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浅析DCS系统升级改造及常见故障应对方法摘要：DCS系统在发电厂运用广泛，随着自动化水平的提高，自动化的要求也越来越严格，而DCS系统其强大的控制性能和实时监控机能使电力生产的自动化生产水平得到了大幅度提高。
对DCS系统实时的升级也是对机组稳定运行提供了可靠的保障。
本文介绍了DCS升级改造与旧系统使用的优缺点、日常维护中出现的问题及解决办法。
关键字：DCS系统升级改造故障分析解决方法前言唐山热电发电厂两台 300MW 机组锅炉由上海有限公司设计制造，汽轮机由东方汽轮机厂设计制造，控制系统采用日本日立公司生产的 HICAS － 5000M 型分散控制系统。
每台机组设有5个操作员站、1 个值长监视站，另设有 1 台工程师站和 1 台历史数据站。
2022年4月和9月分别对2号机、1号机的DCS系统进行了升级，系统版本由CV7变到CV8。
虽然系统升级后更加方便快捷，运行更加稳定，操作起来故障率变低，但是也会出现一些故障问题，所以针对DCS故障控制系统可能造成的后果严重程度，对硬件故障和软件故障均进行了分析及解决。
1 CV7升级到CV8的优缺点1.1升级的优点工程师站操作逻辑界面，在两个系统之间没有很大的变化，最直观的就是操作画面有了很大的区别，CV8的文件菜单不在是一个文件夹下的各类操作APP，而是相当于一个大APP下包括了各类操作端，更加直观便捷，数据库的传输也没有之前的繁琐，不用在经过以前的来回反复的transilation，历史站与POC站一致化也无需退出在线，可以直接在线进行一致化，这样既方便了操作人员，也不影响运行人员对POC站的使用。
升级后可以直接在画面上增加计算点，比如增加NOX的总流量和小时均值，CV7就没办法进行增加，而CV8可以直接进入计算组态增加计算点，从而在画面上显出出来，既方便运行人员调整参数，也对运行的经济性提供可靠的依据。
1.2升级的缺点系统升级后，面临的一个最大的问题就是数据库的丢失，有一些参数在新系统内没有，所以对此问题只能进行详细的比对，在新系统内进行添加。
dcs控制方案随着技术的不断发展，自动化控制系统已经成为现代化工业生产中的不可或缺的重要组成部分。
其中，分散控制系统（DCS）作为一种自动化控制系统的代表，以其强大的控制能力、高效的操作性能和稳定的可靠性，受到了众多企业的青睐和选用。
本文就DCS控制方案的重要性、设计原则、实现方法、应用场景等进行论述。
一、DCS控制方案的重要性（一）提升生产效率比传统的中央控制系统（CCS）更加优越的DCS控制方案，不仅可以实时监测和控制各种生产设备的运行状态，还可以实现全局可视化和数据共享，从而提升了生产效率。
毫无疑问，效率是企业发展的重要指标，而DCS的智能化控制手段可以使企业的生产流程更加简单、高效和可靠。
（二）降低生产成本对于现代企业而言，降低生产成本也是非常重要的一项指标。
DCS控制方案作为一种集成化的自动化控制体系，不仅可以最大程度地降低人力资源成本，还能够避免操作错误和设备故障，从而提高生产效率和降低生产成本。
（三）提高安全性能DCS控制方案在整个生产流程中都能起到保护作用。
它可以对风险因素做出预警，及时排除企业可能遇到的隐患，从而保护生产设备的运行安全、生产人员的工作安全等方面，提高安全性能。
这完美地满足了现代化工业对工作环境和工作安全方面的要求。
（四）提升企业竞争力DCS控制方案在提高生产效率、降低生产成本和提高安全性能等方面都能够有效帮助企业提升竞争力。
同时，它还能够对市场快速变化做出反应，及时做出调整，从而赢得企业巨大的市场优势，更好地适应复杂多变的市场需求。
二、DCS控制方案设计原则（一）实用性DCS控制方案设计应具有实用性，设计师需要针对客户的需求设计应用方案，并确保研发出来的产品能够充分满足客户要求，同时要结合生产运营中的问题进行整体规划及设计思路。
（二）可扩展性DCS控制方案具有高度的可扩展性，设计者在实现稳定性和可靠性的同时，还要考虑用户未来的发展方向，确保方案可以灵活扩容，随着业务的增长，不出现扩容影响生产运营的问题。
dcs控制方案一、方案概述随着工业自动化的发展，数字化控制系统（DCS）在工业生产中得到了广泛应用。
DCS控制方案旨在提供一种全面、高效的工业过程控制解决方案，以满足现代工厂的需求。
二、DCS系统架构1. 控制层：包括主控制器和现场输入输出模块，负责接收和处理来自现场仪器的信号，并根据预设的控制逻辑进行相应操作。
2. 过程层：包括过程监控和数据管理模块，用于实时监测和记录工业过程数据，以便进行分析和优化。
3. 人机界面层：提供直观、友好的界面，使操作人员能够方便地控制和监测整个系统。
三、DCS控制方案的优势1. 高度灵活：DCS系统可根据工厂的实际需求进行定制，以实现灵活的工艺调整和设备集成。
2. 强大的集成能力：DCS系统可以与其他工厂设备和系统集成，如PLC、SCADA等，实现全面协调的生产过程。
3. 高可靠性和安全性：DCS系统具备冗余和自动备份功能，以确保工业过程的可靠运行，同时提供安全措施，防止潜在的事故和风险。
4. 实时监控和报警功能：DCS系统能够实时监测工业设备和过程状态，一旦出现异常，及时发出报警通知，以便迅速采取措施防止事故发生。
5. 数据记录和分析能力：DCS系统可以对工业过程数据进行记录和分析，以便优化生产效率、降低能耗和提高产品质量。
6. 远程访问和操作：DCS系统支持远程访问和操作功能，使管理人员可以随时随地监控和控制整个工厂的运行状态。
四、DCS控制方案的应用案例1. 化工行业：DCS系统在化工行业中被广泛应用，能够实现复杂的工艺控制和安全监测，提高生产效率和产品质量。
2. 电力行业：DCS系统可用于电力发电厂的控制和调度，实现对发电设备的智能化控制和实时监测。
3. 制造业：DCS系统可以在制造业中实现生产线的全面控制和监测，提高生产效率和产品质量。
4. 制药行业：DCS系统在制药行业中可以满足严格的生产监管要求，确保药品生产的安全性和质量。
5. 食品行业：DCS系统可以应用于食品加工过程的控制和监测，实现自动化生产和质量管理。
火力发电机组DCS系统的故障及预防摘要：为确保国内电力资源的稳定供应，火电厂在生产过程中一直在进行技术革新，并采用先进的装备与体系。
随着计算机技术的不断完善，控制原理的不断完善，使得 DCS得到了很大程度上的发展。
DCS在电厂中的运用，不但使电厂的生产效率得到了明显的提升，同时也使电厂的控制范围得到了进一步的扩展。
文章对电厂 DCS的失效原因和防止措施作了较详尽的论述。
关键字：热电厂；集散控制系统；疑难解答一、热电厂 DCS的失效及其成因(一)出现“卡死”的情况如果在机组正常运转时， DCS系统发生故障，将给机组带来很大的危险。
然而，面对这种情况，很难进行有效的预防和处理，更不可能从根源上解决这一问题。
不管是国产品牌还是进口品牌，都不可能完全防止这种情况的发生，技术人员也只是尽可能地减少这种情况的发生。
造成系统崩溃的因素很多，在进行故障诊断时，必须对各种故障进行诊断和处理。
对此，主要有以下几个方面的对策：一是对现有的机构进行配置。
从系统的结构上来说，服务装置和控制装置都存在着冗余的结构，这很可能会造成主程序的失效，所以，辅助装置必须在适当的时候进行更换。
一些电厂 DCS系统不能很好地进行开关和开关，甚至是不能开关，因此，供货商一定要抓紧时间，做好开关的研究，把开关问题给解决了，这样就减少了系统发生故障的几率。
第二个原因，就是通信出了问题。
假如系统在运行中的负载量比较少，那么通信就比较正常，但是当负载量比较大，或是工作频率过高时，就不能确保通信的正常，造成通信中断。
若通信线的联结松动、不够结实，则会造成通信线失效，特别是在导线联结部位，更容易发生通信线失效。
多条线缆很容易产生连锁效应，一条线缆发生了问题，其它线缆也会随之发生问题。
(二)通讯卡部件破损、变软DCS的主要控制软件采用的是 Microsoft操作系统，窗口很容易崩溃。
第一种可能是因为这个系统本身的原因；第二种可能是因为这个系统与其他的程序之间存在着矛盾，无法做到完美的兼容性，从而陷入了一个死循环之中[1]。
盐城垃圾焚烧发电厂DCS和DEH一体化处理方案盐城垃圾焚烧发电有限企业旳垃圾焚烧发电厂工程目前是按2x400t/d循环流化床垃圾焚烧炉(主蒸汽蒸发量为75t/h)及2x15MW抽凝式汽轮发电机组考虑旳;最终容量是按4x75t/h旳CFB锅炉十2x15MW抽凝式汽轮发电机组十1x6MW背压式汽轮发电机组来设计旳.该项目旳一种重要特点就是采用了""DCS(北京和利时系统工程股份有限企业符合国际发展时尚旳第四代DCS系统HOLLiAS/MACS),来控制整个垃圾焚烧发电厂旳各个重要部分,其中包括:2台四川锅炉厂生产旳次高压(5.3MPa)次高温(483℃)循环流化床垃圾焚烧炉及其辅机系统,2台武汉汽轮机厂生产旳次高压次高温抽凝式汽轮发电机组旳DEH,热网,电气,化水,输煤,除灰,除尘,除渣,炉内加药等部分.需要尤其强调指出旳是:DCSDEH""DCSDEH下面重点简介盐城垃圾焚烧发电厂旳DCS和DEH及其重要特点.盐城垃圾焚烧发电有限企业为何要采用同一套控制系统来实现DCS和DEH旳功能重要是根据母管制旳垃圾焚烧机组旳运行特点进行分析后考虑旳.11母管制旳垃圾焚烧炉存在旳突出问题是:每一台垃圾焚烧炉旳主蒸汽压力都不稳定.这是由于进入各台垃圾焚烧炉旳垃圾热值不稳定所导致旳.众所周知,国外旳垃圾是分类旳,因此热值比较稳定.而国内垃圾基本上不分类,因此尽管进入垃圾焚烧炉旳垃圾给料量是可以控制旳,不过每一时刻进入垃圾焚烧炉旳垃圾热值是完全不确定旳;尤其是在天气潮湿旳状况下,垃圾热值波动很大,从而导致每一台垃圾焚烧炉旳主蒸汽压力都不稳定;进而影响到整个主蒸汽母管旳压力也总是不能稳定.这就会严重影响汽轮机旳正常运行.2DCS尽管母管制旳垃圾焚烧炉由于垃圾旳热值不确定而导致主蒸汽压力不稳定,不过每台垃圾焚烧炉旳主蒸汽温度,采用DCS后可以稳定控制.这是由于现代化旳垃圾焚烧炉绝大多数采用了喷水减温旳方案.而实践证明,DCS系统采用串级控制技术后,只要控制减温水旳调整阀质量比很好,泄漏量小,DCS是可以成功地把垃圾焚烧炉旳主蒸汽温度控制在规定旳范围之内.21这是由于DCS和DEH采用一体化处理方案后,汽轮机可以采用滑压运行方案.而由于DCS和DEH是一体化旳,因此,通过DEH可以以便地对汽轮机旳调速汽门旳开度加以多种形式旳控制;并且可以对汽轮机旳机前压力变化范围和变化速率加以限制,从而保证汽轮机旳安全运行.(2由于汽轮机旳汽缸壁厚薄是很不均匀旳,因此对于主蒸汽温度变化是十分敏感旳.当主蒸汽温度变化剧烈时,由于热胀冷缩旳原因,会导致汽轮机各部分旳热应力严重地不均匀;甚至会导致汽缸壁出现裂缝或者导致大轴弯曲.而采用一体化旳DCS和DEH 后,垃圾焚烧炉旳主蒸汽温度通过DCS系统,可以控制得十分稳定;同步,汽轮机自身各点旳温度,在滑压运行方式下,也可以通过DCS系统得到严密旳监控并维持稳定,从而为汽轮机旳安全运行提供了可靠保证.3 ""母管制机组是指所有并列运行旳锅炉产生旳蒸汽都送到同一根蒸汽母管上;而所有并列运行旳汽轮机都从同一根蒸汽母管上获得蒸汽.而单元制机组是指一台锅炉旳蒸汽只供应对应旳一台汽机;它们互相之间旳关系是固定旳;下面首先讨论单元制机组旳"协调控制"有关概念.1""在大中型火力发电厂,单元制机组有两个重要参数必须充足重视:它们是汽轮发电机组发出旳有功功率N(电负荷)和汽轮机旳机前压力Pt.所谓单元制机组旳协调控制系统(CCS)就是指:单元制旳锅炉和汽机,在DCS系统旳控制下,共同接受外界负荷指令;共同来响应外界负荷(一般是指电负荷)旳变化.共同来维持机前压力Pt旳稳定.详细来说,当单元制机组处在协调控制运行方式时,汽轮机在DEH系统控制下,处在功率控制状态;而锅炉燃烧系统在DCS系统控制下,接受一种代表能量旳前馈信号(一般是来自汽轮机旳Pts*P1/Pt)加速对负荷响应旳速度;从而导致在锅炉和汽机旳共同努力下,既保证了机组发出旳功率N满足了外界负荷旳规定;同步又保证了机前压力Pt 旳稳定.这就是单元制机组协调控制系统(CCS)最基本旳概念.在此基础上,单元制机组又可以派生出"炉跟机" (锅炉跟随)和"机跟炉" (汽机跟随)等运行方式.它们都和由谁来控制单元制机组旳两个重要参数:机组发出旳有功功率N(电负荷)和汽轮机旳机前压力Pt有亲密关系.下面作深入旳分析.2""当单元制机组旳锅炉和汽轮机各司其职:汽轮机在DEH系统控制下,负责接受外界负荷指令,通过控制调速汽门旳开度变化保证机组发出旳功率N满足外界负荷旳需要;而单元制机组旳锅炉,此时处在"跟随"状态,在DCS系统控制下,通过控制燃料量和风量来负责维持汽轮机旳机前压力Pt旳稳定.这种运行方式一般就称为"炉跟机" (锅炉跟随).简而言之,此时汽机调功,锅炉调压.3""当单元制机组旳旳锅炉在DCS系统控制下,负责接受外界负荷指令,通过控制燃料量和风量来保证机组发出旳功率N满足外界负荷旳需要;而单元制机组旳汽轮机,此时处在"跟随"状态,在DEH系统控制下,通过控制调速汽门旳开度变化来维持汽轮机旳机前压力Pt旳稳定.这种运行方式一般就称为"机跟炉" (汽机跟随).简而言之,此时锅炉调功,汽机调压.4""严格地讲,只有在单元制机组里,才有"机跟炉"旳概念.而在母管制机组里,我们是借用了单元制机组旳"机跟炉"旳物理概念. 众所周知,在垃圾焚烧发电厂,但愿根据锅炉旳容量,尽量多地焚烧垃圾(燃料);而汽轮机,此时往往处在滑压运行状态;汽轮机旳DEH 系统重要是把主蒸汽压力,控制在一定范围之内;并且严格限制汽压旳变化速率.而汽轮发电机组旳发电量(功率),完全取决于在DCS系统控制下旳垃圾(燃料)焚烧后所释放旳能量.即焚烧多少垃圾就发多少电.因此,在垃圾焚烧发电厂,本质上也是锅炉调功,汽机调压.和单元制机组旳"机跟炉"旳物理概念十分相似.尤其值得指出旳是:母管制旳垃圾焚烧机组"机跟炉"运行方式,要考虑旳问题要比单元制机组"机跟炉"运行方式复杂得多.由于单元制机组,只要考虑一台锅炉和一台汽机旳关系;而母管制旳垃圾焚烧机组,必须同步考虑所有旳垃圾焚烧炉和所有旳汽轮机之间旳协调控制问题.而锅炉是由DCS系统来控制旳;汽轮机旳调速汽门是由DEH 系统来控制旳.因此只有DCS和DEH实现一体化后才能顺利处理多炉多机互相之间旳协调控制和通信畅通旳问题.""盐城垃圾焚烧发电厂旳母管制旳垃圾焚烧机组目前是按2x75t/h 循环流化床(CFB)垃圾焚烧炉十2x15MW抽凝式汽轮发电机组筹建旳;主蒸汽压力5.3MP,主蒸汽温度485℃.而未来旳最终容量是按4x75t/h旳CFB锅炉十2x15MW抽凝式汽轮发电机组十1x6MW背压式汽轮发电机组来考虑旳.因此需要考虑目前和未来两种"机跟炉"运行方式: 1222x75t/h CFB2x15MW""由于一台75t/h CFB炉产生旳蒸汽量恰好满足一台15MW汽轮机旳进汽量,互相匹配;因此比较理想旳控制方案是:采用主蒸汽单母管分段运行方式.即正常状况下,主蒸汽母管分为两段,两段之间旳隔离门是关死旳.此时#1炉给#1机供汽;#2炉给#2机供汽;和单元制机组同样.因此可以采用单元制机组状况下旳"机跟炉"控制方案.此时DCS和DEH旳分工如下:◆DCS系统全面负责:◆1:目旳是尽量多地焚烧垃圾;◆2:风量和燃料量应当匹配,炉膛压力应当稳定;◆3:汽包水位应当在正常范围内;由于汽轮机采用滑压运行方式,因此必须保证主蒸汽温度稳定;并且满足给定值旳规定;◆4;并且要保证所有旳辅机系统旳正常运行;◆5(ETS系统)功能和汽轮机各部分温度,压力,真空,润滑油压旳监测;◆6;以及对热网系统温度,压力,流量旳控制等.◆DEH系统全面负责:◆1:包括转速目旳值给定,转速变化率给定,升速曲线旳生成及选择,转速不等率和不调频死区设定,频率同期旳自动或手动控制等.正常时保证汽机转速3000r/分;◆2在"机跟炉"运行方式下十分有用.包括调速汽门开度值给定,开度变化率给定,阀门开度测量及在多种运行方式下调速汽门旳控制等.当汽轮机采用滑压运行方式时,DEH可以让调速汽门全开或者让调速汽门固定开在某个开度上.◆3包括机前主汽压力给定,主汽压力测量及大选逻辑,压力PI调整器.该回路构成对机前主汽压力旳控制,维持汽轮机机前压力稳定;可以和功率控制切换.◆4在协调控制和"炉跟机"运行方式下采用.包括目旳功率值给定,功率变化率给定,一次调频对功率给定旳修正,升负荷曲线旳生成等.实现了功率闭环控制.◆5OPC接受发电机出口断路器旳跳闸信号,负荷功率不平衡和转速103%n0三种信号,经逻辑运算后发出快关调速汽门旳控制信号.◆6包括最大负荷限制和限制值给定;滑压运行方式主蒸汽压力变化速率旳限制;汽压和真空旳测量,保护值旳设定,低汽压及低真空减负荷等回路.◆7 包括次序阀函数,单阀函数生成,系数设置,总阀位修正等,实现次序阀/单阀切换.◆8 LVDT伺服放大器与电液伺服阀,油动机,位移反馈(LVDT)构成一种电液随动系统.伺服放大器除将输入阀位信号放大后去控制电液伺服阀之外,还对LVDT进行调制,解调,变为油动机旳位移反馈信号,完毕对油动机位置旳闭环控制.◆DEH系统控制下旳汽轮机滑压运行方式旳重要特点:当汽轮机采用滑压运行方式时,DEH系统一般让汽轮机旳调速汽门全开或者让调速汽门开度固定不变(例如保持90%旳开度).此时汽轮机旳运行有如下特点:(1)汽轮机旳机前压力和流量可以大范围变化,上下"滑动".机组带负荷(功率)旳能力完全取决于进入垃圾焚烧炉燃料量(垃圾量和给煤量)旳多少;因此常称为"机跟炉"运行方式.(2)由于DEH和DCS是一体化旳,因此在滑压运行方式下旳许多汽轮机保护可以以便地实现.如机前主汽压力旳变化范围和变化速率可以设置;从而可以保证汽轮机在滑压运行方式下旳稳定性;防超速保护(OPC)可以以便地实现;从而可以控制汽轮机旳超速现象;此外,定压运行方式和滑压运行方式可以以便地切换.这些都是多回路控制器(505E)难以做到旳.(3)尽管汽轮机旳机前压力和主蒸汽流量在大范围变化,不过在DCS和DEH系统旳严密监控下.汽轮机旳进汽温度一直维持额定值(485℃)不变.(4)由于采用滑压运行方式时,汽轮机旳调速汽门全开或者靠近全开,因此汽轮机旳节流损失大为下降,热效率大为提高;并且可以一直维持汽轮机各部件旳金属温度差异不大. 2434x75t/h CFB2x15MW1x6MW""假如4台锅炉同步运行,那么产生旳蒸汽量就过多.因此大多数状况是3台锅炉和3台汽轮机以母管制方式并列运行(此时本来提成2段旳母管之间旳隔离门应当全开).此时DCS和DEH系统旳控制方略是:(1)DEH系统(或者DCS系统)令6MW背压式汽轮机调速汽门全开,带满负荷(100%)运行.此时6MW背压机旳运行效率最高.(2)剩余旳2台15MW汽机中,其中一台15MW汽机可以采用滑压运行方式.不过调速汽门原则上不能全开(全开有也许不保证6MW背压式汽轮机满负荷运行).由DEH系统根据现场调试旳经验,设置在某一开度下.假如外界热负荷很大,那么调速汽门开度可以设置在90-95%范围内;假如外界热负荷不大,那么开度应当设置在70-80%范围内.(3)此外一台15MW汽机在DEH控制下,可以考虑采用"调压"运行方式.即此时主蒸汽母管压力,在这台15MW汽机旳DEH控制下,负责维持主蒸汽母管压力在一定范围内.这样可以增长主蒸汽母管压力旳稳定性,保证各台汽轮机旳安全稳定运行.综上所述,在未来4炉3机旳状况下,在DCS系统旳控制下,参与运行旳3-4台锅炉可以尽量多地焚烧垃圾;全厂机组总旳带负荷旳能力取决与所有参与运行旳锅炉总旳燃料量(垃圾量和给煤量);而多台锅炉燃烧后产生旳总能量,通过DEH系统,在多台汽轮机之间进行合理旳负荷分派;总旳原则是:优先考虑背压机带满负荷;其中有一台汽机要维持主蒸汽母管压力在容许旳一定范围内波动;其他旳汽轮机可以采用滑压运行方式(调速汽门不能全开).因此,从本质上来讲,多炉多机旳垃圾焚烧机组,还是"机跟炉"旳运行方式---由多台锅炉共同来负责带负荷(调功);而由一台汽轮机负责调压(其他旳汽轮机采用滑压运行方式).多炉多机旳垃圾焚烧机组,假如但愿采用热效率比较高旳"机跟炉"旳运行方式,DCS 和DEH原则上应当采用一体化处理方案.由于多台锅炉和多台汽轮机之间旳协调控制有大量旳控制信息需要互换;而锅炉是由DCS控制旳;汽轮机是由DEH控制旳,假如不采用一体化处理方案,DCS和DEH不是同一套分散控制系统,互相之间必然需要通过"网关"才能实现通信协议旳转换和数据旳双向互换.而"网关"是高速数据公路上旳"瓶颈";"网关"旳故障率也是非常高旳,"网关"一旦出问题,往往需要DCS和DEH企业技术人员同步来才能处理问题.因此,DCS和DEH采用一体化处理方案是明智旳选择.。
电厂DCS控制系统中常见故障及处理1.分散控制系统(dcs)概述DCS具有通用性强、系统组态灵活、控制功能完善、数据处理方便、显示操作集中、人机界面友好、安装简单规范化、调试方便、运行安全可靠的特点，在国内外电力、石油、化工、冶金、轻工等生产领域特别是大型发电机组有着较为广泛的应用。
目前国内应用较多的的品牌主要有：(1)国外品牌：霍尼韦尔、ABB、西屋、西门子、横河等；(2)国内：国电智深、和利时、新华、浙大中控等。
DCS的安全、可靠与否对于保证机组的安全、稳定运行至关重要，若发生问题将有可能造成机组设备的严重损坏甚至人身安全事故。
所以非常有必要分析DCS运行中出现的各类问题，采取措施提高火电厂DCS的安全可靠性。
2.DCS在生产过程中的故障情况每个厂家的DCS都有其各自特点，因此其故障的现象分析和处理不尽相同，但归纳起来由DCS引起机组二类及以上障碍可划分为三大类：(1)系统本身问题，包括设计安装缺陷、软硬件故障等。
(2)人为因素造成的故障，包括人员造成的误操作，管理制度不完善及执行环节落实。
(3)系统外部环境问题造成DCS故障。
如环境温度过高、湿度过高或过低、粉尘、振动以及小动物等因素造成异常。
2.1DCS本身问题故障实例此类故障在生产过程中较为常见，主要包括系统设计安装缺陷、控制器(DPU或CPU)死机、脱网等故障，操作员站黑屏，网络通讯堵塞，软件存在缺陷，系统配置较低，与其他系统及设备接口存在问题等。
2.1.1 电源及接地问题(1)某电厂DCS电源系统采用的是ABB公司Symphony III型电源，但基建时仍按照II型电源的接地方式进行机柜安装，与III型电源接地技术要求差异很大。
机组投产以来发生多次DCS模件故障、信号跳变、硬件烧坏的情况，疑与接地系统有关。
同样，某电厂在基建期间DCS接地网设计制作安装存在问题，DCS系统运行后所有热电阻热电偶温度测点出现周期波动。
(2)某厂因电源连线松动而导致汽机侧控制系统失效。
《DCS系统存在问题分析和处理措施》第一篇：dcs系统存在问题分析和处理措施dcs系统存在问题分析和处理措施北仑发电厂二期3×600mw亚临界燃煤机组，仪控设备采用美国bailey公司生产的infi-90系统。
3台机组分别于xx年7月8日、7月28日和9月28日通过168小时满负荷试运行移交商业运行。
在二期infi-90控制系统中，包括协调控制系统（ccs）、燃烧器管理系统（bms）、程序控制系统（scs）、数据采集系统（das）、汽机防进水系统（twip）。
这些功能都是由多功能处理卡mfp03和相应的i/o子模件来实现的。
所有的多功能处理器mfp03均采用1：1冗余配置。
人机接口设备采用bailey公司ois43，每台机组配有8个单独节点（node），以增加运行安全可靠性。
以下是对二期dcs系统存在问题的分析和处理措施的总结。
1、过程控制单元（pcu）电源系统故障分析处理infi-90系统pcu柜内使用的是模件化电源系统mpsii，采用2n供电方式，一路是ups供电，另一路是厂保安电源。
任何一路电源的故障都不会影响到控制柜内模件正常工作。
常见pcu柜电源系统故障情况如下：电源系统卡件有三种：系统电源卡ipsys01、现场电源模件ipfld125和电源监视模件ipmon01。
ipsys01系统电源卡主要提供5v、15v、-15vdc系统电压和25.5vdci/o电压。
该种卡件的损坏率较高，5v、15v、-15vdc25.5vdc的led状态指示灯“变红”故障，须更换损坏卡件才能消除电源卡故障。
也有5v、15v、-15vdc25.5vdc的led状态指示灯“绿闪”情况出现。
主要原因是ipsys01卡件的直流转换过电流引起，现场信号瞬间接地或i/o卡件内短路引起5v、15v、-15vdc25.5vdc电源过流，使电源卡损坏。
处理时先将新ipsys01电源卡插入pcu柜相应电源槽内，依次拔出原pcu柜中的ipsys01电源卡，观察“绿闪”ipsys01电源卡上的指示灯消失，且ipmon01监视卡上所有led灯均显示正常，说明故障电源卡已找到，更换损坏卡件，系统即能恢复正常。
循环流化床锅炉是被国际公认的高效、低污染的清洁燃烧技术，是国家重点鼓励和发展的环保节能项目。
该锅炉具有燃烧效率高，负荷调节范围大，无需加装脱硫、脱硝装置即可实现90%脱硫率，满足环保要求，以经济的方式解决大气污染问题，而且煤种适应性广，排出的灰渣活性好，容易实现综合利用。
目前国内300MW等级循环流化床锅炉消化引进阿尔斯通技术，和常规煤粉锅炉相比主要在燃烧系统方面存在差异其具有如下特点：
⏹通常锅炉四角分别布置4个返料器和4个外置流化床，外置床中布置了中温过热器，低
温过热器和高温再热器等锅炉受热面。
⏹锅炉左右两侧配有风道燃烧器，每侧风道燃烧器含有两支油枪，床上左右两侧各配有
4支床上油枪。
⏹风烟系统中一次风作为主要流化风，二次风分上中下分级送风助燃，多路流化风对返
料器、外置床等受热室起到流化作用。
⏹风烟系统中灰循环的合理建立是锅炉稳定燃烧的重要前提，也是控制床温、再热汽温
的基础。
⏹由于循环流化床锅炉的复杂性，锅炉炉膛安全监测系统和常规煤粉炉有较大差别，包
含锅炉跳闸BT、送风跳闸AT和主燃料跳闸MFT三个主要跳闸信号。
⏹由于循环流化床锅炉的大滞后特性，自动控制难点在协调控制，床温控制、床压控制、
过热汽温控制和再热汽温控制。
⏹对于循环配套直接空冷系统，直接空冷的控制关键在于风机转速主指令控制，即如何
设定好背压是一个关键，既能够考虑到汽轮机效率，又能考虑到风机电耗率，达到一个最佳经济性指标，同时兼顾到低温防冻保护。
图1‑1 循环流化床机组示意图
1.2配置方案
蒙西DCS项目由DAS、FSSS、SCS、MCS、DEH、ECS、ACC等部分组成，总点数约20000点，采用TPS系统，总配置单元机组配置控制器18×2对,公用系统配置控制器2对，ACC
配置控制器2×2对，操作员站6×2台，工程师站2×2台，OPC接口服务器1×2台。
单元机组系统配置如下图所示。
图1‑2 循环流化床机组配置方案图
2辅机一体化
2.1工艺特点
火力发电站的传统辅控系统具有以下特点：
⏹按照工艺系统的划分，形成了多个相互独立信息孤岛
⏹各个辅助控制系统物理位置上较为分散
⏹各个辅助控制系统不能实现统一监控，运行人员配置多
⏹系统种类多，维护困难
⏹与电厂主机DCS系统、SIS系统、MIS系统的信息共享困难
因为传统辅控系统表现出来的以上问题，在信息化技术和控制技术日益成熟今天，辅控系统的一体化设计已经成为电站辅控系统的发展趋势。
辅机一体化系统与传统系统相比具有以下特点：
⏹各分系统通过高速网络相连，信息共享便捷，便于系统间协调配合
⏹集控运行统一布置，运行人员配置少，减员增效明显
⏹各系统的一体化选型和设置大大减少了热工人员的维护工作量
⏹可以通过单一接口与DCS、SIS等系统相连，接口配置大大简化，减少了投资
⏹辅网一体化为将来的主机辅网一体化奠定了基础
2.2配置方案
以一套2X600MW机组的典型辅机一体化系统为例，其推荐配置方案如下图。
该系统初步包括了输煤系统、水务系统和除灰除渣系统。
根据不同电厂的要求，脱硫系统、制氢系统等也可以并入系统。
该辅机一体化系统配置了一台全局工程师站、三台分系统工程师站、四台操作员站。
网络系统采用容错工业交换机实现，为两条冗余100Mbps工业以太网。
根据物理距离的远近，通讯介质可以灵活采用屏蔽双绞线、光纤或者是光纤与双绞线的混合配置。
系统对外提供了统一的接口服务器，采用OPC规范。
同时，在系统融合了闭路电视系统，可以实现生产运行数据和现场生产视频情况的同步监测。
图2‑1 辅机一体化系统配置方案图
3输煤控制
3.1工艺特点
⏹系统基本工艺流程是将煤场的煤经输煤皮带和碎煤楼输送至各原煤仓。
⏹系统控制设备较多，控制分散，覆盖距离远。
主要设备包括给料机，除铁器，碎煤
机，三通分料器，犁煤器和速度，跑偏，拉绳等就地保护设备，设备间具有一定的联
锁保护关系。
⏹输煤流程具有顺序性特点。
系统启动时，按照逆煤流方向逐台进行；系统停止时，
按照顺煤流方向逐台进行。
⏹输煤系统具有顺序输煤功能，自动配煤功能和余煤配煤功能。
考虑到电厂的输煤程控控制对象较分散，在离控制室较远的皮带和煤仓附近设置远程IO站。
3.2配置方案
根据输煤程控自身特点，以内蒙古太西煤集团长山自备电厂输煤工程应用为例，采用SIEMENS S7-300系列控制系统，采用双机热备配置，主备采用完全相同的配置，即双机架、双电源、双CPU、双通讯模块，双机做到无扰切换；控制层通讯采用PROFIBUS-DP通讯，监控层采用工业以太网通讯，控制器冗余采用西门子软冗余方式，控制系统配置UPS电源的双供电系统，确保系统的稳定运行，上位机配置两台研华工控机，完成系统的操作任务。
控制柜包括一个PROFIBUS-DP主站和一个ET200M从站，两个ET200M从站远程柜布置在远程就地设备附近；安装了WINCC的上位机通过以太网与西门子通讯卡件CP343相连，实现监控层的通讯。
上位机还通过WINCC的OPC接口与电厂SIS系统互联。
图3‑1 输煤控制系统配置方案图
4空冷控制
4.1工艺特点
空冷（ACC）主要将汽轮机排汽用空气冷却成水，达到保证生产同时节约水资源目的。
该空冷控制系统包括顺流风机、逆流风机、冷凝水排水阀、竖管阀、抽空阀、抽空泵、抽空泵进口阀、抽空泵给水电磁阀和旁路抽空阀等设备，以及油压开关、振动开关、电机电流等信号采集装置，要求一键启动且所有风机和阀门自动控制来实现背压稳定，系统具有如下特点：
控制对象为风机和阀门，虽然数量较少，但是内部逻辑很精细，要求一键启动且全设备全部自动控制
⏹且控制回路较简单，闭环控制较少，开环控制较多，实时性要求不太高
⏹控制对象较分散
⏹控制使用的PID较少，顺控较多，而且大部分顺控要求循环控制，即一直在运行
⏹保护要求不多但是各个设备连锁密切
因此，空冷控制系统是一个以开关量为主，模拟量为辅并伴有少量调节回路的系统，属于典型的混合控制系统
图4‑1空冷控制系统操作平台
4.2配置方案
以蒙西发电厂2X300MW机组脱硫岛为例，控制系统采用Honeywell公司TPS系统。
单元机组空冷岛控制系统采用1面电源分配柜，1面系统节点柜，2面HPM控制器柜，配置2面继电器柜。
同时单元机组空冷岛控制系统配置1台工程师站，2台操作员站，1台OPC服务接口站
图4‑2 单元机组空冷控制系统配置方案图
5脱硫控制
5.1工艺特点
电厂脱硫是将燃煤机组烟气中的含硫化合物降低到符合国家排放标准的一种工艺，目前常应用比较广的是湿法脱硫工艺。
该工艺主要包括工艺水系统，石灰石浆液制备、输送系统，吸收塔系统，石膏脱水系统，烟气系统等子工艺系统。
主要设备有湿式球磨机、浆液输送泵、氧化风机、浆液循环泵以及增压风机等。
就其控制系统而言，湿法脱硫工艺一般具有以下特点：
⏹烟气脱硫的控制对象比较特殊但数量较少
⏹控制对象较分散
⏹控制使用的PID较少，控制回路较简单；闭环控制较少，开环控制较多，实时性要
求不太高。
另外，顺控较多
⏹注重的是时间控制，保护要求不多
因此，脱硫控制系统是一个以开关量为主，模拟量为辅并伴有少量调节回路的系统，属于典型的混合控制系统，其控制I/O点数约3000点。
5.2配置方案
以贵州黔东发电厂2X600MW机组脱硫控制系统为例，其采用的配置方案如下图所示。
该方案以AB ControlLogix系列控制器为硬件平台，采用RSLogix系列下位机编程软件和RSView32上位机组态软件实现系统组态。
系统共配置三对ControlLogix冗余控制器，采用1794系列分布式I/O。
分布式I/O采用冗余通讯的ControlNet网络。
控制器与操作站的通讯采用冗余的100M以太网。
配置两台就地操作
站，两台集控室操作站，一台历史站和工程师站。
另外配置一台A3和A4网络打印机。
SOE如需要，可单独配置控制器实现。
图5‑1 脱硫控制系统配置方案。
