DCS系统工程（精选12篇）
DCS系统工程 篇1
引言
作为一种良好的分布式控制系统,DCS系统还能够实现集散控制的作用,其中综合了显示技术、控制技术、通信技术、计算机技术等多种技术。技术人员对于控制层面和生产装置,应分别进行分散控制和集中管理。在系统当中,通过规模扩大、功能增加、系统成型等,实现系统对数字控制功能的保留,使其在实际应用中更好的发挥作用。系统的集散结构、数据信息的流动性等,都能够得到保证。
1 DCS系统设计
1.1 主控单元
在DCS系统设计当中,主控单元主要包括CPU、存储器等部分。在DCS系统中,对高性能16位微处理器进行应用。或对32为处理器和浮点预算协处理器进行应用,同样能够降低工作周期,增强处理能力。在存储器当中,包括了RAM、ROM等部分。在计算机中,通过运行固定程序,能够对工作安全性能进行有效的保证。在DCS系统设计的过程中,应当复杂修复组态,从而提升系统运行的可靠性与方便性。
1.2 现场控制站
利用计算机,现场控制站能够对控制、检测等工作独立完成。其中主要包括了机柜、电源、输入通道、输出通道等。在现场控制站的机柜结构中,设有多层机架,用于安装模件、电源等,用金属材料包裹外部,在活动部分,进行相应的电气连接,在内部电子设备中,通过电磁屏障提供服务[1]。在机柜设置中,应当进行良好的接地,保持4Ω以下的电阻,从而实现良好的电磁屏蔽效果。在电源供应当中,应确保可靠、稳定的控制站交流电源。在供电中,对双向交流电源进行应用。系统中的输入和输出通道采用I/O接口模式,可采用模拟量、脉冲量等模式。线路将生产过程中的物理量和化学量转换为电信号向输入通道输送。脉冲信号主要出现在旋转计、涡轮计量器、机械计算装置等。
2 DCS系统先进控制
2.1 先进控制意义
在DCS系统当中,采用了先进的控制技术,对于企业经济效益的提升、竞争能力的增加等,都有着重要的意义。基于现代控制理论,运用人工智能技术,极大的推动了DCS系统先进控制在DCS系统中的应用。在动态环境下,先进控制可对计算能力、数学原理等进行发挥。不同与传统PID控制的是,DCS系统先进控制不单单是一种算法控制,还能提供相应的控制策略[2]。在工业系统中,一旦受到某些因素的影响,参数准确性也将受到影响,因而利用DCS系统先进控制,能够更好地应对这种影响,更加有效地进行工业过程控制。
2.2 先进控制特点
不同于传统PID控制模式,在先进控制模式下,可进行知识控制策略、模型控制策略等。其中,知识控制主要包括智能专家控制、模糊控制等;模型控制中包括软测量技术、生物识别、预测控制等。在DCS系统先进控制当中,这两种控制模式都发挥着十分重要的作用。在工业环境中往往具有多变、复杂的特点,而利用先进控制技术,能够对其中的多变量耦合、非线性、不确定性等控制问题进行解决,同时兼顾到被控变量、控制变量之间的关系[3]。在工业环境下,先进控制能够促使一些模型更好地发挥效果,提升协调、约束、适应能力,从而更好的匹配工业生产和系统控制。同时,能够反映出操作要求、动态生产过程的特点,对控制效果进行提升。
2.3 先进控制发展
很多相变、生化、化学等反应过程,都会出现在工业生产过程当中,对能量、物质等进行转化和传递,因此工业生产过程实际上是较为复杂的。同时,工业生产中,具有非线性、信息部完整性、不确定性等特点,因而都会给先进控制的应用造成限制[4]。在工业生产中,这些因素都具有非常重要的意义,能够对产品的质量产生直接的影响,并且造成该笔那能量消耗、生产含速率等技术指标。在连续化、大型化的工业生产转变中,工业生产的实时性、整体性会得到不断的完善,因此,在DCS系统当中,为了实现工业生产的优化以及系统的协调,在装置复杂等问题的解决当中,对DCS先进控制进行应用,能够取得十分良好的效果。在过程控制当中,一个对象通过对PID控制规律单项输出的应用,实现简单反馈控制,并在控制中以经典理论为基础。在各类工业生产流程中,传统PID控制都得到了广泛的应用。而在现代化的工业生产中,DCS系统的应用也不断扩大,但同样不能忽略现有的PID控制。因此,可以利用PID控制维护工业过程的操作和运行稳定性[5]。在这种方式之下,能够很容易接受和理解简单的操作方式。在科技进一步发展的前提下,能够更加完善控制技术的应用和结构,从而实现DCS先进控制更好的应用。
3 结语
在当前的工业生产等领域当中,DCS系统是一个较为常用的系统,对于功业生产过程的控制有着十分重要的作用。而在DCS系统中,系统设计及先进控制的应用,具有不可替代的意义和效果,对于DCS系统功能的发挥,也有着直接的影响。通过良好的系统设计和先进控制的有效应用,能够更好的确保工业生产的安全稳定,取得更为良好的效益。
参考文献
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DCS系统工程 篇2
一、DCS监控系统简介
1、概述
加氢工系共有五套加氢系统组成，其自动化控制系统由美国爱默生公司FISHER-ROUSEMOUNT DELTAV 控制系统和一台工程师站及三台操作员站组成，实现对加氢装置的自动化管理和控制。
2、仪表控制组成每套加氢系统均配有一台质量流量计、一台温度变送器、一台压力变送器，质量流量计为本安型的Danfoss质量流量计（有瞬时流量、累积流量及温度、密度等显示），温度变送器及压力变送器均为本安型的罗斯蒙特变送器，以及计量罐采用的是本安型的罗斯蒙特的双法兰液位变送器，DCS控制柜内采用英国的MTL齐纳式安全栅与现场变送器相连接。
3、重要检测参数报警
对每套加氢系统的加氢釜的温度、压力进行设定声光报警，设定了高报及高高报警值。
4、监控与管理功能
1）动态数据监视及操作，工艺流程画面显示，工艺流程的各重要检测点实时数据；
2）历史趋势与实时趋势：各重要检测点的历史数据记录、趋势显示；
3）报警：声光、显示报警并记录；
4）分级权限管理：操作管理权限分级制度有利于保护系统运行安全，防止系统参数被无故修改等不安全行为。对于重要参数过程控制均有分级用户及密码。权限分为：操作员（Operator）权限（基本操作）、工程师（Engineer）权限（可修改过程控制参数）、主管（Administrator）权限（所有操作）。
二、基本操作方法
报警值的设定与修改：只有工程师权限以上才可进入（点击监控画面的人员管理图标进行切换用户），打开组态画面对报警值进行设定或修改。报警值共有：高高报、高报、低报、低低报。
确认报警与消音：当出现报警时，监控下方会出现报警的位号、颜色闪烁及发出报警声音，高报与低报为黄色闪烁，高高报与低低报为红色闪烁。点击报警闪烁条可跳至报警位号所在的监控画面及打开报警点的操作面板，点击面板右下角的报警确认按钮可进行报警确认。
DCS系统工程 篇3
关键词：DOS石油化工控制站应用
一.DOS在石油化工系统中的应用
70年代，炼油和石油化工这些以石油原油和天燃气为原料的流程工业发展非常迅猛，如我国那个时期就引进了多套年产30万吨乙烯为首的整套装置，其它还有大型化肥、化纤、塑料合成橡胶等装置，所以DCS在市场细分中以满足石油化工等流程工业为主，这是市场的需要。在这些行业中，温度、压力、流量、液位的检测和控制占了绝大部分，所以这些模拟量的数据采集和控制成为DCS的首先应满足的功能，而DCS的前身(集中计算机控制系统)，已有了成熟的DD C(直接数字控制)技术；此外石化工业中，在塔、釜、罐等大型工艺设备运转中，少不了各种机电设备如风机、泵类及各种阀门的开关量的检测和控制，所以开关量的顺序控制也是很重要的，这是DCS应满足的第二个功能；在石化工业中，反应罐等设备是间歇式工作的，即一批原料投入，经过反应，形成产品，产出后，经过间歇，再投第二批原料，这种批量控制是石化行业中不少产品的生产装置的控制形式，这要求开关量、模拟量结合进行控制，现在也有称它为混合控制系统(HybridControlSystem)。当然，除此三项控制功能外，还有人机界面友好、安全可靠、易于安装、容易使用、便于维护、便于扩展和升级换代等要求。另外在石油化工大型装置和中、小型装置要求对应DCS产品又有所细分，所以产生了大型DCS和中小型DCS产品，而且各DCS厂家在应用实绩方面也产生了细分市场，如有些厂家的DCS产品用于锅炉控制能力更强，有些厂家的DCS用于海上采油平台业绩更多等等。
二.DCS的主要构成
DCS主要由控制站、操作站和工程师站、数据通信及网络等三部分构成。
1、控制站DCS系统中，控制站是一个完整的计算机，实际运行中可以暂时在不与操作站及网络相连的脱机情况下，完成过程控制策略，保证生产装置运行。从计算机系统结构来说，控制站属于过程控制专用计算机，其微处理器从8位发展到今天的32位甚至64位。控制站作为一个完整的计算机，它的主要I／O设备为现场的输入、输出处理设备，即过程输入／输出(PI／O)，包括信号变换与信号调理，A／D、D／A转换。在信号变换过程中采用隔离技术以防止来自现场的干扰信号，以及与现场连接的端子及输入、输出信号的物理位置的方便确认，这是至关重要的。
控制站是整个DCS的基础，它的可靠性和安全性最为主要，死机和控制失灵的现象是绝对不允许的，而且冗余、掉电保护、抗电磁干扰、构成防爆系统等方面都有效而可靠，才能满足用户要求。
2、操作站和工程师站DCS系统形成初期操作站各工程师站合一，即操作站具有操作员功能、工程师功能、通信功能和高级语言功能等。其中工程师功能中包括系统组态、系统维护、系统通用(Vtility)功能。
DCS操作站是典型的计算机，有着丰富的外围设备和人机界面。目前大多数DCS操作站和工程师站已采用高档P C机或工控机，WindowsNT(或Windows98以上)操作系统、客户机／服务器(C／s)结构、DDC(动态数据交换)或OPC(用于过程控制对象链接嵌入)接口技术，可通过以太网接口与管理网络相连。在采用通过监控图形软件(如iFIX、Intouch)这一点上，各DCS厂家做法不一，有的厂家以此为平台，形成“软DCS”操作站，这多用于中小型DCS系统，或以此类软件为核心，进行二次开发；有的厂家对原来的组态软件进行改造，使之符合上述特点，满足系统开放要求。操作站要实现其多项功能，必须完成数据组织和存储两方面任务，如与工位号相关的一些数据，在操作站中要对由某控制站某端子与现场仪表相连的，由物理位置决定的工位规定工位号(即特征号或标签Tag)各工位说明(可以用汉字)，使之與工艺对象一致，以保证工艺操作人员的操作，工位号可以在整个系统中通用。其它还有系统配置、操作标记、趋势记录、历史数据管总貌画面组态、工艺单元或区域组态等，这些均组织成文件，最终形成数据库，存储在硬盘的相应区域，使数据具有独立性和共挚性、保证数据的实时性、完整性和安全性。
DCS系统组态、操作站组态、控制站组态(上小节中已讲到)均有相应软件，为DCS用户的工程设计人员提供人机界面。
3、数据通信及网络上两节所述控制站、操作站、工程师站，均为通信网络的节点，DCS网络上的节点还可能有上位机(或称高级控制计算站)、与工厂管理网相连的网关等。DCS网络是DCS的生命线，在DCS整个系统的实时性、可靠性和可扩充性方面起着重要的作用。
在当前DCS中通信功能的发展是与全厂管理网络(以太网)技术相融合，逐渐实现通信网络由多重结构向扁平化过渡，所以更具有开放性。
Ds C系统的规模与通信能力有关系，而通信的复杂性主要表现在品的互联问题，这样才能够既保证了系统的扩展性，又保护了用户的初期投资。到目前为止，IEEE802.4令牌总线传输方式的通信协议和IEEE802.5令牌环网传输方式的通信协议在DCS系统中应用最广，又近年来因为采用以太网的互联网的普及以太网技术的提升，IEEE802.3办公自动化用局域网标准(人们俗称以太网标准)在DCS系统中已有多家采用。
三，DCS在石油化工行业应用中遇到的问题
1、选型问题
石化行业在应用DCS中，无论新建项目或是改造项目，首先是DCS的选型问题。监於各种DCS有其通性，而且参与竞争的DCS厂家或系统集成商较多，所以各设计院或业主在标书中均不指定DCS的型号，只规定I／O点数、控制回路数、控制室与现场工艺装置之间的物理位置、人机界面要求、先进控制或数学模型优化等方面的要求、与整个企业管理网络之间关系等项要求，标书中为了显示公平、公正、公开的原则，还提出DCS应符合各种标准或特殊的性能指标等等。这里要提醒买方，由於这些年国产DCS水平提高，应在标准和各项特殊指标和投标资格的规定方面给以重视，如以往在标书中多列出国际或国外的各项标准，而对国内DCS等相关标准重视不够或不了解，如目前国内DCS是依据GB／T、18271.1 2000、GB／T、18271.22000、GB／T、18271.3 2000过程测量和控制装置通用性能评定方法和程序等标准，这应列入标书中，这种要求是正当的，正直的。
2、服务问题
DCS发展到今，DCS厂家的硬件、软件自己生产的部分愈来愈少，而提供全面解决方案(Solutions)，却成了时髦的口号，这其中包括了多项软技术，所以服务问题成了DCS厂家或系统集成商的新亮点。如何全面的为用户服务呢?对一个工程项目来说，包括前服务、中服务、后服务。DCS是技术含量很高的产品，所以在合同签订前的方案认证、报价，技术谈判等方面，DCS是厂家应无偿的服务；在合同签订后，开工后、投产前硬件方案最终确认，软件(指系统组态等)编制和键人生成，整机出厂前的验收，工程技术人员和操作人员的技术培训等中期服务是义不容辞的；货到现场后的开箱验收、整机现场安装通电验收、回路静态连调、顺序控制逻辑关系的确认。直至整个工艺装置开车中系统投运的指导，程序修改后的拷贝和工程验收，这是后服务。后服务可以延伸至保质期内的维修服务(无偿)及以后的日常运行中的有偿维修服务(全球24小时响应)等及Internet网远程服务。这些都是现在应该享受的，这是DCS厂家或系统集成商的义务。这方面国内DCS厂家应该有条件做得更好，而且前正是弱项，应该迎头赶上。
论述DCS接地系统 篇4
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
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DCS控制系统实验教案 篇5
DCS控制系统实验教案
第一课自动控制系统的组成 一 液位控制系统的组成 1 系统的组成 (1)对象 (2)液位测量元件 (3)控制器 (4)调节阀 2 液位是被调节的量 出口流量是调节的量 二、控制系统的框图 Dcs集散控制系统,控制系统,自动控制系统 三、自动控制系统的过渡过程和品质指标 1 在自动化领域中,把被控变量不随时间而变化的平衡状态称为系统的静态，而把被控变量随时间变化的不平衡状态称为系统的动态。 2 静态的特点：系统输入x、f不变，系统输出y不变，其他量如z、e、p、q均不变，但生产照常进行。静态是相对而暂时的。 动态的特点：输入变化引起输出变化，其他量也跟着变化，以求系统建立新平衡。动态是经常和绝对的。 循环烘箱,沸腾干燥机, 自动控制系统的过渡过程：自动控制系统在动态过程中，被控变量是不断变化的，它随时间而变化的过程称为自动控制系统的过渡过程，也就是说，系统从一个平衡状态(静态)经过动态过渡到另一个新的平衡状态的过程。 3 干拢的.形式 系统在过渡过程中，被控变量随时间的变化规律首先取决于作用于系统的干扰形式。在生产中，出现的干扰是没有固定形式的，且多半属于随机性质。在分析和设计控制系统时，为了安全和方便，常选择一些定型的干扰形式，其中常用的是阶跃干扰。 带式干燥机,二维混合机 阶跃干扰(阶跃输入)的特点：比较突然、比较危险、对被控变量的影响最大，如果一个系统，能有效地克服这类干扰，对其他干扰就能很好地克服，同时数学处理和分析简单。 4 过渡过程的基本形式 以上过渡过程的四种形式可以归纳为三类。 (1)过渡过程(d)是发散的，称为不稳定过渡过程，应竭力避免。 苏州大理石平台 (2)过渡过程(a)和(b)都是衰减的，稳为稳定过程。被控变量经过一段时间后，逐渐趋向原来的或新的平衡状态，这是所希望的。 对于非周期的衰减过程，由于过渡过程变化较慢，被控变量在控制过程中长时间地偏离给定值，而不能很快恢复平衡状态，所以一般不采用，只是在生产上不允许被控变量有波动的情况下才采用。 对于衰减振荡过程.由于能够较快地使系统达到稳定状态，所以在多数情况下，都希望自动控制系统在阶跃输入作用下，能够得到如曲线(b)所示的过渡过程。 (3)过渡过程形式(c)介于不稳定与稳定之间，一般也认为是不稳定过程，生产上不能采用。只是对于某些控制质量要求不高的场合，如果被控变量允许在工艺许可的范围内振荡〔主要指在位式控制时〕，那么这种过渡过程的形式是可以采用的。 5 控制系统的品质指标 自动控制系统在阶跃输入作用下，被控变量的变化曲线如图所示。这是属于衰减振荡的过渡过程。 1.最大偏差或超调量 最大偏差是指在过渡过程中，被控变量偏离给定值的最大数值。在衰减振荡过程中，最大偏差就是第一个波的峰值，在图中以A表示。有时也可以用超调量来表征被控变量偏离给定值的程度。在图中超调量以B表示。从图中可以看出，超调量B是第一个峰值A与新稳定值C之差，即B=A一C。 2.衰减比 绝缘靴手套耐压试验装置,高低压开关柜通电试验台， 衰减比是表示衰减程度的指标，它是前后相邻两个峰值的比。在图中衰减比是B：B’。习惯上表示为n：1。一般取4：1~8：1之间时，过渡过程开始阶段的变化速度比较快，能比较快地达到一个峰值，然后马上下降又较快地达到一个低峰值，而且第二个峰值远远低于第一个峰值。 3. 余差 当过渡过程终了时，被控变量所达到的新的稳态值与给定值之间的偏差叫做余差,或者说余差就是过渡过程终了时的残余偏差，在图中以C表示。偏差的数值可正可负。 sigma离心机，灭菌锅，冻干机 4.过渡时间 从干扰作用发生的时刻起，直到系统重新建立新的平衡时止.过渡过程所经历的时间叫过渡时间。一般是在稳态值的上下规定一个小的范围，当被控变量进入这一范围并不再越出时，就认为被控变量已经达到新的稳态值，或者说过渡过程已经结束。这个范围一般定为稳态值的士5%(也有的规定为士2%)。按照这个规定，过渡时间就是从干扰开始作用之时起，直至被控变量进入新稳态值的±5%(或土2%)的范围内且不再越出时为止所经历的时间。 5.振荡周期或频率 变频串联谐振耐压试验装置，氧化锌避雷器测试仪， 过渡过程同向两波峰(或波谷)之间的间隔时间叫振荡周期或工作周期，其倒数称为振荡频率。在衰减比相同的情况下，周期与过渡时间成正比，一般希望振荡周期短一些为好。 例：某换热器的温度调节系统在单位阶跃干扰作用下的过渡过程曲线如图l�D15所示。试分别求出最大偏差、余差、袁减比、振荡周期和过渡时间(给定值为2000 C)。 解: 最大偏差：A=230一200=300C 余差C=205�D200=50C 由图上可以看出，第一个波峰值B=230一205=250C， 第二个波峰值B’=210�D205=50C DCS,DCS系统,DCS控制系统,集散型控制系统, 衰减比应为B：B’=25：5=5：1。 振荡周期为同向两波峰之间的时间间隔， 故周期T=20一5=15(min) 过渡时间与规定的被控变量限制范围大小有关，假定被控变量进入额定值的土2%，就可以认为过渡过程已经结束，那么限制范围为200×(±2%)=土40C，这时，可在新稳态值(2050C)两侧以宽度为土40C画一区域，固1�D15中以画有阴影线的区域表示，只要被控变量进入这一区域且不再超出，过渡过程就可以认为已经结束。 实验室烘箱，实验室培养箱， 因此，从图上可以看出，过渡时间为22min。 习题：某化学反应器工艺规定操作温度为(900±10 oC)。考虑安全因素，控制过程中温度偏离给定值最大不得超过80 oC。现设计的温度定值控制系统，在最大阶跃干扰作用下的过渡过程曲线如图1�D18所示。试求该系统的过渡过程品质指标：最大偏差、越调量、衰减比和振荡周期，并回答该控制系统能否满足题中所给的工艺要求? 钳形接地电阻测试仪,直流电阻快速测试仪，
DCS系统工程 篇6
【关键词】： 化学水处理；DCS系统；应用
1.发电企业化学水处理DCS系统应用的重要性
随着我国经济迅猛快速增长，电力供应将呈现持续紧张， 确保电力的安全、稳定供应显得更为重要； 在电力系统厂网分离、电力作为商品进入市场改革下，发电企业比以往更注重自身的经济效益，提高自动化水平、运行安全、降低运营成本成为其自身发展的内在要求。因此， 实现电厂热力系统水汽品质的化学水处理DCS系统应用已成为大中型火力发电企业的迫切需要，这也是我们探究化学水处理DCS系统的目的。
化学水处理DCS系统的应用，水汽品质的精确控制，解决大中型发电企业化学水处理系统工艺设备分散、化学量的测量滞后及介质存在腐蚀性等条件导致全过程自动集中控制难的问题， 实现原水预处理、补给水处理、给水处理、覆盖过滤、凝结水精除盐、水汽监督等系统的集中监控。实现热力系统的水汽品质的在线诊断功能，可达到炉外原水系统及除盐水系统在线诊断功能； 自动化水平大幅度提高， 减轻了运行劳动强度、减少维护工作量，达到了提高机组安全经济运行的要求。
2.发电企业化学水处理DCS系统应用的技术难点
2.1发电企业化学水处理过程中地域分散。它包括：从原水开始处理， 生产成为工业水的水厂；化学锅炉补给水的化水车间；给水热力除氧、化学除氧及给水的加氨防腐处理；炉内加药、排污、防腐蚀防结垢处理；热力系统的水汽品质分析取样系统；凝结水精处理及加氨化学防腐蚀处理等。这导致集中控制系统所要求的信号电缆、控制电缆长、加药距离远，管道长，信号滞后性大，还会伴随加药过程中出现的吸热介质产生结霜和液体烧碱在冬季结冰等现象也使控制过程具有特殊的难点。
2.2各种化学在线仪器的监测和加药控制过程中的化学变量与电量间转换是电化学过程， 这种信号很弱、干扰成份多。要实现DCS全过程集中控制， 要对一些设备进行必要的改造。
2.3物理化学工况复杂，相互作用。在发电企业内，按照热力循环过程要求， 并存着不同参数即： 高温高压、中温中压、低温低压等水汽系统。所以其热力循环系统的水汽品质与整个炉内、炉外的水处理过程， 与机、炉运行工况等是相互关联， 相互作用的。
2.4水汽系统的全过程、涉及的热工控制系统自身具有多样性。水和凝结水处理控制系统与化学水汽系统DCS实现对接处理， 以便纳入集中自动控制。火电厂集控所采用的汽轮机、锅炉的计算机MIS系统也需与化学水汽系统DCS成功实现对接。炉内水、汽取样装置的巡检信号和炉内加药装置的数据信号要通过MIS系统与化学水汽系统DCS实现交换数据。
2.5化学水处理过程主要涉及强酸、强碱等腐蚀性介质及炉水、蒸汽等高温、高压介质， 外围设备多，要将诸多的化学仪表、热工仪表等纳入系统， 实现自动控制的难度较大。
3.发电企业化学水处理DCS系统实际的应用
发电企业化学水处理系统由化学水预处理系统、锅炉化学补给水系统、覆盖系统、凝结水精处理系统、工业水系统、生活消防水系统及机炉汽水分析系统等组成。根据化学水处理DCS系统的实际情况和运行控制需求， 以化学水处理系统（ 包括预处理系统、锅炉补给水系统、覆盖系统、凝结水精处理系统、工业水系统、生活消防水系统） 为控制主体，最大限度地发挥了DCS 数据处理能力极强、能完成逻辑复杂的控制且控制精度高、特别适合完成复杂的模拟量控制等优势。
利用DCS系统不但完成水处理系统固有的程控要求外， 还与炉内化学水处理系统通过联网实现数据通讯， 使化学运行人员了解机组水汽品质运行情况。
利用DCS系统自动诊断及时发现水处理系统中存在的问题，并提供处理指导意见供运行人员参考。不仅实现了火电机组热力系统的水汽品质的在线诊断功能， 而且达到了炉外原水系统及除盐水系统在线诊断功能， 大大提高了机组的安全经济运行。
利用DCS系统，根据顺控步序以间隙PID 集合程控的方式使凝结水精处理系统再生三塔再生过程中各塔流量的自动控制。
利用DCS系统，原水加药系统以流动电流检测仪控制投药量作为主要控制方式，实现原水自动加药通过对原水加药量的检测进行，在线监测和控制水中胶体（混浊物质） 的脱稳程度， 在原水的流量及混凝剂浓度、流量发生变化时迅速响应， 及时在3～5min内调整加药量， 确保混凝剂的准确加投。为进一步提高在原水流量大幅度变化时的响应速度， 在加入流量比例前馈控制系统， 将会使响应时间达到控制在5min内， 在控制策略方面应用了间隙PID控制技术，化学加药系统的纯滞后问题得到解决。
利用DCS系统良好的可扩展性与多种扩展接口， 奠定了今后整个电厂水网系统DCS控制的良好基础。
利用DCS系统的应用解决化学水处理系统工艺设备分散、化学量的测量存在较大滞后及介质存在腐蚀性等复杂条件导致全过程自动集中控制难的问题， 实现了原水预处理、补给水处理、给水处理、覆盖过滤、凝结水精除盐、水汽监督等系统的集中监控。水处理系统控制模型，专家诊断和控制系统的功能得到了充分的发挥。
发电企业化学水处理DCS系统的应用将补给水、水汽品质、炉内水处理、凝结水处理等专家故障预诊断策略纳入集中控制系统。采用先进的控制策略，实现了原水预处理系统的加药自动控制。在工艺系统中增加了部分电动调节阀， 实现凝结水精与补给水处理系统运行及再生過程中的自动控制流量。采用DCS控制， 有利于拓展控制范围、实现较复杂的控制策略， 保证了系统通讯的可靠性、标准化和一定的技术先进性，为实现电厂管控一体化奠定了基础。
参考文献：
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火电机组DCS系统改造 篇7
某2×300 MW机组原控制系统为三个独立控制系统, 分别控制汽机、锅炉和辅机, 各个系统的数据不能共享, 且汽机和辅机控制系统无历史数据库, 不能准确查找事故原因。电气系统为立盘操作, 后改为MACSV650系统, 将以上三个系统和电气控制系统集中监视与控制, 实现了FSSS系统、DAS系统、SCS系统、MCS系统、DEH系统、MEH系统和旁路系统的功能。总电源进入每个控制单元后, 通过2个交流模块 (SM935) 提供系统电源, 向2个直流模块 (SM913) 供电, 提供DC24V/DC48V电源。供电系统均采用冗余配置, 确保主控机笼、IO机笼供电安全可靠。
控制系统中, 现场某个设备若发生故障的情况下也能保证生产安全进行。调节系统中, 重要信号采用三取中。控制站、操作站、工程师站、历史站、通讯站交换机都采用冗余配置, 保证通讯正常可靠。控制器均为冗余配置, 当某个工作的控制器发生故障时, 系统将以无扰方式快速切换至冗余控制器, 并在CRT上报警, 主控制器和备用控制器之间通过并行数据链相连, 系统的控制和保护功能不会因切换而丢失或延迟。在正常工作时, 主要控制器执行控制任务, 备用控制器处于热备跟踪状态。一旦备用控制器出现故障, 备用控制器立即无扰切换为主控制器, 确保了系统高可靠性。
2 DCS系统改造
2.1 排粉机的风压控制
排粉机通过ZKJ执行器调节, 动作不灵敏, 控制精度不高, 易摆动, 如果采用PID控制回路, 无论怎么调试, 都很难控制排粉机风压, 锅炉不仅不能经济燃烧, 还存在熄火风险。在DCS系统改造过程中, 最后通过逻辑和画面的结合, 实现排粉机的风压控制, 维持适当的配风比例, 保证锅炉的经济燃烧。为此设计纯开关回路。
2.2 炉膛负压控制
炉膛负压的控制逻辑相比改造前方案, 将送风机的PID输出值作为其炉膛负压的前馈, 采用间隙PID, 控制炉膛负压, 炉膛负压调节及时, 控制可靠, 抗干扰能力强, 控制在设定值的±30Pa范围以内, 达到优的控制指标。
炉膛负压三选中后为LP, 作为HSVPID的PV值, 负压设定RTL01在画面上操作, 自动时运行人员设定, 手动时跟踪PV值即炉膛负压LP, 保证手自动无扰切换。送风机PID的计算值的0.03倍作为炉膛负压HSVPID的前馈值, 调节更及时可靠, 送风一旦有变化, 引风马上就变化, 提高了抗干扰的能力, 保证炉膛的负压值始终维持在一个调节的范围内。当两台引风机都不在自动位, 炉膛负压HSVPID的输出AV立即跟踪TP值, 保证手自动无扰切换。双平衡输出块HS-BAL2, 当两台引风机出力不均时, 通过加左右偏置块RTL02;当一台引风机静叶执行器出问题时, 可自动在另一台引风机上补偿。调节参数易整定, 回路简单、清晰, 便于维护, 分析故障原因。
2.3 机炉协调控制
通过改造, 机炉协调控制更加有效, 调节负荷及时, 控制更精准, 抗扰动更强, 主要采用直接能量平衡方法, 能量需求NRGD的计算充分考虑了汽机所需的热量信号, 使机组的协调效果最佳, 同时也提高了机组的抗扰动能力, 在协调方式下, 机组轻松甩50%的负荷, 300 MW机组为150 MW的负荷, 而且一次成功, 汽包水位、炉膛负压、燃料调节等都控制在最优的范围, 在此基础上, 一次调频和AGC控制的精度更高。能量需求块NRGD=P1/PT*PTsp*K1+d F1/dt+dPTsp/dt+ (PTsp-PT) *K2+d (PTspPT) /dt, 其微分增益参数和微分时间参数在能量需求NRGD逻辑图标示, 这些参数是制粉系统为仓储式的300 MW机组的经验参数, 仅供参考。
2.4 电气和公用系统改造
电气系统原BTG盘上操作, 不利于操作和监视。DCS系统改造, 将电气控制系统 (ECS) 纳入DCS系统, 负责接收、处理电气系统的信息, 并完成对单元机组和公用电气系统的监视与控制, 操作可靠, 监视方便, 事故查询方便、可靠、准确。
工业水系统和循环水系统原为就地仪表操作, 不仅增加运行的劳动强度, 而且不利于设备的监视。采用远程控制柜, 通过光纤收发器, 与控制系统形成网络, 实现相关设备的监视和控制, 特别是循泵纳入DCS控制后, 操作可靠, 监视方便。
3 结束语
原DCS时钟存在误差, 造成系统报警、SOE顺序事故记录、趋势记录等记录事件的时间不准确, 给事故的分析造成极大的不便, 在DCS系统内加装了GPS装置, 用于计算机时钟和SOE模块时钟校对, 经测试SOE的精度为0.9 ms。
原厂级AGC系统接口通过PLC硬接线来实现, 现和利时MACSV650系统可通过OPC协议, 与AGC系统通讯来接收AGC指令, 下达指令给DCS, 实现机组负荷的升降。为了保证AGC指令的正确性, 保证机组安全, 通讯两端各增加心跳脉冲信号和负荷分配站发来的心跳信号故障判断。
当负荷分配站的心跳信号30 s内无变化 (即无跳动) , 可判断通讯故障, 切换AGC至协调方式, 通讯信号恢复正常后, 方可投入AGC系统。同时, 厂级AGC系统也要判断DCS系统发来的心跳信号是否正常, DCS系统的心跳信号通讯至负荷分配站的AGC系统, 当DCS系统的心跳信号每1 s跳变一次信号, 厂级AGC系统在30 s内收不到DCS系统的心跳信号的翻转, 厂级AGC系统认为通信回路故障, 负荷分配站将机组AGC控制方式切换至手动控制。
以上两个信号在DCS系统光子牌报警, 并在画面中显示, 当信号不正常, 及时处理, 以保证AGC系统的正常投入, 保证电网的安全运行。
参考文献
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[2]蒋爱平, 李秀英, 巫红.无模型控制方法控制功能的分析研究[J].控制工程, 2007, 14 (1) :14-16.
[3]杨景祺, 戈黎红, 凌荣生.超临界参数机组控制系统的特点及其控制策略[J].中国电机工程学报, 2007, 14 (4) :407-409.
[4]张新春, 刘郁.超超临界机组汽轮机旁路系统的选型[J].电力设备, 2006, 7 (1) :34-36.
DCS系统报警管理探索 篇8
DCS报警系统能力和效率的高低直接影响着整个DCS系统的性能指标。因此,报警系统需要保证具有极高的实时性和可靠性,不允许缺漏或重复记录,并能够及时响应报警信息的查询和确认等操作。以某石油项目处理厂为例,探讨DCS系统的报警管理。
1产生大量报警的原因
DCS系统报警的设置非常容易,以一个AI(模拟量)点为例,它可以有高高报、高报、低报、低低报4类报警设定,加上系统本身存在的回路完整性报警、超量程报警和许多其他报警,报警点较多。经过对处理厂的报警统计分析,产生大量报警主要有以下几个原因:
(1)常驻报警:是指工厂处于正常操作状态,报警却处于激活状态的报警。这类报警通常是由仪表故障、不恰当的报警限设置以及设备不能正常工作引起的。虽然这些常驻报警不会给操作员带来太多的麻烦,但是实际上已经丧失了报警能力。工厂的运行条件真正发生变化,这些报警也不能再报警,而且常驻报警会淹没其他极为重要的信息。
(2)重复的报警:反复激活的报警。这类报警对操作员的正常操作会产生严重影响,特别是在非正常工况期间,这些重复报警会引起报警泛滥起。EEMUA及早期HSE研究文件例证了大部分的(50%)报警是由少量的报警点引起。产生重复报警原因主要有:仪表故障、报警设定值太靠近正常操作值、使用了无效的(或没有用)死区、延迟/重复时钟和类似原理设计的报警。
(3)报警泛滥:经常在流程工厂出现非正常工况的前10 min出现几百个报警,每秒钟超过一个,使操作员放弃了报警系统,不看报警就进行确认,这样操作员不仅可能失去重要的信息,而且可能曲解看到的信息。
2报警管理采取的措施
(1)对报警值设置不当的工艺参数重新设定报警值。
(2)增加报警死区,通常设为0.5%~3%,根据实际情况可以上下浮动。
(3)取消重复设置的报警。例如,在PID功能块设置了报警,就没必要在输入功能模块上再设置报警。
通过以上措施,消除了大量报警。但存在的报警数量仍然比较多,与ANSI/ISA等工业实践标准相比较,还有较大差距。
3实现报警管理的有效措施
ANSI/ISA-18.2-2009过程工业报警系统的管理标准,提出报警管理的闭环过程如图1所示。根据图1所示模型,提出以下管理措施。
3.1建立报警原则
报警原则是一份书面的文件,它规定了怎样设计和实施一个报警系统。它还定义了在一个特定的现场或者机构内应该怎样管理报警同时它还提供了报警组态时的架构,保证了报警组态的统一性。
3.2识别系统中存在的潜在报警
通过对整个监控系统进行全面的分析,找出系统中所有监控数据中可能存在报警的监控点,并对其进行记录。
3.3正缺选择报警
并不是所有工艺参数都需要设置报警,由工艺工程师确定哪些过程参数需要设置报警,设置报警的参数应当不超过所有工艺参数的30%。可以从以下几个方面着手:
(1)取消那些没任何问题时发生的报警。例如在机组停车时,机组某些参数不在正常运行范围内而引发的报警,此类报警因未恢复到正常状态而无法确认消除,最终导致机组停运期一直为常驻报警。
(2)取消那些发生报警而工艺操作人员没有任何响应的报警设置。因为操作人员不需要任何响应,此类报警对生产运行不会产生影响,为使报警系统起到作用,此类报警可以取消。
(3)修改部分超量程仪表的测量范围。
(4)将部分报警改为预警,只为现场运行起到提示作用,提醒现场操作人员该做某些操作。
3.4加强自控仪表管理
加强仪表维护,及时处理回路完整性报警;针对部分控制回路有问题,波动较大,不断发生报警的情况,通过调整PID工艺参数或调整工艺操作提高控制回路稳定性,减少报警的发生。
3.5优先级管理
将所有报警列出,由工艺人员选择5%最重要的报警,15%次重要的报警,其他为一般报警。将最重要的报警设置为最高优先级报警,将次重要报警设置为次优先级报警。如果装置状态出现波动,发生了报警洪流问题,操作人员可以利用报警过滤功能,使报警窗口只显示高优先级报警,便于找到问题的原因。
3.6组态报警
选择合适的报警种类,如高报、低报、高高报、低低报等,设置合适的报警值,对于模拟量报警设定报警死区。报警种类选择和报警值设定非常重要,如考虑是否需要同时设置高报和高高报,如果报警值设置和联锁值相等,当报警发生时,联锁已经动作,操作员就无法做出响应。报警组态的内容可以根据实际报警检测和评估结果进行适当修改。
3.7报警响应
当有报警发生时,中控人员根据报警内容,通知相应的现场处理人员,并记录报警。现场人员处理完报警后,汇报中控人员报警的解决过程,中控人员对相应报警记录进行消除。如果报警未在当班解决,当班人员应该在交接班时对下个班进行交接,接班人员继续对其进行解决,直到报警解除后,中控人员对其销案。
3.8评价报警管理性能
对于报警管理性能评价,目前常利用报警管理软件进行一些离线分析,将报警系统性能的关键指标与ANSI/ISA等工业实践标准相比较(ANSI/ISA标准见表1),找出差距,继续改进。通过性能评估,可以识别出一些不良报警,逐步提高报警管理的性能。评价报警管理主要包括以下几个方面:系统中每个操作员需要处理的报警数量;这些报警的优先级分布情况;有问题的报警数量;比较不同装置的报警系统运行性能。
3.9变更管理
报警系统变更管理包括报警允许修改、报警值修改、报警优先级修改。通常通过对一段时间报警的统计,整理出若干最差的报警。由运行队人员对报警提出意见,并对其重新取合理值。报警管理工作小组对其进行评估后,提出变更意见,报主管领导审批后实施,修改完后将其归档。
3.10变更完后的性能检测
变更后的报警,还需要对其进行重新评估。如果变更后的报警并未得到改善,可以将系统恢复到改进前的状态,直到缺陷被修复好再重新进行更改,并确认和测试新组态。
4实现报警有效管理的重要意义
在工艺过程波动时帮助操作员操作;减少工艺过程波动引起装置、设备停车;在工艺过程波动时避免因报警数量大增引起控制系统超负荷;帮助及时发现问题;识别出可以改进的地方;及时发现需要维护的仪表;识别出在工艺过程、控制和操作方面需要改进的地方。
摘要：分析监控系统在化工生产中频繁的发生报警的原因,并针对处理厂监控系统报警进行了简单优化,同时提出对报警进行更有效管理的一般方法。
关键词：DCS系统,分布式控制,报警管理,过程工业
参考文献
[1]顾祥柏,朱群雄,耿志强.现代化工流程报警系统分析及管理策略[J].化工进展,2004,23(12):1348-1352
[2]Jensen L D,周荣强.改善DCS系统的报警管理[J].国外油田工程,1998,14(11):44-46
热网DCS系统软件优化 篇9
关键词：DCS,SIMATICPCS7,冗余,WinCC
1 系统现状
油田热电厂热网DCS控制系统采用SIEMENS公司的产品SIMATIC PCS7版本5.0开发的基于windows NT 4.0英文版系统运行属于典型的服务器/客户机模式的DCS控制系统。硬件采用双总线通讯上挂2个DPU (分散控制单元) 实现过程测量和控制功能, 配备三台操作员站, 分别放置在三台机组的单元控制室内, 每个站均可对热网实现全面监控操作, 起到相互备用的作用, 1个工程师站。1:1冗余的通讯接口卡设计有传输出错检测技术, 一条网络故障, 系统会自动切换到另一条网络上进行通讯, 保证通讯的可靠性。热网DCS控制系统自2003年改造至今, 已经历6年连续运行。
热网2005年5月供热面积达416万平方米, 截止2006年5月供热面积达560万平方米, 截止2007年12月供热面积达660万平方米。根据大庆市供热办的要求, 2008年龙凤地区新增的供热面积124.1万平方米, 东风新村地区新增的供热面积113.43万平方米以及2007年已建待供的116.67万平方米由油田热电厂承担供热任务。
2009年底油田热电厂需要承担的供热任务为1014.2万平方米。自从2003年系统调试到正常使用头三年期间, DCS系统运行情况良好, 而且大大提高了生产效率。自2006年开始随着供热面积逐年增加, DCS控制系统的I/O点数量也随之增加, 累计I/O点数量将近2000点。在I/O点数增加的过程中发现, 原配置的硬件的负荷率最高达到96%, 在这样的情况下, 系统不仅常常出现死机, 当达到90%以上的时候, 系统延迟较大, 严重时系统容易崩溃, 这样对现场设备的安全运行造成很大的威胁。
同时热网DCS控制系统运行至今, 还暴露出一些其他问题, 如总线通讯故障、操作员站死机、模件电源开关过热、总线冗余故障、ET200M子站总线冗余故障、DCS控制系统程序编制不规范导致程序丢失、设备误动以及系统出现低电压是导致控制瘫痪等诸多问题。
1.1 通过对上述问题的研究和详细分析后找出系统存在这些问题的主要原因:
1.1.1限于热网DCS系统改造初期技术条件的限制以及系统软硬件运行多年, 其技术水平已不能满足现场的运行维护要求, 如控制系统运行在微软的NT操作系统环境, 不能对系统程序进行必要的安全备份。
1.1.2在windows NT 4.0英文版操作系统的制约下很多新的硬件无法使用, 例如操作员站及工程师站操作系统无法升级新硬件, 不支持该USB设备等问题亟待解决。
1.1.3现场站及硬件地址点数相对过多, 地址配置参数需调整, CUP参数设置不当。
1.1.4 SIMATIC PCS7版本5.0基于SyBase的数据库自身的效率, 厂网MIS通讯任务过重。
这些问题已严重影响了热网系统的安全运行。
2 系统优化
2008年利用热网大修的有利时机, 对控制系统进行一次全面优化改进造, 同时包括新增的热网计费系统。
2.1 热网DCS软件优化的主要内容:
(1) 采用SIEMENS公司的最新产品, 全集成新一代SIMATIC PCS7版本6.0自动化过程控制系统, 对现有热网DCS控制系统进行软件升级, 它是基于windows 2000操作系统, OS基于WinCC6.0以上版本, 用的是Microsoft SQL Server for WinCC数据库, 通过OPC、SQL等技术使得不同系统之间的准确、高速、大量的数据交换得以实现全集成, 一体化的解决方案, 其集成的核心是统一的过程数据库和唯一的数据库管理软件, 所有的系统信息都存储于一个数据库中而且只需输入一次, 这样就大大增强了系统的整体性和信息的准确性。
(2) 在原有热网DCS控制逻辑的基础上, 重新编制热工检测系统、自动控制系统软件并进行软件优化, 增加部分I/O卡件和相关软件逻辑编制包括顺序控制 (SCS) 和数据采集 (DAS) 等功能。
(3) 在现有热网控制室内, 对现有热网控制系统增加计费系统。
(4) 在控制方式不变的情况下, 同时整合2006年~2008年的新增的控制系统, 及2009年新增热网计费系统使之同原有热网系统能够作为一个完整的DCS控制系统, 在完成软件组态、整套系统安装调试后, 保证优化后的热网DCS系统安全、可靠、经济运行。
2.2 热网DCS软件优化的技术关键点:
由于, PCS7 V5.0的OS应是WinCC5.0, 用的是SyBase的数据库, 而PCS7 V6.0及以上版本基于WinCC6.0以上版本, 用的是Microsoft SQL Server for WinCC数据库;由于数据库之间无法转换, 为此, 优化过程所有软件全部重新自行编制。
2.3 热网DCS软件优化后达到的技术指标:
(1) 在热网控制室内实现热网机组的启停;
(2) 在热网控制室内实现113套设备正常运行的开关操作控制和调整;
(3) 在热网控制室内实现异常工况和紧急事故处理。
(4) 在热网控制室内实现正常运行工况的监视, 模拟量显示精度达到0.25。
(5) 变频泵闭环控制等17回路, 均实现自动控制。
3 效果对比
与优化前相比, 现有热网DCS系统拥有10项独特的技术优势:
(1) 基于优秀的SIMATIC PCS7 V6.0平台。
(2) 遵循全集成自动化理念, 可完成过程工业领域的所有控制任务。
(3) 系统所有组件都采用基于TIA架构的标准硬件和软件, 可通过西门子公司完成一站式采购。
(4) 通过PROFIBUS实现真正的分散结构, 易于与FF仪表的集成。
(5) 包括网络通讯、控制器、I/O、PA仪表在内的所有层次的冗余。
(6) 非常灵活的可伸缩性, 从小型, 可控制100个I/O点的PCS 7 Box, 一直到控制100000点, 基于客户机/服务器架构的大型系统。
(7) 高性能的设计与工程工具, 可显著降低工程成本, 缩短工程周期。
(8) 集成过程安全技术, 独特的安全矩阵技术可减少人为误差。
(9) 强大的资产管理功能可集成传统的非智能设备
4应用
本次优化改进完成后, 热网增加计费等系统与现有热网系统能够作为一个完整的系统, 自动化水平、系统稳定性、安全性有了很大提高, 从本质上避免了热网DCS系统软件的不安全隐患。
由于前期进行大量试验、探索了很多许多成熟经验, 系统软件优化改进后运行一直比较稳定, 没有出现保护误动或拒动事故。热网大修后一次启动成功。
参考文献
[1]张虹, 王林涵, 徐用懋.Fuzzy-PI复合控制在电站锅炉过热蒸汽温度控制中的应用.自动化仪表, 1999;20 (11) :28～31
DCS配电系统的解析 篇10
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。
DCS系统工程 篇11
【摘要】随着现代控制技术的逐步发展，火力发电厂DCS系统控制也在不断更新，一些旧DCS系统由于硬件不断老化，需要进行软硬件升级改造。本文介绍了邹县发电厂某机组在DCS升级改造中出现的一些问题，并进行了探讨，希望为其他控制系统改造提供一些参考。
【关键词】控制系统；升级改造；通信故障
ABSTRACT： With the development of modern control technology， DCS control system of power plant are constantly updated. Due to the aging of equipment in old DCS， it is necessary that the upgrades of hardware and software. Some problems about DCS upgrades of Zouxian plant were discussed， and solutions were put forwared. It provide a reference for similar units.
KEY WORD： control system；upgrades；communication failure
1、引言
華电国际邹县电厂某机组锅炉为自然循环单炉膛仓储式燃煤锅炉，采用倒U型布置、切向燃烧、固态排渣、平衡通风、燃料为烟煤。汽轮机组为335MW亚临界、中间再热、四缸、四排汽、冲动凝汽式机组。DCS控制系统为FOXBORO公司生产的I/A'S，硬件型号为CP40B，软件版本为6.3，工作站采用SUN公司的ULTRA 5系列。工程师站共有3台，同时做为历史站，其中AW5101为管理首站，AW5102站装有与MIS网通信的接口程序，AW5103站为DEH系统管理站，另设5台操作员站WP，整个网络管理15对DPU，测点总数约6500点，整个系统网络由DPU间通信的Nodebus网和与I/O柜通信的FIEDBUS网组成。整个DCS系统包含DAS、CCS、FSSS、SCS、MEH、DEH、BPC、ECS及与其他系统的接口（MIS系统、与脱硫系统、供热系统等）。控制系统投产于2002年，运行一直安全稳定。
随着时间不断推移，DCS系统关键部件CP和工作站等都已无法购买备品，系统升级迫在眉睫。整个系统升级分两阶段进行，首先在2010年搭建了基于光纤通信的MESH网络，并增加一台P92管理工程师站，此工程师站采用XP系统，仅管理MESH网和做为历史站备用功能。第二阶段在2011年，升级了1对CP，将其中一对CP由CP40B升级为FCP270，同时将此CP下I/O卡件由FBM100系列升级为FBM200系列，这两次改造分别用时一周左右时间，但系统改造完成后，先后出现了系统时间跳变和通信反应缓慢的现象，类似只对部分硬件进行升级改造的电厂山东省内有5家，其中出现故障的现象在滕州、菏泽电厂等也出现过，可以说这种故障具有一定的代表性。
2、升级过程介绍
原控制系统为同轴电缆传输的Nodebus网和双绞线传输的FIEDBUS网组成，其中工作站基于UNIX平台，控制内容包含了除ETS、TSI外的所有热控控制，系统网络图见图1：
第一次升级在2010年6月份，利用停机时间，增加了MESH网络和基于XP系统的P92工作站，MESH网络通过2块ATS卡与原系统进行通信，改造后为系统升级打下了基础，系统网络图见图2：
第一次改造后，P92工作站做为MESH网的管理站，同时做为3台工程师站中历史数据站的备用站，运行一段时间后，运行人员反应调用历史数据时，系统反应时间变慢，通过分析为P92站由于历史数据过多，占用了网络资源，导致系统通信慢，便将P92工作站停用。
第二次升级在2011年9月份，利用机组小修时间，将15对CP中的其中1对更换为FCP270型号，通过MESH网与原网络进行通信，同时P92站做为新CP的管理站，系统网络图见图3：
第二次改造用时1周左右时间，将原I/O柜内卡件全部更换为新型卡件，并对原CP文件转换为新CP文件，改造过程比较顺利，系统未出现异常。
3、升级改造后出现的异常现象
第二次改造结束1个月后，在1个多月的时间内系统出现了时间跳变、画面曲线跑直线、系统反应慢、新CP测点不刷新、Nodebus离线等一系列问题，表1为DCS系统所引发的故障列表：
4、原因分析
通过查阅工作站事件先后的故障记录文件。分析为以上事件是由于网络负荷过高，造成网络阻塞，使DCS通信变慢。经过检查、分析，造成网络阻塞原因主要有以下四方面：
1）工作站由于长时间的工作，老化现象严重，技术性能落后，老的节点总线系统通讯速率较低，只有10Mbps；
2）DCS由于老系统和新系统混用，历史库配置不够优化；
3）AW5102通信负荷率由于安装了PI系统接口和全工况监视接口导致整个网络通信负荷过高，通过停运AW5102站上的PI的接口程序发现网络的负荷率大幅度降低，网络流量平均值从800多个数据包降低到450多个数据包；
4）工作站与网络连接用的DNBT卡存在老化现象，致使工作站在某些时间、某些工况时与系统通信过程中出现占用大量网络资源的现象。
以上几个方面因素叠加，是引发一系列故障现象的主要原因。
5、处理方案
5.1临时处理方案：
鉴于机组已经进入冬季供热阶段，不便对系统进行大的改造和更新，在此情况下，采用以下临时处理手段，降低网络负荷，避免类似故障再现。
1）重点监视工作站AW5102的负荷状况，并且查看/opt路径的空间情况；在负荷上升到一定阶段时，可以考虑人工重启AW5102，以便释放其内存和硬盘空间，降低网络负荷。
2）对现有历史数据系统进行优化：目前机组有AW5101、AW5102、AW5103和P92四台工作站同时在进行历史数据记录和存储工作。为了降低网络负担，历史数据记录工作将分Nodebus和Mesh网络两部分，分别记录在51系列工作站和P92工作站上。经过优化后，网络通讯较为流畅。
3）增加巡视内容，检查系统信息（信息文件存放在/opt/fox/sysmgm/sysmon/smon_log文件中）和AW5102的负荷情况，密切监视系统故障信息，一旦发现有同类故障隐患，可人工启动AW5102；
4）定期（每月一次）清理系统垃圾文件（垃圾文件为所有目录下的core文件）。
5）对于其他工作站，出现类似故障时也可能会导致网络堵塞，在巡检时同样注意上述事项。
6）运行人员及时关闭不用的应用程序（如DM画面，不再需要查看的历史趋势等），减轻机器和网络负荷。
5.2彻底解决隐患方案：
利用机组检修机会，对新旧不同版本搭配的硬件和软件进行全面升级改造。
1）由于机组采用的51D工作站已经服役多年，严重老化，技术落后。在條件允许的情况下，采用目前福克斯波罗公司主流的P92平台工作站逐步更换现有的51D工作站。在已经搭建好Mesh平台的情况下，升级到P92平台是非常便捷的。
2）对DNBT卡逐步进行更换，以判断是哪一块DNBT卡存在老化现象。由于网络阻塞现象不是一直存在，查找老化的DNBT卡非常困难，经过逐步更换，发现WP5101站DNBT卡工作不稳定，更换此站DNBT卡后网络上线正常。
3）更换P92工作站，对系统软件进行离线重装，离线试验48小时后未发现问题，将92工作站在线运行。
经过以上方案处理，现DCS系统正常运行一年半，未出现反应慢、死机、数据跑直线等异常情况，说明问题已经解决。
6、结束语
DCS控制系统是机组控制的核心部件，在搭建和对系统进行改造时，需要严格按照《DLT 659-2006火力发电厂分散控制系统验收测试规程》要求，对系统进行各项试验，检查网络系统通信负荷率符合如下要求：操作员站CPU负荷率不大于40%，过程控制站CPU负荷率不大于60%，通讯负荷率的配置不能保证在负荷运行时不出现瓶颈现象，数据通讯总线的负荷率在繁忙工况下不超过30%，对于以太网则不超过20%。
加强DCS系统维护工程师培训，采用规范的方法来进行日常的检查和维护：对系统软件根据要求进行每季度1次备份，严格执行《DCS系统防病毒管理规定》，不使用U盘、移动硬盘等手段进行软件备份；做好系统应用软件管理，各种系统软件及版本号标识清晰，严格根据要求进行系统安装；不得随意安装未经DCS厂家授权的第三方软件。
DCS控制技术发展日新月异，现在形势要求我们需要不断对控制系统进行升级或改造才能满足现场设备需求，但由于维护人员对新技术掌握需要一定时间，新技术应用也需要经过时间来验证，所以设备升级改造会对控制带来或多或少的影响，只有我们不断学习，领会其中的精髓，才能将新技术的优势完全体现出来。
参考文献
[1]上海福克斯波罗有限公司《I/A Series系统及应用》
[2]《I/A Series控制系统检修规程》
[3]《DLT 659-2006火力发电厂分散控制系统验收测试规程》
收稿日期：2013年8月5日
作者简介
DCS系统安全验收的探讨 篇12
1 DCS安全验收的总体要求
DCS应在异常情况下控制设备不发生危险, 必要时能自动切换到备用电源或备用设备中去;调节装置要有联锁, 以防止误操作;要评价紧急事故开关设置情况。必须满足工艺装置的安全运行, 在发生异常情况时发挥作用, 使联锁保护系统按规定要求动作, 以确保工艺装置的生产安全, 避免重大人身伤害及重大设备损坏事故。
2 主要危险因素识别
2.1 主要危险因素及相关作业场所
DCS主要危险因素:控制系统断电;控制站失灵;仪表损坏和联锁保护失效等。相关作业场所是主控室和现场仪表、执行机构。
2.2 DCS危险因素导致的危害及存在的部位
DCS断电、控制站失灵和电气联锁失效将导致系统的非正常停机。危险因素存在的部位是UPS电源、DCS控制器。
仪表损坏将导致系统的非正常运行。特别是执行机构损坏将导致控制失灵, 危险因素存在的部位是现场仪表、执行机构。
3 针对危险因素采取的安全控制措施
首先, 要制定DCS安全应急预案, 并组织运行工和仪表工按照安全应急预案进行演练;其次, 必须针对主要危险因素制定相应安全控制措施。
3.1 DCS断电的安全控制措施
DCS通常采用UPS电源, 以保证在市电断电后, 能在规定时间内切换到UPS电源, 定期检查UPS电源工作状态和容量。对于冗余电源, 应分别切换, 确认系统运行正常。
3.2 控制站失灵的安全控制措施
主要进行控制站冗余安全试验。
3.3 仪表损坏的安全控制措施
(1) 定期检查、校验强制性检测的仪表。 (2) 对于重要联锁保护系统开关量仪表的整定及重要调节回路的仪表单体调试。 (3) 仪表应备有足够备品、备件。 (4) 仪表应具备使用说明书, 检修校验记录、流量计算数据、仪表控制流程图和重要接线图, 以及仪表设计安装和检修资料。 (5) 当在线仪表发生损坏时, DCS应能及时显示、报警, 必要时可启动联锁保护系统按规定要求动作, 以确保工艺装置的安全生产或停机。
3.4 联锁保护失效的安全控制措施
主要进行联锁保护系统安全试验。
4 DCS的安全检查
4.1 系统上电的安全检查
上电前系统安全检查包括: (1) 接地系统安全检查:接地极对地电阻;AC安全接地和DCS主参考接地是否符合制造厂和设计要求;检查盘内接地、盘间连接是否正确;检查盘设备接地是否合格;检查系统内接地正确与否。 (2) 电源系统安全检查:检查电源柜开关容量是否符合设计要求;检查电源柜到各设备的电源线正确与否;火线、零线的对地电阻, 以及线间绝缘电阻是否符合要求。
上电前, 须检查所有开关必须是OFF状态, 在DCS专家指导下按顺序送电, 同时观察每个节点受电后的节点状态及地址、指示灯闪烁方式和所有卡件显示是否正常。
4.2 DCS的功能检查
所有相关电源开关置于“ON”状态;启动局域网络上的全部节点, 并确认系统状态显示正常。从工程师站下装系统软件、应用软件及数据库;启动操作站, 确认系统正常;向各台设备下装系统软件及数据库文件。
4.3 系统组态检查
系统组态检查应根据回路组态文件、逻辑组态文件、控制组态文件对DCS软件进行检查。流程图画面检查, 调节画面检查, 连锁保护画面检查, 报警画面检查;卡件分配检查, 卡件中点分配余量至少留有15%~20%的余量。DCS的历史数据、操作记录、报警单元、实时日志、数据库单元等逐一检查。
4.4 现场仪表的安全检查
(1) 全套仪表安装正确, 管线横平竖直、无渗漏, 导线排列整齐, 信号线无干扰。 (2) 全套仪表整体整洁, 零部件完整无缺。 (3) 仪表刻度清晰、鲜明。 (4) 仪表测量灵敏度不得低于允许值。 (5) 指示误差符合相应仪表技术要求, 应有合格证。
5 DCS的安全试验
DCS的安全试验是指对整个装置控制方案的检测, 应按照I/0系统、调节系统、报警系统、联锁保护系统、冗余系统、分别进行安全调试, 达到具备试车的条件, 试验合格填写系统试验记录, 由甲方有关人员现场共同确认, 并在确认单上签字。
5.1 DCS的I/O检测安全试验
对于模拟量信号, 从现场加实际的0%、50%、100%模拟信号, 观察监视器上是否有对应量程变化, 计算系统误差, 其误差值不应超过系统内各单元仪表允许基本误差平方和的平方根值。对于数字量信号, 从现场加实际的闭合、断开信号, 观察监视器上是否有对应状态改变, 或在操作站上强制输出ON、OFF信号, 观察现场是否有对应闭合、断开变化。
5.2 调节系统安全试验
在操作站显示屏上把调节器输出设定到手动状态, 用手动方式输出4~20m ADC信号, 检查现场执行器全行程动作及反馈信号应良好, 精确度合格;同时确认流程图画面上相应阀的颜色发生变化。
5.3 报警系统安全试验
报警值应根据设计提供的设定值进行参数整定, 没有设计变更单, 设定值不得随意改变。同时应在操作站显示屏上对报警功能进行检查, 增大或减小输入信号, 确认报警值与设计值是否相符, 报警动作是否正常, 报警笛是否响, 以及报警总貌画面上是否有报警信息显示。
5.4 联锁保护系统安全试验
(1) 手动联锁试验。
对整个逻辑回路所包含的现场输入点, 采用模拟现场条件的方法, 每次只选择一个能直接影响控制输出接点状态的输入点进行测试, 而短接或断开回路中其它相关现场输入接点。分别使测试点短接或断开, 来检验输出接点的动作是否满足设计的联锁功能, 然后对能影响这一输出接点状态的所有输入点逐一进行检查, 以检验整个逻辑回路要求的机械设备和阀门开停 (启闭) 动作信号、声光信号、动作时间等是否符合设计要求, 试验完毕恢复接线。
(2) 自动联锁试验。
由操作人员现场配合, 制造模拟生产现场, 待仪表各回路投入正常运行后, 按照逻辑图在现场逐项进行故障模拟, 检查现场机械设备和阀门开停 (启闭) 动作、动作时间、控制室内显示的状态和声光信号等是否满足工艺要求。如果条件不满足可以在试车时做试验。
5.5 系统网络冗余安全试验
网络通信电缆冗余安全试验:在系统状态显示画面上, 确认网络通道的A与B电缆状态显示为绿色;除去电缆A或接线端子, 检查电缆B可否切换, 电缆A颜色同时变成黄色, 且不影响网络通道正常运行;恢复网络通道的A电缆, 待A电缆颜色变绿时, 再用同样方法检查B电缆。
6 结语
在DCS安全验收中, 系统必须进行全面的安全检查和安全试验;按照“安装、测试、联校、调试、试运”的方法, 完成对DCS的安全全面验收。
摘要：本文分析了DCS安全验收的总体要求和主要危险因素识别, 讨论了针对危险因素采取的安全控制措施和DCS的安全检查和DCS的安全试验。