DCS监控系统（精选12篇）
DCS监控系统 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
[1]江天生.霍尼韦尔One Wireless工业无线方案:同DCS控制系统完全一体化、内嵌、无缝式数据集成,支持应用在过程控制领域[J].自动化博览,2010(4):50-52;57.
[2]刘长远,王振,王建军,等.电站锅炉先进控制系统的开发与应用[J].化工自动化及仪表,2012(9):1 136-1 142.
[3]苏红刚.DCS控制技术在热电厂机炉控制系统改造工程中的应用[J].中小企业管理与科技(中旬刊),2016(2):221-222.
[4]栾松鹏,高德欣,杨帆,等.基于DCS的蒸汽锅炉优化控制系统设计[J].自动化技术与应用,2014(7):59-61;66.
[5]白刚,贾新强.PLC型DCS控制系统在自动化生产线电子控制系统中的应用[J].物联网技术,2015(5):78-79.
DCS监控系统 篇2
1）定义：是以微处理器及微型计算机为基础，融汇计算机技术、数据通信技术、CRT屏幕显示技术和自动控制技术为一体的计算机控制系统。
2）特点：集中管理、分散控制。
3）功能层次：经营管理级、生产管理级、过程管理级、过程控制级、现场级。
2.2计算机控制系统：是应用计算机参与控制并借助一些辅助部件与被控对象相联系，以获得一定控制目的而构成的系统。
2.2集散系统的特点：自主性；协调性；在线实时性；高可靠性；适应性、灵活性、可扩充性；人因性。
2.3 DCS系统软件的组成及其作用：
1）现场控制站软件：完成对现场的直接控制；
2）操作员站软件：是人机界面，即HMI的处理，其中包括图形画面的显示、对操作员操作命令的解释与执行、对现场数据和状态的监视及异常报警、历史数据的存档和报表处理；
3）工程师站软件：完成对DCS系统本身运行状态的诊断和监视，发现异常时进行报警同时通过工程师站上的CRT屏幕给出详细的异常信息，如出现异常的位置、时间、性质等。
2.4工业局域网中的拓扑结构
1）星形结构特点：在星型结构中，每一个节点都通过一条链路连接到一个中央节点上去。任何两个节点之间的通信都要经过中央节点。在中央节点中，有一个“智能”开关装置来接通两个节点之间的通信路径。
优点：结构简单，故障诊断和隔离容易。
缺点：中央节点的构造是比较复杂的，一旦发生故障，整个通信系统就要瘫痪，因此，这种系统的可靠性是比较低的。
2）环形结构：
特点：在环型结构中，所有的节点通过链路组成一个环形。需要发送信息的节点将信息发送到环上，信息在环上只能按某一确定的方向传输。当信息到达接收节点时，该节点识别信息中的目的地址与自己的地址相同，就将信息取出，并加上确认标示，以便由发送节点清除。优点：由于传输是单方向的，所以不存在确认信息传输路径的问题，这可以简化链路的控制。当某一节点故障时，可以将该节点旁路，以保证信息畅通无阻。为了进一步提高可靠性，在某些分散控制系统中采用双环，或者在故障时支持双向传输。
缺点：节点数量太多时会影响通信速度，另外，环是封闭的，不便于扩充。
3）总线型结构：
特点：所有的站都通过相应的硬件接口直接接到总线上。由于所有的节点都共享一条共用传输线路，所以每次只能由一个节点发送信息，信息由发送它的节点向两端扩散。在有用信息之前有一个询问信息，询问信息中包含着接受该信息的节点地址，总线上其他节点同时接受这些信息。当某个节点由询问信息中鉴别出接受地址与自己的地址相符时，这个节点做好准备，接受后面所传送的信息。
优点：结构简单，便于扩充。另外，由于网络是无源的，所以当采取冗余措施时并不增加系统的复杂性。
热工控制系统DCS技改问题探讨 篇3
【关键词】热控；DCS；升级控制
1.概述
1.1主要功能
某电厂125MW机组#1机DCS分散控制系统采用美国利诺公司生产的MAX1000系统，主要配置功能是：
（a）DAS（数据采集系统）。
（b）CCS（模拟量控制系统）。
1.2 MAX1000分散控制系统包括设备
（a）十个分布式处理单元（DPU）和多个输入/输出设备（I/O）用于对实际过程进行监视和控制。
（b）两个MAX1000产品目录号525实时处理器（RTP）和RPU接口并从RPU处收集数据。
（c）一个MAX1000产品目录号526应用处理器（AP）用于数据库和控制组态。
（d）三个MAX1000产品目录号527图形处理器（GP）用于产生和观察图形，操作和监视生产过程。
（e）环形网络及OEI接口装置。
（f）MAX1000分散控制系统构成图。
2.存在的问题
MAX-1000系统，版本是E版。使用到现在已有10年有余的时间时间，设备老化严重，部分设备已无备品。GP经常死机，经常发生重启死机，这在机组运行中无疑增加了运行安全隐患，GP属于老工控机，其微机的硬件配置无法在市场上购买，系统的WIN95系统处理能力差，运行不稳定，GP工控机损坏后恢复难度大。网络故障，包括光纤网和以太网通讯状态经常故障。每班必须两次调出系统画面检查系统工作状态，以保证网络正常。平时运行中经常对网络的同轴电缆接头及其网卡进行维护，OEI及其光纤使用时间长也经常发生故障。
应用处理器AP（工程师站）使用UNIX系统，该系统已经无法兼容新系统，掌握人员难度大，该系统在命令系统等与常规系统均有较大区别。AP内进行组态、调试已经不满足现实需求，系统、工程备份需用磁带机进行，这些老化的设备无法在市场获得，其工控机硬件同样GP状况一样存在问题，无法更换检修。
3.改造的措施及施工
3.1 DCS系统结构
MAX1000+PLUS系统结构由远程处理单元（RPU）、工作站（Work Station）、冗余的10M/100Mbps快速切换型以太网、智能切换开关（switch HUB）构成。
3.2系统工作站部分
a.拆除原锅炉汽机及DCS控制室工作站机柜中MAX1000的3台GP，1台AP，2台RTP，拆除原数据采集系统IDAS工控机1台。
b.在原锅炉汽机工作站机柜中安装maxDNA的3台操作员站，原数据采集系统IDAS操作台安装1台台操作员站；DCS控制内安装1台工程师站，1台历史站，1台LINK站，1台SIS站。
3.3系统网络部分
a.在原工作站机柜中安装冗余通讯交换机2台。
b.连接相应的网络预制电缆，包括DPU到交换机、交换机至各操作员站、历史站等网络连接网线。
3.4控制机柜部分
a.拆除原控制机柜内MAX1000E.3版本的DPU，新装增加送、引风机变频的机柜卡件。
b.在原来控制机柜内安装maxDNA的新系列DPU。
3.5系统软件及组态工作
a.新装各操作员站的操作系统，按maxDNA的系统软件重新组态125MW机组#1机的工程应用软件。
b.现场安装新的maxDNA系统软件和应用软件，并进行调试。，回收美卓公司原机组MAX1000的硬件狗，包括3只GP，1只AP的硬件狗。
c.将数采系统经过数采控制器接入lingk工控机，由DCS系统内虚拟DPU进行组态显示和报警等功能。
d.将送引风机变频系统纳入DCS控制。
3.6遗留问题
因原来系统设计及现场控制盘台问题，机组在硬件上没有彻底进行改造，只是对原有DCS硬件及软件进行升级。因此机组的原有的硬手操回路，原始的控制盘上的M/A操作器；原始的外回路逻辑判断（包括电器回路判断）；原始回路的FSSS系统等，在这次升级中保留原始状态，均没有引入DCS控制。
DCS硬件部分，受限费用及机柜，考虑实际使用情况，没有进行更换老的I/O卡件。
3.7调试情况
调试中，上位机网络调试与DPU通讯因版本原因，厂家调试时间较长，最后通过重新修改原配置的通讯程序完成通讯；LINK与数采通讯的问题匹配通过数采通控制器完成；不能实现DPU之间的冗余以及不能与下层部分I/O卡件采集数据均在调试中出现，集中体现是DPU内设置不正确和I/O卡件接触不良造成该现象。调试中因组态参数不当，造成部分流量参数显示有误，通过组态更改达到目的。
4.改造效果
此次升级改造，硬件将DPU版本由原来的DPU 4E版本升级为DPU4F版本。操作员站操作系统升级为WINXP系统；组态软件改造为maxTOOLS4E，版本MaxDNA3.5；图形组态器Graphical Configurator；图形用户界面软件maxVUE；历史数据和报表包软件maxSTORIAN；还包含有丰富工具软件（报警、记录、诊断等）、Security安全软件、SBP Wrapper Calculation背板软件等。
改造后的操作员站MAXSTATION人-机接口，解决了老DCS系统操作员站死机、无硬件更换的问题，解决了运行人员可靠的与DCS系统接口、保证机组安全。
数据通讯系统改造为MAXNET数据通讯系统，星型网络故障比环形网络故障容易处理，网络更加可靠实用，解决老DCS网络OEI光电转换装置、网络故障引起操作员站死机的问题和网络故障。
改造后的DPU4F版本，使设备的可靠性得到了提高。该DPU4F版本的DPU无需风扇、不会受散热不良的影响其DPU的工作，解决了原来DPU风扇故障导致DPU散热不良而导致DPU故障、死机的问题。DPU无需电池，使用存储卡进行下装程序的保存，增加设备的稳定可靠性，解决了因老DPU电池失效带来程序因电源切换等原因造成的程序丢失。新DPU4F取消了插针，使得DPU4F通讯只靠总线通讯，简化安装方式，安装方便，接触可靠，解决老DPU插针加总线的安装方式带来的一系列故障、及不方便、也容易损坏插针和接触不良带来的故障。
操作员站操作系统升级为WINXP系统，使得系统运行比原来win95系统更加可靠稳定。增加了一台操作员站，保证了运行人员有足够的操作监视平台，保障了安全。
升级后的DCS系统组态软件方便、填表式的组态方式容易上手，在设备的可靠性和安全性上得到了提高。硬件上有利于备品备件的订购，方便维护，增加了一台操作员站，方便了运行人员的操作。
升级后完善的报警、SOE记录、历史趋势等功能保证了机组运行的需求，解决了原始SOE、历史趋势记录时间较短（有时30分钟SOE记录就刷新掉）无法及时保存的难题。
总体上，此次升级改造，解决了老MAX1000系统的软件、硬件问题，确保了机组的的安全运行。
5.结束语
此次DCS升级为MAX100+PLUS系统，提高机组的安全与稳定性，解决机组DCS控制系统的配件问题，方便维护。为金沙另外2台机组MAX1000系统的升级提供参考依据，同时也为其它采用MAX系统的电厂升级使用新MAXDPU4F版本的DPU提供参考和依据，降低因DPU故障带来机组不安全运行的风险。 [科]
【参考文献】
燃油电站DCS监控系统组态设计 篇4
伴随随着工业自动化和网络技术的日新月异的发展, DCS系统被越来越多地运用到工厂自动化的监控系统中[4,5]。孟加拉国50MW±15%燃油电厂项目工程选用浙江中控SUPCON集散控制系统ECS-700, 6台柴油机本体的控制采用西门子S7-400控制系统。电气系统、油系统、水系统等辅助设备的信号的采集与监控由DCS系统实现。其通过与西门子PLC的Profibus-DP通信, 采集柴油机运行参数以供监视;通过Modbus通信, 采集现场电力系统仪表信号, 实现远程监控电力数据。
2 DCS系统硬件配置
该电厂DCS硬件系统分为控制系统硬件与操作站硬件。控制站系统硬件统一安装在控制柜内, 电子设备系统有1个系统柜, 3个外配柜;油系统有1个系统柜, 2个外配柜;水系统有1个系统柜, 1个外配柜。操作站硬件主要包括操作台与操作站电脑, 总共4台操作台电脑, 其中1台作为组态服务器与工程师站, 其余3台作为操作员站。整个系统配置如图1所示。
2.1 控制器配置
DCS系统配置3对控制器, 每对控制器互为冗余, 采用工艺系统结合控制功能的分配原则, 电子设备系统为就地控制站, 油系统与水系统分别作为远程站, 采用4芯光纤熔接光纤的方式, 使用光纤跳线连接交换机上的相应光纤跳线端口, 完成就地控制站与远程控制站的通信, 保证DCS操作站电脑能够采集不同控制站现场信号, 并实现监控。
2.2 IO卡件与通道分配
DCS系统IO卡件安装在系统柜内的机架上, 包括57个AI卡件, 2个AO卡件, 32个DI卡件, 11个DO卡件, 总点数为1736。卡件和通道分配以“兼顾类型以及分支故障影响相对最小”的原则, 防止保护装置的误动以及自动装置的失灵:不同类型的卡件尽量分在不同基座, 尤其是输入和输出, 防止接线错误;同类型的AI通道尽量分在同一卡件行;备用通道尽量均匀排布在每一块卡件上, 以便日后维护增加和更换信号通道。
2.3 SOE软硬件配置
SOE系统包括SOE服务器, SOE客户端, 主控器和SOE模块。ECS-700主控制器、SOE模块和SOE软件配合, 可以采集和记录时间精度为0.5ms的开关事件。该电站配置了7块SOE模块, 总共112点, 主要包含在电子设备系统控制站, 涉及电气控制系统信息, 如柴油机急停信号, 主变保护柜报警等。而柴油机本体的运行报警信号则由S7-400控制系统处理。
2.4 可靠性设计
DCS监控系统中需要防止因DCS硬件和信号故障 (包括断线) 引起保护误动和拒动, 这是可靠性设计的重点[8]。DO通道采用继电器常开触点, 可防止因控制器失电、IO卡件或通道故障等引起的保护误动。模拟量卡件和控制器通信失败或者现场变送器出现故障时, 采取的设置为“保持”, 防止误动作。在电厂控制系统接地方面, 有很多方案可以参考[9,10], 该系统采用“分类汇总, 单点接地”的方式, 即保护接地和系统接地独立分开, 最终汇入统一接地点, 保证整个系统只有一个电势零点位, 防止因为电势差而产生回路电流干扰系统稳定性。
3 DCS系统软件组态设计
3.1 控制器扫描时间设置
控制器基本扫描时间为100ms, LBUS扫描周期默认为50ms, 可修改。程序页的扫描周期默认为2ms, 可修改。程序页的扫描支持相位以及优先级的设置, 可合理划分相位和优先级, 减轻CPU负荷, 保证系统响应的迅速和稳定。
3.2 数字量输出驱动设计
数字量输出驱动是针对具体设备的监视与控制, 主要有启动停止操作、状态指示、故障报警和设备的联锁保护等功能。孟加拉电厂数字量输出驱动主要包括双电控和单电控电动机, 双电控气动阀和单电控气动阀等几种类型, 具体设计:
(1) 双电控的阀门指令输出端采用长信号的形式, 利用状态反馈来停止指令输出, 如120s内没有状态反馈, 就停止输出并发出相应的开启或者关闭故障信号;启停指令互相闭锁, 防止同时发启停指令。
(2) 双电控的电机指令输出采用短信号的形式, 5s脉冲信号过后, 如没有状态反馈即发出相应故障信号;启停指令互相闭锁, 防止同时发启停指令。
(3) 单电控设备采用长信号, 如20s内有状态反馈则保持输出, 否则停止输出。
(4) 把远程信号和不存在故障信号作为面板操作的条件, 否则禁止在相应的操作面板上进行远程操作。
3.3 第三方通信设计
3.3.1 Profibus-DP通信
6台德国柴油机采用西门子S7-400系统控制作为DP从站, 需要与DCS系统主站通信, 采用的DCS通信模块为COM722S。其通信连接结构如图2所示, CPU416为西门子S7-400控制系统CPU, MPI/DP为西门子DP通信模块, OLM为将电缆转为光纤通信的设备, 整个通信网络为环形结构, 具备冗余通信能力。
软件组态中, 每个单独西门子CPU组态程序中配置了7个槽位, 每个槽位32个字节, 即16个2字节数据, 总共112个模拟量信号。DCS系统中需要借助西门子SYCON软件, 通过槽位一一对应地配置, 可在DCS组态软件中扫描增加的信号通道, 完成组态配置。
3.3.2 Modbus通信
该电厂有10台电力系统仪表需要作为从站与DCS系统主站通信, 以便在操作站电脑上采集现场仪表的监测数据, 包括发电功率、电压和电流, 因此采用Modbus通信。该系统采用RTU模式通信, 使用RS-485的电气接口。DCS系统配备的通信模块有4个串口, 总共可带64个设备, 单个串口可通信32个设备。在组态软件中设置好通信率、数据位、停止位等通信要素信息, 选取通信功能码为3, 读取每个仪表10个保持寄存器, 可读取总共100个通信数据。
3.4 监控画面设计
孟加拉国电厂DCS监控画面分为流程图和弹出窗口图两部分。主图是电厂生产过程的主要流程界面, 包括设备状态和运行参数;窗口图是设备的操作画面, 并提供设备信息。在编程和画面组态前, 可先明确画面设计细节, 避免画面和逻辑组态编程的重复工作。DCS画面组态有下列特点:
(1) 1张总目录图, 包括电气系统、油系统、水系统3个分区, 直接链接到画面主图。
(2) 主图分为上、中、下3个部分, 顶部区域显示设备或者机组重要参数;中间区域为各个系统流程显示区;底部为相关画面链接区, 分为全局链接和局部链接, 全局链接便于快速返回监控主画面, 局部链接主要是与画面相关的其他工艺系统。
(3) 所有的操作对象均设计弹出窗口图, 采用分步操作的原则, 以防误操作的发生。设备的启动与停止都有相关允许先决条件的提示, 点击可窗口形式显示。对于断路器的操作窗口, 通过设置链接点, 可找到相关操作逻辑图, 便于查找故障原因。
(4) 补充列表报警内容, 画面报警主要包括电气故障、开关量测点报警以及设备故障类型。
(5) 系统流程图画面显示可设置的调节参数以及联锁保护参数。
(6) 画面参数显示结合报警功能。模拟量参数在正常范围内显示黄色平光, 报警时显示红色并闪烁, 打开相应仪表弹出面板, 可查询报警原因, 包括超量程提醒、接线断线等。
(7) 动态显示设备的运行状态, 包括阀门打开关闭的动作、阀门运行和停止的动态。绿色显示设备运行, 红色显示设备停止, 闪烁表示设备正在执行动作。黄色闪烁表示设备处于故障, 点击设备弹出画面, 可查询相关故障原因并且可人工确认。
3.5 列表报警设计
报警点数量庞大, DCS系统软件默认分为系统报警以及过程报警。系统报警包括系统硬件报警以及网络报警等。过程报警包括设备自身运行报警以及联锁报警等, 采取分区优先报警的方式, 报警分为2级, 1级为红色且伴随声音提示, 2级为黄色, 无声音提醒。可将重要设备的跳闸以及联锁报警点作为1级报警, 以引起操作人员的特别注意。
对于模拟量报警设置, 系统已默认3个低限与高限。一般可把跳闸值或者联锁报警点定义为高3值。为节省工作量, 选择在项目推进的不同阶段进行不同点类型的列表报警设置工作。在调试前, 可根据IO清单设置模拟量和开关量的报警;整组启动前, 逻辑组态已经基本定型, 根据逻辑图逐页设置中间点的列表报警, 增加和修改中间点的描述, 增加设计变更部分的列表报警。
3.6 软光子牌报警设计
DCS组态监控系统以列表报警为主、软光子牌报警为辅的原则进行设计。列表报警几乎覆盖了整个系统全面的报警信息, 软光子牌主要提取电气系统中重要的报警, 用声光的形式表现。电气系统的软光子牌报警分为3类:电气主设备故障报警;电气辅助设备故障报警;电气事故跳闸报警。
3.7 数据库位号组态设计
系统数据库的位号可通过EXCEL文档导入设计院提供的IO清单, 需要特殊处理的主要有以下几项:
(1) 通信点。DCS系统除了原有的硬件通道外, 还有通过DP和Modbus通信来的信号通道, 可通过扫描新增位号得到, 因此需要重新自定义位号, 且总点数不能超过每对控制器所规定的点数。
(2) 单位。计量单位标准化包括流程图画面单位和点定义中的单位两个部分。点定义的单位是基础工作, 画面中单位需要在IO清单的设计阶段根据点单位和实际意义进行适当的更改。
(3) 小数位。不同信号参数要求的小数位由于量程范围而不同。小数点位数太多引起的频繁刷新会影响操作员监控生产的过度的注意力, 因此应根据参数的单位选择小数位。压力单位为MPa的保留2位小数位, 而单位为摄氏度的只保留1位小数位。
4 DCS组态的调试和收尾工作
4.1 废点清理
调试过程中出现现场设备的IO点和初始设计不符, 根据厂家, 设计院和调试单位的共同确认, 认其为废点。删除有关废点的硬件接线, 同时删除软件组态里面的控制逻辑以及画面显示, 并从数据库中删除位号, 把相应的通道改为备用通道。对搜索组态过程中建立的中间点, 逐个检查确认后删除。
4.2 释放强制信号
在调试过程中, 对于设备安装不到位或者保护设计不合理, 往往采取在DCS组态里强制相关信号的措施, 以实现调试的继续进行。但是如果安装完成, 信号恢复, 信号强制会误导监控人员的判断和逻辑程序控制。因此机组正常运行时, 应尽量释放强制信号, 根据设备不同情况修改相关逻辑。
4.3 联锁和报警定值整理
在调试结束之后, 机组通过168测试, 利用调停时间, 热控仪表、机务以及运行操作人员需要全面检查确认列表报警、联锁报警的定值。
5 结语
在DCS项目的前期准备工作中, 设计院、DCS厂家以及电厂等参建方一起, 明确了DCS设计的整体结构框架, 对系统的细节处理形成了比较统一的意见, 确保了项目的顺利推进, 也实现了电厂的正常投运。但在以下几个方面还需要进一步完善:
(1) 由于柴油机本体系统由西门子程序控制, 一些设备的运行参数并没有通过通信传送到DCS系统中, 给操作人员带来了一定不便, 但是DCS方无法主动修改, 可向德国柴油机厂商提出修改增加通信数据后再由DCS修改组态。
(2) 设计院提供的英文描述不太符合该厂的习惯用法, 即使现场调试过程中已经修改了部分, 但是由于在组态过程中已经扩散, 全面修改变得相当困难, 描述得仍然不够严谨。
摘要：介绍孟加拉国50MW±15%燃油电站的DCS组态监控设计, 包括硬件配置及软件组态等。
关键词：DCS控制系统,硬件配置,软件组态设计,监控
参考文献
[1]Ramanathan R, Redi J.A brief overview of ad hoc networks challenges and directions[J].IEEE Communications Magazine, 2002, 40 (5) :20-22
[2]Royer E M, Lee S J, Perkins C E.The effects of MAC protocols on adhoc network communication[C].IEEE Wireless Communications and Networking Conference, Chicago, 2000:543-548
[3]刘志超, 丁建民, 任嘉兴.基于以太网的分布式电厂电气监控系统实现[J].电力系统自动化, 2011, 27 (3) :52-54
[4]范以宏, 程国清.埃塞俄比亚FAN水电站计算机监控系统设计与实现[J].电站系统工程, 2011, 27 (3) :52-54
[5]师法民, 吴伟, 张克惠, 等.电厂电气监控系统组网模式及其与分散控制系统接入方式的研究[J].电网技术, 2008, 32 (11) :61-65
[6]于浩洋.Profibus现场总线概述[J].自动化与仪表, 2002, (2) :18-21
[7]张海源, 任春梅, 张冉.Modbus协议在电力系统中的应用[J].继电器, 2007, 35 (17) :31-36
[8]陈荣超, 崔振武.火力发电厂DCS系统可靠性分析[J].电力科学与工程, 2012, 28 (1) :42-45
[9]周倩, 鲁学农, 张文景.火电厂DCS系统信号抗干扰研究及实例[J].中国电力, 2012, 45 (4) :64-66
DCS系统电力工程论文 篇5
1.DCS配置及控制方式探讨
1.1DCS配置
如图1.DCS控制系统及图2.ISA总线所示，网络节点的分布上，遵循节点间点对点通讯相对独立的原则：从结构上讲，DCS在结构上采用双网冗余结构,形成冗余容错网，解决了传输设备产生故障后所引发的网络连接问题，从而提高了网络的可靠性能
同时，DCS的传输介质是光纤，因而能够在更大的程度上解决有关通讯电缆的抗电磁干扰性差方面存在弊端，从而在远程控制器之间实现通讯创造实现的条件。此外，通过将相关的冗余DPU连接在同一交换机上以实时点对点的数据跟踪和拷贝，各个冗余DPU在交换机上直接转发也就实现了主干网网络负荷的减轻。这样在电气系统进入DCS时具有如下特点：首先，信息集中得以实现。虽然有关分散控制系统的构成由不同厂商设备所组成，在实现信息集中方面存在弊端，但是只要处理得当，就可以实现通讯问题的良好解决;其次，发挥了专门控制装置的优势，促进系统的总体构成合理、实用经济等条件的达成，从而促使控制装置可靠性的发挥;再次，界面清晰的电气控制。由于电气控制的界面比较清晰，对于传统的专业化系统的调试、维护以及检修等功能的实现十分有利。
1.2控制方式探讨
DCS实现电气控制的基本原则是：充分应用原有的专用微机数字化装置来实现电气控制的核心功能;同时在功能上，保证这些控制系统自成安全独立运行，即使脱离DCS也能在无需外部干扰的情况下，实现电气系统安全运行。在控制方式方面，由于控制逻辑关系比较简单，因而使用PLC能够提升数据通讯的性价比。这种控制方在目前DCS所能够达成的功能中，诸多厂家的DCS具有了与其功能相对应的模件，虽然经济实惠，但是可靠性大大的降低了，因此，针对这种控制方式，可以采取人为设置内部的运算速度、使用冗余方式配置控制系统;其次是在新建的工程中，对于尚未完善前的DCS系统，通过PLC的面板操作键盘或者随机带的编辑器实现临时操作控制对象的目的。我们以机组自启停控制系统为例子来阐述，首先，在机组启动之前，要对电气系统在内的整个机组的启动条件进行统一的、综合的检查。当汽轮机的转速接近额定转速时，就应及时的启动励磁系统;其次，一定负荷时，由运行人员进行干预实现厂用电之间的切换;再次，停机时，由汽轮机的停机主控回路发出停机的相应指令，关闭电气系统。
2.火电厂电气系统纳入DCS的必要性分析
随着我国电力系统的努力与发展，电气二次专业逐渐形成了一套严密的技术与管理模式。当前，火电厂电气专业自动化技术在全国范围内的推广，促使在电气专业管理方面积累了丰富的制造、设计、运行及维护的经验。而火电厂电气专业自动化管理水平的提高，很大程度上来自于计算机及网络技术的推广与应用。但是从设计、制造及专业技术管理上来讲，由于火电厂的电气二次专业和热控专业在我国电力系统中一直是相互独立的，导致火电厂的电气专业在计算机和网络技术的应用上呈现出了明显的滞后局面。为缩小与国外电气专业发展差距，。近年来，国内为此进行了许多有益的探索和尝试，并取得了有关大型计算机分散式控制系统(DCS)在电气专业中应用的经验。同时，计算机数字网络技术的发展，为DCS在火电厂电气专业中的应用创造了有利的发展环境。首先，由于DCS具有很高的可靠性，对于硬接线、按钮等造成的故障，能够起到很好的规避效果，同时还省去了大量操作终端;其次，内部构成的联系逻辑，能够实现配置冗余等形式的制系统替代原有固态逻辑与继电器模式的目的，实现误操作可能性的降低，进而提高了火电控制的可靠性;最后，由于电气的运作、监控均被囊括在DCS中，实现运行人员在任意的DCS的终端(CRT)上，实现对电气系统的整个机组的干预与控制，达到了运行监控的真正集控运行能力。因此，为提高火电厂电气专业的DCS系统管理的水平，以实现整个火电厂的自动化与综合化，就应采用现代化工具和手段实现高水平完善的监控，从而实现电气系统对整个机、炉、电机组的综合自动化以及厂级运行管理目标的达成与实现。
3.DCS引入电气控制系统的现状及应关注的问题探究
3.1DCS引入电气控制系统的现状分析
当前，在火电厂的电气专业实现DCS系统的完全纳入是比较困难的，必须使各级人员采取慎之又慎的态度才能够实现DCS的完全纳入，究其原因，主要有以下几方面：首先，目前电气控制设备及自动装置基本都实现微机化，DCS不能与这些设备实现通信、数据共享，也就导致DCS在电厂中的应用还缺少足够的实践经验，尚未取得成熟的运行经验，也就导致DCS被限制在试点工程上采用;其次，专业人员在DCS应用系统方面的知识尚不丰富。在生产与设计单位，由于电气与热工人员之间存在专业知识渗透不足，导致电气人员对DCS的了解程度不够;再次，传统的电气控制观念难以打破。电气专业自身所具有的安全性高、可靠性要求高的特点，导致电气专业的运作中必须具有较为严格的保护措施，因此，DCS在电气专业中的应用就受到了来自传统观念的强烈抵制。最后，主控室到设备之间需铺设大量电缆，施工工作量大、改造周期长、费用高。不能实现对保护测控装置的智能化管理，也大大减少了监控的信息量的`采集，DCS系统不能实现对电气量(尤其是交流)的故障录波，无法对故障及异常运行进行深入分析和处理。
3.2DCS引入电气控制系统需要关注的问题探究
3.2.1系统设备之间的配合问题
在传统的DCS设计中，有关其自身的容量、规模、结构设计以及与DCS厂家的技术联络均是由热控专业完成。在这些工作方面，电气专业由于与热控专业之间的交流与配合较少，对于DCS系统全面引进电气专业的效率产生了深刻的影响。因此，为提高DCS系统在电气专业的使用，首先，由电气专业对变送器的状态、清单以及明细进行设计，此后热控专业依据所列变送器的明细实现分配;在此过程中，由于电气专业性很强的功能，有关机组综合控制的电气控制功能、逻辑功能设计在DCS中有关位置的分配等问题，必须要由热控专业与电气专业的共同配合才能完成;其次，电气专业还应与就相关的技术等问题与DCS的生产厂家之间进行及时的交流与谈判，对于DCS对电气系统的特殊化要求进行深入的了解，从而实现厂家在有关DCS生产的硬件制作、系统功能及硬件配置等方面给与特定的关注。3.2.2时钟控制配置依据上面DCS系统的原理图可知，整个机组的控制装置是由若干独立的微处理机和DCS构成的。在各种独立的微处理机中，各独立装置均具有自己的时钟控制。也就是说，为实现DCS与电气专业的有机配合，就应关注有关时钟控制的配置问题。但是在现实的工作中，不少装置并未在设计时将独立装置的时钟问题与外界进行配合，也就没有制定相应的对接方法，造成DCS系统中带时标的信息产生紊乱，进而影响到整个电气专业的管理质量。
3.2.3电气装置功能的分配
首先，由于火电厂的热工专业与电气专业功能各异，在使用DCS进行电气控制功能的分配问题时，应就这一特点进行不同的设置。电气专业系统由于参数设置、控制逻辑的及固定的东西较多，调试合适后重复的工作少，但是很长时间就不容许系统退出;但是热工控制的逻辑和设计参数变化的东西多，重复工作多，有关功能及整定参数的修改都需要由工程师站对过程控制站进行代码的传输。由上述热工专业与电气专业所具有的特点可以看出，同一过程站中若电气控制与热工控制项目同时存在，那么对于热控项目或是项目参数的修改都存在导致电气系统误动问题的产生。有上述分析可知，实现DCS在电气控制功能过程站的分配，就应对上述问题给与充分的关注。其次，对于新建工程的首台机组，在过程站分配时考虑临时投入厂用电的控制、保护，以便提前局部带电促使厂用电授电遭遇DCS的复原、带电。
3.2.4DCS系统的调试
DCS监控系统 篇6
关键词：虚拟DCS；电厂仿真系统
中图分类号：TP391 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）14-0038-02
1 DCS系统概述
大型集散控制系统（DCS）在现代电厂控制技术中占有重要的地位，它集计算机技术、网络通讯技术、数据采集、过程控制技术于一体，把整个电厂的控制过程、操作报警及数据显示等通过计算机或盘台集中表现出来，犹如人的大脑，控制着整个电厂生产流程。
1.1 DCS系统的仿真方式
因此，控制系统的仿真是电厂仿真系统中一个非常重要的部分，其仿真方法和仿真精度直接影响整个电厂仿真系统的质量、成本和实施效果。在常规的电厂仿真系统中，DCS的仿真主要内容有数据采集和发送、操作员人机界面、逻辑与控制过程、数据记录与输出等。主要有三种仿真方式：
①Simulation方式：用软件模拟DCS功能的实现方式。
②Stimulation方式：用原厂DCS硬件激励式模拟的实现方式。
③Emulation方式：用原厂DCS软件结合仿真其硬件环境的实现方式。
1.2 虚拟DCS系统的主要功能
虚拟DCS由原电厂控制系统厂商提供，是一种Emulation方式的仿真控制系统，它构建于虚拟控制器技术之上，采用原有控制硬件中的软件及其环境实现仿真，可以与原DCS逻辑组态保持高度一致，虽然价格仍然较高，但是远低于传统Stimulation方法，对于电厂控制算法研究分析和改进能起到相同作用。
虚拟DCS式电厂仿真系统就是采用虚拟DCS方法开发的，它为电厂仿真系统的发展开拓了一个全新的领域，它的主要功能有：
①具备完善的与仿真机的接口，能够模拟机组控制系统的运行状态和功能。
②具备良好的控制系统虚拟组态、运行、修改等功能，采用图形化、模块化、交互方式的组态环境，可进行运行培训、热工培训、DCS逻辑和运行规程检测、优化运行分析等。
③虚拟DCS具有开放式的通讯接口，能时刻跟上电厂DCS的变化，可以直接利用真实DCS工程师站的控制逻辑组态文件以及相关数据库技术实现仿真控制系统逻辑和画面升级。
以下就是OVATION控制系统虚拟DCS在电厂仿真系统中的应用。
2 虚拟DCS仿真系统组成
2.1 仿真系统的软件组成
系统软件由虚拟DCS软件和仿真服务软件构成。虚拟DCS软件由OVATION虚拟控制器软件、OVATION Database Server、OVATION 工程师站软件、操作员人机界面软件和接口通讯程序组成，仿真服务软件由仿真支撑平台软件和电厂过程（炉、机、电等）仿真模型组成。
系统软件结构如图1所示。
各个操作员人机界面接受操作员操作指令，发送到OVA-
TION Database Server，OVATION虚拟控制器软件从OVATION Database Server中取出数据，模拟真实DPU的算法策略经行运算，运算完成后再将结果送回到OVATION Database Server中，再经接口通讯程序发送到仿真服务软件，由仿真服务软件进行运算，运算出的数据再通过相同路径，反向传输到OVATION D-
atabase Server上，最后再将结果反馈到操作员人机界面上。
通过工程师站软件可以访问OVATION Database Server，修改其中的数据库点名和配置信息。
由于虚拟DCS系统与仿真服务软件分别处于两个不同的运行环境，需要解决两个系统之间的同步问题，如时间控制、复位、保存等，这里采用由仿真服务软件控制虚拟DCS系统的方式实现。
2.2 仿真系统的硬件组成
系统硬件由虚拟DCS硬件和仿真服务器构成。虚拟DCS硬件主要包括虚拟控制器服务器、虚拟DCS的工程师站、操作员站和网络交换机。系统硬件结构如图2所示。
OVATION虚拟控制器服务器主要用来为虚拟控制器软件提供运行环境，协调内部各个虚拟控制器软件的运算。
如果系统中有多个虚拟控制器服务器，其中一个须配置Master Host软件，它负责监视系统内所有控制器服务器的运行，并发送指令控制各个服务器状态。
仿真服务器用于运行仿真服务软件，包括支撑平台和仿真模型，并通过通讯程序，调用SimAPI函数发送仿真系统指令到Master Host，实现对虚拟DCS的控制。
虚拟DCS的工程师站主要运行OVATION Database Server和工程师站软件，实现数据库的存储和管理、SAMA图的组态、操作员界面的组态等功能。
操作员站主要模拟人机交互界面。
网络设备主要用来进行数据的传输与交换。
3 虚拟DCS应用于仿真系统的实现
3.1 仿真模型的开发
在仿真支撑软件支持下，程序设计采取”自顶向下”的结构化程序设计，建立全物理过程数学模型，机组启停、正常运行以及故障等全部直接包括在该模型中。
根据仿真范围，火电机组的仿真模型包括锅炉模型、汽机模型、电气模型，仿真方法与传统的Simulation方法一致，而控制模型的功能由虚拟DCS支撑平台实现。
3.2 虚拟DCS的开发
虚拟DCS开发是整个项目的关键，整套虚拟DCS由OVATION控制系统改造而成。根据电厂仿真机的标准和培训需求，虚拟DCS实现了与仿真模型同步的培训功能，如初始条件的加载、模型运算的冻结与解冻、临时工况的快存、回退和重演等功能，而这些是真实的DCS系统所不具备的。
整个虚拟DCS包括多个虚拟控制器，涵盖输入输出、数值运算等常见类型，能够完成整个DCS系统SAMA图的组态仿真。另外，还提供DCS系统的人机界面绘制修改工具，可对虚拟DCS的人机界面进行重新组态，扩充图形控件。
项目执行期间，先收集项目电厂的控制逻辑和画面源文件，再导入虚拟控制器服务器，操作站从服务器下载匹配的控制器和画面源文件，这样就得到与项目电厂一样的逻辑和画面了。
3.3 虚拟DCS与仿真模型的联调
虚拟DCS数据库为实际控制系统的组态数据库，与实际DCS点对应，其构成、组态由控制公司的设计人员完成。仿真模型数据库按照收集现场的实际设备及工艺流程资料，由仿真机建模人员使用仿真支撑系统设计开发完成。
在虚拟DCS和仿真模型都开发完成后，就可以将两者连接起来进行联调。根据模型工程师和虚拟DCS工程师分别提供输入输出接口清单，把模型侧数据点和DCS侧数据点一一匹配起来。另外，编写接口通讯程序，调试运行使两者的数据库能够进行实时数据通讯交换。
3.4 虚拟DCS与仿真结合的难点问题及解决方法
在虚拟DCS与仿真结合过程中接口通讯程序的编写是整个项目的难点问题，因为虚拟DCS数据库平台与仿真支撑平台分属两个公司，数据库结构、通讯模式都有很大差别。本项目中两个平台的通讯采用OPC通讯方式解决。
控制公司提供了OPC Server接口，仿真工程师开发一个O-
PC Client，通过这种OPC Server/OPC Client结构实现虚拟DCS系统与仿真平台之间的数据交换。
OPC规范中提供了两套接口方案，即定制接口方案和自动化接口方案。其中定制接口效率高，通过该接口能够发挥OPC服务器的最佳性能，一般采用定制接口方案。
在VC环境下，使用定制接口方案开发OPC客户应用程序实现的步骤如下：
①编写OPC头文件→②初始化COM支持库→③连接OPC服务器→④创建OPC组→⑤添加数据项→⑥数据交换→⑦释放接口指针。
4 结 语
仿真系统的设备模型的开发方式与常规Simulation方法仿真机相同，因此仿真范围和精度没有改变，培训效果没有削弱。热控人员还可以利用虚拟DCS工程师站进行数据库组态、逻辑组态调整、画面修改等培训，大大增强了培训效果。同时，虚拟DCS式的电厂仿真系统保留了Simulation方法对于设备模型仿真的范围和精度，兼顾了Stimulation方法对于控制系统高精度仿真的效果，又相对节省了硬件投资，缩短了开发周期，是一种理想和多应用功能的电厂仿真系统建设方式。
参考文献：
[1] 游景玉.仿真控制论文集[M].珠海：珠海出版社，1999.
[2] 游景玉.亚仿技术开发及应用[M].珠海：珠海出版社，2000.
[3] 潘爱民.COM原理与应用[M].北京：清华大学出版社，2002.
DCS系统接地应用 篇7
随着我国硫酸工业的迅速发展和自动化水平的提高,DCS得到了广泛应用,对保证硫酸生产企业的安全、经济运行起到了十分重要的作用。
DCS系统合理、可靠的接地,是DCS系统实施过程中非常重要的内容。为了保证DCS系统的监测控制精度和安全、可靠运行,防止参数显示值大范围波动(表现为趋势曲线震荡)并最大限度遏制误动作的发生,必须对系统接地方式、接地要求、信号屏蔽、接地线截面选择、接地极设计等进行认真设计和统筹考虑。
1 DCS系统接地的基本要求
DCS系统接地的目的,是保证当DCS系统的信号、电源或DCS系统设备本身出现问题时,可以通过有效的接地系统承受过载电流,并迅速将过载电流导入大地。接地系统能够为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)。当接地系统发生问题时(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),会造成人员的触电伤害及设备的损坏。据了解,有些硫酸企业的DCS系统经常出现不明原因的“死机”,大多是因为接地系统不良或存在问题所引起。
应用于硫酸企业的DCS控制系统,一般需要两种接地:保护地和工作地(逻辑地、屏蔽地等)。因为不存在易燃易爆物质,故不要求有本安地。
DCS系统保护地的接地方式:利用电气接地网作为DCS接地网,即与电气接地网共地;设DCS系统专用独立的接地网;设DCS专用接地网,经接地线、再接至电气接地网。
第三种接地方式与第二种接地方式有较多相同处,可以统称为专用接地网。以前DCS系统曾经较多地采用专用接地网,并且目前大多数设计中也要求采用专用接地网。但这种接地方式存在明显的缺点:施工难度高;占地面积大,投资高,维护管理困难,且实际效果不理想。
鉴于此,商洛炼锌厂的20万t烟气制酸装置DCS系统没有采用专用接地网,而是改用电气接地网接地,取得了良好的效果。
对公共接地极(网)的要求:
(1)当厂区电气接地网对地分布电阻≤4Ω时,可将厂区电气接地网当着DCS系统的公共接地极(网)。
(2)当厂区电气接地网对地分布电阻较大或较杂乱时,应设置独立的DCS系统公共接地极(网),即为DCS系统专用独立的接地网。
(3)设置独立的DCS系统公共接地极(网)时,应确保:没有本安地接入的公共接地极(网)的对地分布电阻小于4Ω,有本安地的小于1Ω,接地总干线的线路阻抗小于0.1Ω。
(4)接地极周围15m内无避雷地的接入点,8m内无30kW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,防雷保护地应通过避雷器/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,二者应距离10m以上。
2 DCS系统的接地原则
2.1 集中布置的DCS系统
集中布置的DCS系统的接地装置的配置应遵循以下原则:
(1)操作台、打印台、服务器(主控制器)柜、继电器柜、UPS柜、配电柜:应设置保护地螺钉。
(2)DCS系统I/O机柜:应设置屏蔽接地汇流排,保护地螺钉。采用隔离电源时,系统地(DC24V的负端)悬浮,以实现24VDC供电与交流供电系统的隔离;非隔离电源时,系统地应接在逻辑地汇流排上。
(3)仪表柜、操作盘(台):设置屏蔽地接地汇流排,保护地螺钉。
(4)安全栅柜:对于防爆有严格要求的场所,应配备安全栅柜。安全栅柜设置屏蔽地接地汇流排,本安地接地汇流排,保护地螺钉。
DCS系统的信号传输电缆的选择与敷设,应严格按照有关规定执行,一般均应采用屏蔽电缆。为了提高系统抗干扰能力,对于开关量I/O信号,最好选用阻燃型对绞铜网屏蔽计算机电缆。信号传输电缆屏蔽层不得浮空,必须接地,接地方式应符合下列规定:
(1)当信号源浮空时,屏蔽层应在计算机侧接地。
(2)当信号源接地时,屏蔽层应在信号源侧接地。
(3)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E(当信号源接地时,接信号地;当信号源浮空时,接现场地)。
(4)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 分散布置的DCS系统
分散布置的DCS系统设备之间的连接一般采用网络(通信)线。例如:现场控制站分散布置在离被监控设备、生产线较近的DCS系统机房,而操作员站位于远离现场的不同控制室,各站点间距离在100m以内的(含100m),一般使用5类双绞线或DP屏蔽双绞线,超过100m的则要使用多模光纤连接。
使用光纤连接的站点:各站点内的接地方法与集中布置的DCS设备相同。
使用5类双绞线或DP屏蔽双绞线连接的各站点,按以下原则进行接地:
(1)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。
(2)使用5类双绞线或DP屏蔽双绞线时,两端应通过网络浪涌保护设备(最好使用通流量不小于5kA的信号避雷器)与DCS系统的SWITCH、HUB、RE-PEAT或其他网络设备相连。当雷击,或者电气事故造成两边站点的地电位差过大时,信号避雷器可以保护两边的设备。
(3)连接线两边的站点应有各自的公共接地极,二者不必用金属连接,各站点内部的接地方法同集中布置的DCS设备。
(4)DP屏蔽双绞线或5类双绞线必须穿镀锌钢管敷设或在金属桥架内敷设,钢管或桥架必须可靠接地。
3 DCS系统的接地安装
DCS系统的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系统接地电阻的要求,为此应降低土壤电阻率。降低土壤电阻率的方法如下:
(1)改变接地体周围的土壤结构。在接地体周围2~3m范围的土壤内,掺入不溶于水的、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1/10~1/5。
(2)用食盐、木炭降低土壤电阻率。将食盐、木炭分层夯实(木炭和细掺匀为一层,约10~15cm厚,再铺1层2~3cm厚的食盐,……共5~8层),铺好后打入接地体。此法可使电阻率降至原来的1/5~1/3。但食盐日久会随流水流失,一般超过2年就要补充一次。
(3)用长效化学降阻剂。用长效化学降阻剂方法可使土壤电阻率降至原来的40%。
4 现场接地注意事项
(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,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。
(2)操作员站、工程师站、网络交换机、主控制器(服务器主机)等采用外壳接地或直接将电源地线连接至电气接地网。
(3)I/O卡件(模件):采用隔离电源的模拟量卡件(模件)的24VDC负端接到系统地上;采用非隔离电源的模拟量卡件(模件)的24VDC负端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)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。
(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 结语
DCS监控系统 篇8
1 DCS系统故障情况
6月29日18:32, 整个窑尾DCS系统陷入瘫痪, 所有参数均无法显示和调节。包括窑尾高温风机系统、预热器及热风管道、增湿塔、均化库底及出库系统、生料计量和输送、窑尾煤粉计量和输送系统以及窑中主电动机及辅助设备系统。故障发生后, 操作员立即通知电气人员进行处理。检查后, 发现窑尾控制柜温度过高, 使DCS系统CPU无法工作, 导致窑尾DCS死机。处理此次DCS系统故障需要断电后复位, 但断电后大量设备要跳停, 后果无法估计, 再加上窑头及篦冷机系统正常, 通过部分参数还可以监控整个系统的运行状况, 所以窑系统一直在运行。在此期间一直在处理DCS故障, 但均未处理好。直至19:55窑内温度降低, 开始跑生料, 才在操作员的要求下于2008对DCS系统CPU断电, 停窑, 21:21处理好后开窑主传投料。
在DCS系统故障的情况下, 窑系统运行了96min。在整个过程中, 系统在无法监控、无法操作的状态下运行, 对设备运行和人员安全带来了巨大的威胁, 也给生产带来了一定的困难。
2 DCS系统故障中控窑系统操作预案
2.1 DCS一般性系统故障
DCS系统发生一般性故障时窑系统部分设备和参数无法监控和操作, 但不影响整个窑系统运行。应立即通知相关人员进行处理并汇报相关领导, 结合可以监控的信息进行调整操作, 通知现场人员监控中控无法监控的设备, 必要时把部分设备转为现场操作。
2.2 短时间可以处理好的DCS死机
DCS死机但能在30min之内处理好时, 应通知现场巡检人员密切关注各主机设备运行情况并检查输送设备保证料流通畅。待DCS处理好后, 针对系统运行状况进行相应调整操作, 使系统恢复正常运行。
2.3 短时间无法处理好的DCS死机
DCS死机且在30min之内无法处理好时, 应停机处理。具体步骤如下:
2.3.1 人员安排
所有操作均由现场完成。在故障20min后, 通知值班员及现场巡检人员准备停机, 现场到位。具体安排如下:均化库底一人 (巡检工) 、预热器顶一人 (巡检工) 、篦冷机一人 (巡检工) 、窑中窑头一人 (值班员) 、窑尾和窑头电力室各一人 (电工) 。处理过程中所有人员要密切配合, 统一由中控操作员指挥, 合理安排, 减少无效工作, 协调好生料磨及发电操作。
2.3.2 停机步骤
1) 关闭生料秤前手动闸板, 停均化库及生料仓流化风机, 停炉煤及头煤, 开启窑托轮油泵, 停窑主电动机, 待窑不转后开辅传慢转窑。
2) 通知生料操作员和发电操作员进行调风, 预热器人员手动逐步关闭预热器顶热风挡板至10%, 手动打开冷风挡板至100%;同时篦冷机人员把固定端风机风门关到50%左右, 一段关到30%, 二、三段风机停机, 检查破碎机、拉链机、电除尘器运行状况。操作员到窑头观察窑头负压状况, 协调预热器人员和篦冷机人员调风, 避免窑头正压, 预热器人员结合预热器顶负压状况, 关闭气动闸板和收尘蝶阀。
DCS系统报警管理探索 篇9
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
DCS系统接地的探讨 篇10
现代火电企业采用DCS控制系统已较为普遍。由于现场环境复杂多样, 造成DCS控制系统在运行中产生一些难以预计的故障现象, 而影响安全生产。其中DCS控制系统接地方式不当, 是影响系统正常运行的重要原因之一, 轻者可能造成测量信号不准, 严重时将烧坏模件, 甚至影响DCS系统的安全和人员安全。笔者所在企业脱硫DCS系统中, 就发生过接地不当引起设备故障的问题。
(1) 在对DCS系统接地要求的理解上, 存在着混乱的现象。DCS的接地原则是:“独立引出, 一点接地”。该原则的目的是为DCS系统有一个统一的等电位。
(2) 所有DCS制造商出于对DCS设备本身的考虑, 提出了独立接地的要求, 设计者为满足DCS设备要求, 采用独立接地, 通常忽视其他接地网的存在和影响。由于火电企业建筑物的金属构件和管线等, 使得各接地系统很难真正独立。发生故障时, 工厂其他电气接地网和DCS接地网之间可能产生巨大电位差, 可能使大批电气设备或DCS设备受到损害。鉴于以上状况, DCS系统采用独立的接地网并非是最好的处理方式。对DCS系统的接地, 有必要进行综合分析, 选择合适的接地网。
2 DCS系统相关接地的分析
DCS系统包括:主机箱、操作站 (工程师操作站和操作员操作站) 、输入输出卡、输入输出端子板、信号线和现场仪表等。主机箱、操作站、输入、输出模件柜、安全栅柜等设安全地、交流工作地、逻辑地;DCS传输的直流信号需要直流工作地和电缆屏蔽接地;由于火电企业的特殊性, 一般厂内都会安装避雷装置, 还有避雷地。因此, 与DCS系统运行相关的地有:安全保护地、交流工作地、直流工作地、安全栅地、屏蔽接地和避雷地。
2.1 安全保护地
安全保护地即电器设备和电子学设备的金属机箱接地, 当出现漏电时, 漏电流被保护地旁路。其目的是防止因DCS设备漏电, 机壳对地电位升高对人身和设备安全造成威胁。为了防止设备外壳的静电荷积累。仪表盘、仪表柜、仪表箱、PLC及DCS机柜、操作站及辅助设备、供电盘、供电箱、接线盒、电缆槽、电缆托盘、穿线管、铠装电缆的铠装护层等均应接保护地。保护地应接至厂区电气专业接地网,
2.2 交流工作地
交流工作地是DCS系统所使用的交流电源设备的N线接地。为防止变压器线圈击穿而使变压器次级带上危险的高压, 在供电系统的源端 (电力变压器次级) 处将中线接到大地电极。为减少于扰, 防止不稳定电位的侵入, 现在的配电系统中N线与安全保护地线是分开的, 即采用HN—S配电方法。
2.3 直流工作地
直流工作地也可以成为逻辑地。DCS系统的直流电源地线即DCS数字电路地和信号线的接地。它是接至DCS的外部接口模块通路的负极和所有逻辑电路地的等电位参考点。地线干扰和地线电位变化不仅影响CPU正常工作, 而且会使模拟量和开关量的输入与输出产生误差, 特别是一些专用设备送至DCS系统的模拟量, 常常因为直流工作地的电位不一致, 而造成信号不准或信号乱变。DCS系统直流工作地包含其本身的直流地和外部接口及输人输出信号的直流地两部分。DCS本身的直流地一般称为系统地, 外部接口及输入输出信号的直流地分为现场端信号接地和计算机端接地。DCS系统的接地原则是“单独引出, 一点接地”, DCS系统接地要求单独引出, 是为了将各类接地进行隔离, 实行单独处理, 减少各类接地问的共模干扰。DCS系统要求进行一点接地, 这是考虑到如果两点或多点接地, 就会形成地回路, 产生地回路噪声。这样就会对测量信号造成一定的影响。所以DCS的系统地和外部接口及输入输出信号的现场端信号接地和计算机端信号接地必须各自集于一点后, 再接人接地网。在实际应用中, 由于现场仪表相对分散, 把现场仪表的信号地线集中于一点接地, 工程浩大。而且, 系统或信号进行接地处理的目的, 是让各自电路有一个统一的等电位参考点。由于DCS系统传递的是差模信号, 现场仪表的电路地与DCS系统的电路地通过信号线实现了很好的等电位连接;现场仪表的电子部分与机械部分及地是隔离的, 在计算机端, 一般系统地与机箱也是隔离的;传输线用屏蔽电缆, 防止电磁辐射的干扰。所以, 对系统地和信号地也可采用悬空地 (即系统地和信号线低端不接地) 。系统地和信号地采用悬空地的方法。
2.4 屏蔽接地
屏蔽接地是指电气装置为防止其内部或外部电磁感应或静电感应的干扰而对屏蔽体进行的接地。如某些电气设备的金属外壳、电子设备的屏蔽罩或屏蔽线缆的接地。对一般工厂DCS系统的屏蔽接地主要是信号传输线路线缆屏蔽层的接地。根据有关技术规定要求, 计算机或DCS系统信号电缆的屏蔽层不得悬空, 必须接地, 其接地方式应符合下列规定:当信号源悬空时, 屏蔽层应在计算机侧接地;当信号源接地时, 屏蔽层应在信号源侧接地;当放大器悬空时, 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。当信号源悬空时接现场地) 。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。DCS系统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系统的抗干扰能力, DCS系统开关量输Ⅳ输出信号, 选用阻燃型对绞铜网屏蔽计算机电缆。
2.5 避雷地
避雷接地旨在安全分散易被设备金属外壳和电气系统接收的放电电荷, 保护人和设备免遭雷击, 同时也抑制雷击对系统的干扰, 保证系统在闪电闪击过程中正常运行。应在工厂主要装置和主要建筑的顶部安装避雷装置。各避雷针与接地电极相连, 接地电极的电阻小于0.1 Q。
3 DCS系统接地和等电位联结
3.1 DCS系统接地极的建立
目前, 供电系统普遍采用三相五线制 (HN—S制) 配电方法, 中线N和保护地PE是各自独立相互绝缘的导体, 只是在供电系统的源端 (电力变压器次级) 处才接在一起, 并接到大地电极。因为保护地与中线完全独立, 在正常工作状态下, 保护地线不会带任何电流, 十分“干净”。DCS系统主要适用220 V交流电源, 没有高电压或强电流设备, 这样采用供电系统的保护地、DCS系统的保护地及工作地共用一个接地网。避雷地通过避雷器/冲击波抑制器与公用接地网的主干线相连。公用接地极建在中控室地下, 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人大地。接地体与接地总干线之间采用铜焊, 焊接后做防腐处理。用接地网干线把多个接地体连接成网, 接地网应满足DCS系统接地电阻的要求。接地网干线与接地体采用搭接焊, 其搭接长度必须为扁钢宽度的2倍或圆钢直径的6倍。图l为接地体安装图。图1接地体安装图为保证接地电阻达到系统要求, 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, 掺人不容于水的、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I/5~1/10。完成后, 接地网与大地间电阻可满足对接地电阻的要求。DCS系统接地要求:模拟接地65 Q, 屏蔽接地≤10 Q, 保护接地≤100 Q。
3.2 DCS系统等电位连接
DCS所在建筑物的强电系统和各种弱电系统应采用共用接地系统, 并于中控室 (DCS所在房间) 作等电位连接。在实施等电位连接时, 要严格区分不同性质的地, 做到不混接。在处理信号时把电阻、24V直流电压、20 MA直流电流信号、开关量信号分开处理, 以防止不同信号间的干扰。计算机的输入输出信号电缆敷设在带盖的电缆槽中, 电缆槽道及盖板保证良好接地。单根信号电缆穿钢管或金属软管敷设, 电缆管要保证良好接地。电缆屏蔽层宜选用铜带屏蔽或铝箔屏蔽。屏蔽层接地的原则为一端接地, 屏蔽层接地有两种方式:
(1) 传输模拟信号、脉冲频率信号时, 若信号源没有接地, 屏蔽电缆在控制室一侧接地。
(2) 信号源接地如热电偶、p H计电极等本身接地时, 屏蔽电缆在现场信号源一侧接地。
在控制室内, 工作接地汇总板和保护接地汇总板各自分别由两条单独的接地干线接到总接地板上, 总接地板经接地总干线接到接地极。在每个DCS机柜里, 有两条接地汇流条, 一条是供DCS系统用的屏蔽接地, 另一条供保护接地用, 两路接地分别接到工作接地汇总板和保护接地汇总板。DCS机柜需要采用绝缘垫片与基础槽钢绝缘使机柜悬空。
3.3 DCS系统接地要求
(1) 系统的接地铜板到大地的接地电阻<1Ω最佳, 不得大于2.5Ω
(2) 接地总干线的线路阻抗小于0.1Ω
(3) 各机柜与机房的金属槽钢必须绝缘, 最低不能低于2MΩ
(4) 工程师站、操作员站采用3*2.5mm电源电缆在电源柜内接地
(5) 接地极周围15米内无避雷地的接入点
4 DCS系统接地方式
4.1 利用电气接地网作为DCS接地网, 即与电气接地网共地
4.2 设DCS系统专用独立的接地网
4.3 设DCS专用接地网, 经接地线、再接至电气接地网
由于第三种接地方式与第二种接地方式有较多相同处, 根据统计, 以往计算机或DCS系统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。
4.4 远程I/O柜接地方式
分散布置DCS系统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米的范围内, 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。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;使用5类双绞线或DP屏蔽双绞线连接的站点: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。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5KA) 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, 二者不必有金属连接, 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。
5 小结
DCS控制系统的接地技术是十分复杂而又非常重要的技术, 在系统设计和实施中必须给予高度重视。我厂主机房DCS系统采用了文中所述的接地技术, 系统工作多年, 没有出现因接地问题而造成人员伤害和设备损坏以及系统的不正常运行。对DCS控制系统的接地, 不能像当然以为只要接地电阻符合要求就解决了问题, 还要考虑本文中提到到可能出现的种种问题, 以保证DCS系统的安全可靠运行。
摘要：DCS系统的可靠接地是保证DCS安全和可靠运行的首要条件。本文根据我电厂的系统设计和现场经验, 对DCS系统的接地进行了探讨, 提出了直流工作地悬空的处理方法。
关键词：DCS系统,接地,探讨,悬空
参考文献
[1]GB50057-1994建筑物防雷设计规范[S].2000.
[2]王厚余.信息技术 (IT) 设备的接地和等电位联结[Z].WTO与中国电气设备全国巡回研讨会交流材料, 2004.
DCS监控系统 篇11
[关键词]DCS控制系统;自动化系统;工业自动化
DCS属于第四代的工业控制系统，是英文Distributed Control System的缩写，意为分布式控制系统，也称为集散式控制系统。DCS是一种多级控制的计算机系统，其技术构成包括了计算机技术、通信技术、显示与控制技术;系统构成分为过程控制级与过程监控级。
DCS是在上世纪70年代产生并发展起来的，一经问世便引起了工业控制领域的重大关注，受到了高度的评价，迄今为止已经在全世界的工业控制领域得到了广泛的应用。本文所要阐述的便是DCS控制系统在化工领域中的应用。
1、DCS控制系统的结构与特点
1.1DCS控制系统的结构
DCS从系统结构上来说，分为过程级、操作级与管理级。过程级是DCS控制系统控制功能的主要实施部分，包括了过程控制站、I/O单元以及各种现场仪表;操作级负责完成系统的操作与组态，包括了操作员站与工程师站;管理级是综合管理系统，是DCS的一种高层次的应用，是从企业生产控制到信息管理的综合系统。目前来说，在一般的工业应用中，主要是由过程级与操作级组成，具备管理级的DCS控制系统在实际应用中还是比较少的，尤其是在一些规模处于中小等级的企业中，涉及管理级的更为少见。
过程级负责DCS控制系统的功能实施，过程控制站完成DCS的控制决策，是系统的执行单元，由一个完整的计算机系统构成，包括了电源、中央处理器、网络接口以及输入输出模块等。
操作级包括了操作员站与工程师站。操作员站的功能是处理一切与系统运行操作有关的人机界面;工程师站负责对DCS系统进行离线配置、组态以及在线监督、控制、维护工作，对于系统的配置以及参数的设定，系统工程师都是通过工程师站来进行。
1.2DCS控制系统的特点
DCS是一种分布式控制系统，系统的设计体现的是分散控制、集中操作及分组管理的基基本思想。DCS控制系统配置灵活、组态方便，具体特点如下：
1.2.1具有可靠性高的特点
DCS控制系统将控制功能分散在了各个计算机上来实现，每台计算机承担单一的系统任务，这样，当系统的任一计算机出现故障后，不会对系统其它计算机构成重大影响，而且这种结构模式可以针对系统需求采用专用计算机来实现功能要求，使系统中计算机的性能得到了较大的提升，提高了系统可靠性。
1.2.2开放的系统特性
DCS控制系统采用了标准化、模块化的设计，系统中的独立计算机通过工业以太网进行网络通讯。标准化、模块化的设计使得系统具备了开放特性，各个子系统可以方便的接入控制系统，也可以随时从系统网络中卸载退出，不会对其它子系统或是计算机造成影响，使系统在进行功能扩充与调整时十分方便。
1.2.3系统维护简单方便
DCS控制系统由功能单一的小型或是微型计算机组成，各个计算机间相互独立，局部故障不影响其它计算机的功能，可以在不影响系统运行的条件下进行故障点故障的检测与排除，具有维护简单、方便的特点。
1.2.4组成灵活、功能齐全
DCS控制系统可以实现连续、顺序控制，可实现串级、前馈、解耦、自适应以及预测控制，其系统组成方式十分灵活，可以由管理站、操作员站、工程师站、现场控制站等组成，也可以服务器、可编程控制器等组成。过程级通常是由现场控制站、数据采集站来执行现场数据的采集，并通过通信网络传输到操作级计算机。操作级实现对过程数据的集中操作，包括数据的优化、统计，故障的诊断、显示、报警等。在具备管理级的系统中，DCS还可以根据企业整体管理需求实现与更高级别管理系统的连接，实现企业其它管理功能的集中管理与操作。
2、化工企业DCS控制系统的选型
2.1选型中应考虑的问题
2.1.1项目规模与性质
DCS控制系统的选型首先应该考虑的就是项目的规模与性质，系统的设计根据项目的规模可分为大型项目与中小型项目，根据项目性质可分为新建项目与改扩建项目。
对于大型项目，无论是新建或是改扩建，均应考虑建立独立的DCS网络，改扩建项目应考虑到与原有DCS网络的接口以及后续的系统扩充问题;对于中小型项目，应根据项目实际情况，以原有的DCS控制系统网络为主，将数据集成于其中。
2.1.2项目总体规划要求
企业DCS控制系统在建立之初，均要对系统的设计进行总体的规划，主要的规划内容是要对企业的生产运行进行系统控制还是要集成自动控制与信息管理系统。对企业的生产运行进行系统控制，通常不会涉及到管理级，建立一套具备过程级及操作级的控制系统，基本可以满足企业的需求;而要实现企业数据信息集成与企业资源管理系统的优化，则要建立的是集成自动控制与企业信息管理的系统，使企业生产与管理实现网络化，这样的系统通常要具备三层的结构，包括了企业资源计划、生产运行管理与过程控制。
2.1.3技术的先进性与适用性
技术的先进性与适用性是DCS控制系统选型的重要条件之一。先进性要求系统的技术选择要紧跟DCS技术发展的趋势，具备在一定时间范围内技术的先进，避免系统在使用周期上造成损失;技术用适用性要求系统的设计要具有针对性，要针对企业的实际情况与特点来进行设计，以达到符合企业需求的目的，即要求系统的设计在达到技术先进的同时要确保合理性与适用性。
2.2选型建议
基于上述化工企业在DCS控制系统选型上需考虑的问题，建议选用基于工业以太网的开放式DCS控制系统，以满足企业信息管理系统对于企业整体管理的需求，并为后续DCS控制系统的进一步拓展提供基础与空间;考虑到现场总线技术仍处于发展与完善阶段，在DCS系统中尚不能全部使用FF总线仪表，因此，系统可采用现场总线结合常规智能仪表混合。
3、DCS控制系统的常见故障与日常维护
DCS是一种结合了多种技术的复杂控制系统，在实际的应用中，系统出现故障是在所难免的。在过往经验来说，DCS控制系统的常见故障有如下几种：
3.1电源故障
电源故障是DCS控制系统中较易出现的问题，故障原因也比较多，保险配置不合理、保护误动作或是备用电源没有自投等都有可能造成电源故障。电源故障虽然比较多，但处理起来也比较简单，故障原因也比较容易查找。对于电源故障的预防措施，主要是对保险配置的容量要仿真核对，选择匹配的保险容量，让保险起到应起的作用;UPS的配备对于系统的正常供电是十分重要的，在配备时应充分考虑到冗余与备用的问题。
3.2干扰故障
DCS控制系统的干扰故障通常就是系统的接地问题，干扰源一般有大功率的通信设备，以及大功率设备的启停等。对于干扰问题，要严格执行屏蔽与接地要求，系统的信号线要远离干扰源，以防止干扰信号串入系统，在电子设备间、工程师站等重点部位应避免使用大功率的无线通讯设备。
3.3I/O卡故障
I/O卡故障通常是在系统调试阶段较多发生，在系统投入运行后较少发生。目前很多I/O卡件的生产企业都在进行卡件的一體化制造，因此，对于此类故障的处理，通过系统诊断后，一般是更换备件来处理。I/O卡件的故障原因不易判断，检修一般是由厂家来进行。
4、结束语
DCS配电系统的解析 篇12
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。