信号电缆造成1号机组4块DCS的I/模块损坏、2号机组2块DCS模块损坏;外围水处理系统7台压力、温度变送器损坏;0号机组有20点轴承监测温度出现异常升高而产生误报警;另造成制氧1号高压氮压缩机电机轴承温度突升至连锁动作值而跳压缩机。

案例3:2004年8月16日，某自备电厂遭受雷击导致信息系统交换机端口损坏4块，造成管理信息系统(MIS)部分信息中断，案例4:2004年8月22日，某自备电厂外围化水设备遭受雷击，雷击损坏化水处理池液位计1台、压力变送器3台，通过信号电缆传导造成Honeywell控制系统1块I/0模块损坏、部分程序丢失，还造成部分供热用户测量表计损坏。

2004年是上海地区近十几年来发电厂遭受雷击最多、热控设备损坏最严重、影响最大的一年。虽然没有造成机组的非计划停机或MFT动作，只是个别机组减出力运行，但是却提醒上海地区火电厂热控专业人员不能忽视热控系统的防雷问题。

通过调查和分析发现，这4起雷击多是在宽广的场地引发的，并通过信号或电源电缆将强雷电脉冲或感应雷过电压引入DCS引起模块损坏，没有1起是直接造成DCS控制设备损坏的。检查还发现存在个别现场露天安装表计外壳没有严格接地(以安装支架作为接地)、接地线松动及虚接地、主设备不接地及原接地线脱落等现象，这些都是引起DCS遭受雷害的诱因。

一、雷电入侵DCS的途径

雷电的表现形式主要有2种，一种是直击雷，是指带电云层与大地上某一点之间发生迅猛的放电现象。直击雷威力巨大，雷电压可达几万伏至几百万伏，瞬间电流可达十几万安，在雷电通路上，物体会被高温烧伤甚至融化;另一种是感应雷，是指当直击雷发生后，带电云层迅速消失，而地面上某些范围由于散流电阻大，出现局部高电压，或由于直击雷放电过程中，强大的脉冲电流对周围的导线或金属物因电磁感应而产生高电压以致发生闪击的现象，统计表明，感应雷引起的事故约占雷害事故的80%～90%。1.1 建筑物外的侵入

(1)雷电远点袭击电力线。雷电首先击在电力线上，通过电力线直接击穿用电设备的电子元件，从而影响DCS的供电。(2)雷电近点电力线的入侵。实际上是雷电袭击用电设备所在的建筑物避雷针，引起雷电电磁脉冲，除通过避雷引线、水管、金属门窗等门地面有迁接的金属物质的雷电流外，剩下的部分将击穿UPS输出和输入对地线端，从而影响DCS的供电和网络设备。(3)错相位雷击。如果一个高能量雷打在一条火线上，而另一

.................................................................................................................线线之间会产生电压差侵入用电设备，直接影响三相UPS、DCS及整个控制系统的供电。1.2 建筑物内感应雷击

雷电对DCS的危击主要是通过直击雷和雷电电磁脉冲干扰2种形式。

(1)雷电直接击中建筑物或地面，雷电流沿引下线、接地体流功过程中在土壤中产生强大的感应电磁场，通过感应耦合到DCS而损坏其电子元器件。另外，控制室建筑物的防直击雷装置在接闪时，强大的瞬间雷电流通过引下线流入接地装置，会使局部地电位浮动并产生跨步电压，若防雷接地装置是独立的，它和控制系统的接地体没有足够的绝缘距离，它们之间会放电(称为雷电反击)而对DCS的I/0模块产生干扰或破坏，如前述4起雷害中的案例1、4。

(2)雷电电磁脉冲干扰是指强大的雷闪电流产生的脉冲电磁场，它对DCS的干扰有:a.控制室建筑物的防直击雷装置接闪时，引下线会流过强大的瞬间雷电流，如在引下线一定距离内有连接DCS的电源及I/0电缆等，则引下线内的雷电流会对这些电缆产生电磁辐射，将雷电流引入DCS损坏I/0模块(如前述案例2);b.控制室周围发生雷击放电时，会在各种金属管道、电缆线路上产生感应电压。如果这些管道和线路引入到控制室把过电压传导到DCS上，也会对DCS产生干扰或损坏。

二、DCS及控制室防雷主要措施

雷电会产生强大的电磁波，一般0.24mT的电磁波冲击就能造成电子设备的直接损坏，0.003mT的电磁波冲击就能造成电子设备的误动，因此，自20世纪90年代起，IEC先后颁布了文献[1]、[2]等防雷标准。我回颁布了GB 50057-1994《建筑物防雷设计规范》的同家标准[3]。该标准第6章专门规定了“防雷击电磁脉冲"的要求，表明防雷技术已引起国内各行业的重视。2.1 控制室的防雷

根据文献[3]规定，按防雷要求分为一、二、三类防雷建筑物。一类要求最高;二类次之。DCS控制室如果和生产设备在同一建筑物内，其防直击雷设施应根据生产设备的特点综合确定和设计。如果DCS控制室是独立的建筑物，应按该标准规定的三类防雷建筑物的标准设防。

将控制室的墙和钢筋、金属门窗等进行等电位联接，并与防直击雷的接地装置相联，使控制室形成一个法拉第笼，可减少雷电磁脉冲的影响[4]。控制室有许多电缆和外部相联，因此要对从室外进入控制室的各种电缆采取屏蔽措施，对容易被雷电波侵入的地方更应重视，只有堵死一切雷电导入的通路，才能有效保护DCS设备免受雷电的侵害。2.2 DCS设备的防雷

DCS应用中最不清楚但又必须解决的问题就是接地问题。不仅很多用户不清楚，甚至有的DCS厂家也未必很清楚。各DCS厂家为保证系统能在各种复杂的应用现场正常运行，提出的接地要求也各不相同，不但概念比较笼统、模糊(如将工作接地和保护接地混为一谈)，而且对接地的具体技术要求也存在较大差异，有的很苛刻，有的则相对较宽松，如 I/A Series对内部交流地、逻辑地、系统地是不区分的，当电源的3根线(相线、零线、地线)接到机柜的配电盒时，即完成了系统接地。TELEPERM一ME采用1个接地点且与电气网共地方式.H一3000的安全地采用就地接大地或接入汇集板(总接地板)，而系统地(直流工作地)则采用汇集板接地方式。而INFI一90则以大地零电位为参考电位。但不管如何不同，用户应注意如下2点。

(1)保护接地:DCS的所有设备均有一个保护地，该保护地一般在机柜和其它设备设计加工时已在内部接好，有的系统已将该保护地在内部同电源进线的保护地(三芯插头的中间头)连在一起，有的不允许将保护地同该线相连，用户一定要仔细阅读厂家提供的接地安装说明书，不管哪种方式，保护接地必须将一台设备上所有的外设或系统的保护接地连在一起，然后用较粗的绝缘铜导线将各站的保护接地连在一起，再从一点上与大地接地系统相连。

(2)屏蔽地(模拟地):是所有接地中要求最高的一种。几乎所有的DCS都提出屏蔽地一点接地，且接地电阻小于lΩ。在DCS机柜内部都安置了屏蔽地汇流排，用户在接线时将屏蔽线分别接到屏蔽地汇流排上，在机柜底部，用绝缘的铜辫连到一点，然后将各机柜的汇流点再用绝缘的铜辫或铜条以辐射状连到接地点上。大多数的DCS不仅要求各机柜屏蔽地对地电阻小于lΩ，且各机柜间的电阻也要小于1Ω。

不同的接地方式对接地电阻的要求也不同。电力部门对DCS接地电阻的要求是:采用独立接地时 接地电阻小于4Ω;采用与电气网共地时接地电阻应小于lΩ;采用防雷地、电气地、DCS地三者共地时应小于0.5Ω，实测结果说明火电厂电气接地网的接地电阻可达到小于0.1Ω[5]。

文献[6]对屏蔽电缆的接地原则上要求一端接地，另一端悬空。但单端接地只能防静电感应，不能防磁场强度变化所感应的电压，不能阻碍雷电波的侵入。为减少屏蔽芯线的感应电压，仅在屏蔽层一端做等电位联接的情况下，应采用有绝缘隔开的双层屏蔽，外层屏蔽(如用金属走线槽或穿线金属管作为第2屏蔽层)应至少在两端做等电位联接。从防雷角度看，走线糟及穿线金属管应选择金属材质而不应选用环氧树脂等绝缘材料。

要将DCS的接地系统和防雷电系统的接地系统进行等地位联接，即使受到雷电反击，它们之间因不存在电位差，所以不可能通过雷电反击构成对电子元件的威胁，因此等电位联接是DCS免遭雷击的重要措施。

企业以太网的防雷是确保网络安全的重要方向，特别是多雷地区一些采用粗缆将各分厂相互连接的企业，雷电经常会造成交换机、计算机及其网络接口卡等设备损坏(如前述案例3)。对这种粗缆遭雷击情况分析表明，凡室外敷设电缆埋地深度在0.6m以上时，几乎不会将雷电波引入网卡，对防雷是非常有利的。2.3 防雷接地及布线

防雷工程的一个重要方面是接地及引下线路的布线问题[4，7]，整个工程的防雷效果如何甚至防雷器件能不能发挥作用都与此有关。因为所有的防雷设施都需要通过接地系统把雷电流泄入大地，从而保护设备和人身。如果接地系统做得不好，不但会引起设备故障、烧坏元器件，严重时还将危及工作人员的生命安全。恃别是强功能高价值设备的广泛应用，要求更可靠的接地保护;另一方面由于微电子技术的发展，使现代电子设备要求更低的接地电阻。

相关技术规范对不同类型的接地系统接地电阻有明确规定，通常在设计时要求:(1)接地连接方式和接地参数并重;(2)以减少或消除同系统中不同性质的接地(如防雷接地、工作地、外壳接地、静电地、信号地等)之间的电位差为目的，选用适当的布线方式;(3)根据地网所在地的接地电阻、土层分布等地质情况，尽量进行准确设计施工。此外，要认真做好接地系统的定期维护保养，特别是在每年雷电到来前应做好:(1)对全厂接地网的完好程度、接地电阻大小等进行检测，对投产多年的电厂，要认真做好接地网寿命周期、接地体腐蚀状况评估，发现问题及时整改;(2)认真检查露天安装控制设备(变送器、液位计等)壳体、屏蔽电缆、走线槽等接地状况，严防接地线缆松动、虚接、脱落、接地电阻过大等异常情况的发生。2.4 防雷电保护器

防雷器的作用就是在最短时间内将线路上因感应雷产生的浪涌电流释放到地网，使建筑物内各点之间电位差大致不变，从而保护设备。电源保护器(SPD)是一种限制瞬态过电压和分走电涌电流的器件。按其在DCS中的用途可分为电源防雷器、I/O防雷器和通信线路防雷器3种。当有连结电缆从室外或其它系统进入控制室时，装设SPD可防护电子设备免遭雷电浪涌的闪击。但如所有I/0通道都装设 SPD，成本将大幅上升。应按实用性、发生雷击事故的可能性和后果，合理配置防雷器，以免造成不必要的浪费。各种防雷器性能再好，如没有很好的接地装置也难奏效，因为以千安计算的强大雷电流要在地电阻上形成很高的电压，接地电阻越大，该电压就越高。因此，尽量减小接地电阻是有效防雷的基础条件。

三、结 语

DCS的防雷工作不是简单的避雷设施的安装和堆砌，而是一项要求高、难度大的系统工程，涉及多方面因素。为此，必须贯彻经济、实用、高标准、严要求、高起点、高可靠性原则，在遵守有关国家标准、行业标准的基础上，还应参考和引入IEC有关防雷标准要求，以达到更好的防雷效果，确保DCS的可靠、稳定、健康运行。

火电厂DCS物理分散设计

［作者：佚名 发表时间：2007-5-25 阅读：225］

摘要：本文介绍了当今几家主要DCS品牌的产品状况，针对火电厂的实际情况，就DCS应用发展中的物理分散方面谈了自己的看法，与同行探讨。0 CIMS模型理论的发展

DCS于七十年代中期诞生以来，以其硬件品种少、可靠性高、容易维护，控制策略由软件实现、灵活方便、功能强大、软件组态也很简单，运行人员监盘面小、CRT监视即能监视局部控制回路、又能监视全局等优点迅速发展起来。尤其是近代大容量、高参数机细的安装，电网对机组运行控制要求的提高，常规控制系统已不能胜任控制任务，DCS以不可逆转的形式在200MW以上机组广泛应用。近两年来随着电子技术和计算机技术的发展，DCS价格下降，小型发电机组、包括小型供热锅炉也都纷纷采用DCS来控制。目前，：DCS在火电机组上的应用技术相当成熟，应用已基本 DCS完成控制任务的状态，向用好DCS，充分发挥、挖掘DCS潜力的方向转变，使DCS 的应用更上一层楼，发挥最大效益。

就火电厂的应用情况来看，DCS应用的发展面临的任务基本上有三个方面，一是，随着电力系统体制的改革，厂网分开、电力市场经济的来临，电厂需要一个完整的计算机自动化网络，DCS生产商在这方面有非常多的可开拓的机遇。另一方面，就目前DCS的应用水平来看，多数DCS应用是就工程而作工程，仅仅完成机组控制系统的投运，完成生产过程的控制，许多高级应用在国内尚未涉及，没有充分发挥DCS的 功能，在目前硬件 水平的基础上可作的软件工作非常多，性能计算、故障诊断、控制优化运行指导、提高控 制性能、延长机组寿命、减少机组停运时间、节约原料等诸多方面的工作都有待去完成，著名的DCS厂商在这些方面都有丰富的软 件，国内厂家在这些方面也应多作一些应用开发和宣传推广工作，这些工作也有助于树 立DCS生产商和其工程合作商的形象，增强 其竞争力，电站用户在这方面也应有所投入，这是一低投入高回报的项目。最后一方面，也是DCS概念本身应该包括而至今未能创造效益的一项，DCS(distribute control system)的distribute不仅包括控制系统功能分散，而 还应包括控制系统物理分散，以减少电缆量 和电缆敷设的施工费用，缩短热控施工周期，减轻热控施工前松后紧的矛盾。虽然DCS 物理分散后，系统维护比集中电子设备间形式困难，但通过完善DCS系统的自诊断功能可以得到弥补。本文着重就DCS厂家的硬 件及应用情况，结合目前我国火电厂的实际 设计水平，就在火电厂热工自动化设计中积 极稳妥的进行DCS物理分散设计介绍作者的思路。现场总线(FCS)

谈到物理分散，首先应想到的应是FCS。近年来，DCS在工业生产过程中广泛应用，工程人员对其信赖感备增，数字化控制的特点 和优越性越来越深刻的被人们所认识。随着 微电子技术及信息网络技术的发展，现场总线控制系统应运而生。现场总线是指在生产现场的测量控制设备与控制中心之间实现全数字、双向、串行、多节点数字通信网络，基于这种开放型网络构造了新一代的全分布控制系统一现场总线，控制系统(FCS)。

FLS从概念上讲，是一全新的系统，有巨大的优越性，在石油化工等—些领域已有成功应用。但是，FCS的应用是一系统工程，涉及到协议的统一，涉及到变送器、执行机构等各个环节设备的智能化及充足的产品供应，这些均不是—朝一夕能解决的事情。目前、FCS的狂热思潮已经过去，应用的呼声更趋于平静。另外，FCS从工程技术方面讲仍未定型，单元机组的协调控制等复杂算法应在 FCS的哪—级去完成等等，仍是需研究确定的问题。因此，FCS作为“安全可靠”为第— 设计原则的火电厂控制系统设计选型，条件尚不具备。在所选用DCS允许的情况下，可在工艺系统的局部，例如燃油泵房，小范围采用FCS产品，为FCS在火电厂的应用积累经验。电子设备间分散

随着网络和计算机技术的发展，DCS应用的推广普及，响应用户的普遍需求，DCS网络趋向于采用通用的网络硬件和标准协议，DCS厂商专注于测量控制卡件的生产和控制策略软件的开发；目前，大多数DCS的主干通讯网络支持光纤介质，通讯网络两站之间的距离满足电子设备间分散的要求，以下是电站常用的几家DCS的通讯网络情况。

MCS公司的MAXl000+PLUS系统采用 MAXnet通讯网络连接工程师站、操作员站和机柜RPU(DPU柜)，MAXnet通讯网络采用 100Mbps的交换式以太网．支持双绞线和光纤介质，当机柜距离控制室低于超过180m 时可采用双绞线，超过18m时需采用光纤介质，可达1000m；ABB贝利公司symphony系统中用于过程控制和过程管理数据交换的控制网络为Cnet，Cnet的环形网络用于连接现场控制站HCU(DPU柜)、人系统接口和系统工程设计工具，环形网络使用存储器插入式的存储转发协议，数据传输率为10MB／S，可采用同轴电缆和光纤介质，相邻两节点之间的距离可达2000m以上：西门子公司的TXP 系统的电厂总线用于AS620自动控制系统(DPU柜)、0M650过程控制和管理系统的处理器PU／SU、ES680工程设计系统处理器ES 和DS670诊断系统处理器DS之间的通讯，终端总线用于PU／SU、OM650操作终端叮(操作员站)、ES680操作终端ET(工程师站)和 DS670操作终端DT之间的通讯，电厂总线和终端总线均是通过使用光缆的局域以太网建立起来的，采用IEEE802．3标准的碰撞检测(CSMA／CD)协议，传输介质可采用同轴电缆和光纤，最远距离可达4300m；上海福克斯波’ 罗的I／ASefies系统的结构按节点的概念来构成，I／ASeries系统各个站(控制处理机，应用操作站处理机等)通过节点总线(Nodebus)相互连接形成过程管理和控制节点，节点总线符合IEEE802．3标准，采用总线形式，传递媒体为同轴电缆或光缆，通讯管理方式采用碰撞检测方式，数据传输率为，10MB／S，节点总线段最大长度为0Om，利用节点总线扩展组件进行总线扩展，两节点总线扩展组件之间距巨离最大300m，节点总线最大长度为 700m；控制处理机通过现场总线和现场总线组件连接，现场总线采用双绞线时最大长度可达1800m，采用光缆时可达20km；西屋公司的Ovation系统的OvationFDDI通讯网络以FDDI网络(光纤分布式数据接口)为基础，通讯速率为l00Mbp／s，以光纤为介质，两站之间距离可达2km，超过2km时，可选择单模光纤，两站之间距离可达60km，FDDI环形距离最大为200km。

从以上几家电站常用的DCS来看，高速数据总线的通讯距离均能满足主厂房内控制机柜物理分散的要求。因此，完成DCS电子设备间分散，例如分别建立锅炉电子设备间和汽机电子设备间，主要受主设备布置的制约。目前已有电厂在初步设计中即采用在锅炉和汽机侧分别设置锅炉电子设备间和汽机电子设备间的布置方式。

在汽机房设立汽机电子设备间，应充分考虑振动问题，确保满足DCS机柜的要求。对于60MW机组，汽机部分的DCS机柜、继电器柜、电源柜、ETS柜、TSI柜、DEH柜及 MEH柜等可全部放入汽机房电子设备间。由于机柜较多，可采用普通机柜，汽机电子设备间通过装没空调，考虑防尘等措施满足机柜的环境要求。

目前电气进入DCS已有许多成功业绩，电气全部进入DCS(某些专有设备，例自动励磁控制装置、自动同期装置等通过接口与 DCS连接)已成共识。电气I／O点数占DCSI／ O点数的20％以上，因此，电气部分DCS机柜就地布置，会创造相当的效益。厂用电和发电机／变压器组控制用DCS机柜可置于电气配电间，电气配电间的环境基本能满足 DCS机柜对环境(温度、湿度、风尘及电磁环境等)的要求。配电间的环境不能满足要求时，可通过改善配电间环境，或通过DCS采用密封机柜和加装空调解决。另外，DCS卡件都有机柜的屏蔽，再通过良好的接地系统都能满足对电磁环境的要求。实际上，电气的一些微机控制装置都在电气配电间内运行多年，且运行良好。3 远程I／O

目前，远程I／O基本上分为两类，一是 DCS系统的远程I／O、一是国产远程智能I／O

3．1 DCS一体化的远程I／O 在石油化工等行业，DCS远程I／O的应用较为普遍，由于电站本身的特点，DCS在电力系统的应用到发展的过程中，几乎都采用集中电子设备间的形式。近年来随着DCS在电站应用的普及，应电站用户的要求，各DCS厂商都不同程度的在远程I／O方面作了不少工作，但目前在国内的应用业绩很少，下面是几家 DCS产品远程I／O的特点和应用情况：西门子公司的TXP系统采用现场总线pmfibus连接处理器AP和远程站ET200，ET200有IP20、IP54、IP65等不同防护等级的产品，有专门的，手册介绍，在一些电厂的循环水泵房等有应用；MCS公司的MAXl000+PLUS的远程L／O 卡件与MAXl000+PLUS系统中相同并行总线 I／O卡件完全一样，I／O卡件运行环境温度为 0—60℃，远程I／O箱大小可选，防护等级IP65，通过总线扩展模件利用光纤连接远程I／O和电子设备间的DPU，距离可达1000米，在产品样本中有专门的章节介绍，在国外有成功应用，但在国内尚无业绩；西屋的OVATION系统的远程I／O柜与其标准机柜巨尺寸相同，工作温度为0—60℃，国内无应用业绩；ABB— BEILY的symphony系统，远程I／O与主机柜之间距离为1300m，环境温度要求为0—70℃，在国内也无应用业绩。

由以上情况可看出，著名的DCS厂家都 有远程I／O产品，国内应用业绩较少，但技术 上是成熟的，并且远程I／O的通讯总线可采 用冗余通讯总线，可靠性得到了保证。因此 可以说，远程I／O的应用总是仅仅是DCS厂 家提供的柜体的防护等级和远程站规划大小 的可选择性问题，以及休用远程站机柜相对 于普通机柜增加的价格因素。

3．2 国产远程智能I／O 近年，国内仪表生产商成功开发出自己 的分布式测控网络，比较有代表性的有南京 总参工程兵工程学院微机测控技术研究所开 发的893—数据采集网络，锡山市阳山仪器 {义表厂生产的IDAS智能数据采集网络。两者在结构上有相似之处，采用智能数据采 集前端，素称黑匣子，就近布置于生产设备附近，采集过程参数并进行工程变换、越限报警 等数据处理，通过串行总线和置于主机内的 网络适配器与主机进行数据通讯。一个采集 网络可挂50块黑匣子，一块黑匣子一般具有 20个左右的通道，智能数据采集前端采用密 封结构，可防尘防潮，环境温度要求为—20℃—60℃，真正实现了分布式测量，近十年来，已大量应用于火电厂数据采集系统，在小机 组生产过程监控方面应用非常广泛。

在某些大中型火电机组采用DCS监控的同时，为减小DCS规模，降低DCS造价，对一部分数据的监视也采用国产数据采集网络，通常称之为小DAS，其缺点是它的主机一般采用工控机，其监视器与DCS的操作员站不够协调，另外，又增加了一个监视点。为此在一些电厂的设计中，取消了小DAS的监视器，利用其数据采集与处理功能，采集过程参数，通过一定的通讯方式把采集到的参数传给DCS进行监视，相对DCS而言，称之为远程智能I／O。

远程智能I／O与DCS之间的通讯基本上有四种方式，—是利用已开发的DCS和远程智能I／0的现成接口连接，目前只有少数可利用的产品；二是通过DCS局域，网的PC 机接口，增加PC机，该PC机既作为远程智能I／0的主机，也作为DCS的一个工作站：三是，当DCS系统的操作管理站采用PC总线计算机时(目前DCS的操作管理站多采用 PC总线计算机)，直接将智能数据采集网络的网络适配器插kDCS的操作管理站，此时操作管理站亦作为智能数据采集网络的主机；四是通过串行口的方式，也是以往工程斗应用最多的一种方式，通过智能数据采集网络的串行口适配器或其主机的RS232C、RS422／ 485串口与DCS控制站的串口相连接，这种连接方式受串行口速率的限制，但对于辅助测点参数采集的小系统来说足以满足要求。这四种方式中第—种方式最理想，但可供应用的产品太少，后三种方式都需要DCS和智能数据采集网络厂家配合开发一些小程序，业主和设计院在这方面部应协调好其中的关系。

这种DCS+国产智能数据采集网络的方式能节省一部分投资，在物理分散方面起一定的作用，对主辅设备金属温度群的辅助测点监测采用国产：智能数据采集网络与DCS 通讯的方式也得到了电力规划总院的推荐。

3．3 远程I／0的选用

在控制系统的配置中到底采用DCS一体化的远程I／O，还是采用国产化的远程智能I／0，应根据所选用的DCS、工程中热控系统的投资以及应用场合而定。对泵和风机、循环水泵房、燃油泵房的参数采集和控制，由于L／O点较为集中、数量较多、同时有输入和输出、且远程I／0布置的环境都较好，因此采用DCS一体化的远程I／0。锅炉和汽机的金属温度，发电机的线圈、铁心、氢气和冷却水温度，辅机轴承温度等辅助测点的监视可采用国产远程智能，I／O。

按以往的工程经验，DCS一体化的远程 I／O的工程造价是国产远程智能I／O造价的两倍以上，当选用的DCS合适，并且工程I&C 投资允许的情况下，也可选用DCS一体化的远程I／0，这样设备选型统一、便于施工管理，设备间的工作也更协调，通讯也更可靠。若选用DCS一体化的远程：I／O，在测点和控制点较为集中的区域，除MFF、汽机跳闸等保护回路相关的测点采用硬接线的方式外，应积极采用远程I／O。四 结论