集散控制系统

集散控制系统（精选12篇）

集散控制系统 篇1

摘要：锅炉是生产过程中的重要动力设备, 功能完备、性能可靠的锅炉自动控制系统, 是适应锅炉生产发展的需要。本系统由PLC和上位机共同组成生产监控系统。

关键词：PLC,锅炉控制系统,WINCC

1. 引言

集散控制的基本思想是集中管理, 分散控制。即将自动控制过程与操作管理人员对自动控制过程的管理过程相对分散;自动控制过程由各控制站相对独立地自动完成, 而操作人员对自动控制过程的管理则由中央控制室的操作站来完成。中央操作站与各现场控制站既各自相对独立地运行, 从而将各种故障限制在局部范围内;又相互进行实时数据通讯和信息交换, 实现了操作人员在中央控制室的操作站对整个自动控制过程进行管理和调整。

本系统由一套PLC和两台上位机组成。PLC对现场的数据进行采集判断, 对风机、泵和电动调节阀等进行控制, 同时将现场数据通过通讯传送到上位机显示监控。

2. 系统概述

每台锅炉采用一套PLC作为现场控制站及一台工控机作为操作员站, 并且各操作员站之间通过工业以太网相互连接, 各操作员站之间可作为相互备用, PLC控制站对整个锅炉和辅机所有工业参数进行采集、数据处理和控制。

3. 硬件组成

PLC控制系统由工艺过程监控系统、通讯系统、可编程序控制器及检测仪表组成。PLC选用的是SIEMENSS7-300可编程序控制器, 它具有模拟量、开关量的采集处理和计算功能以及逻辑控制、计时比较等顺序控制功能, 并且具有集成的批处理功能和高速数据通讯网, 以满足连锁控制的快速响应的要求。

监控级应用软件为WINCC监控软件。它具有实时数据库、趋势和实时图表、模拟画面、报警管理、数据库巡航等功能, 采用全汉化界面, 设计有工艺流程图、各工艺单元流程图、趋势图、报警、各种设备的操作和参数设定画面。

操作站以高性能的研华工业控制计算机为核心, 具有超大容量的内部存储器和外部存储器, 同时配置了两个冗余的网路适配器, 实现与过程控制网连接。

4. 锅炉控制

4.1 控制思想

由于水温和汽化压力存在一定对应关系, 因此为保证锅炉在运行中不发生汽化, 必须维持一定的压力。锅炉的调节依据出锅炉的热水的温度来调节燃烧系统中的风与煤。锅炉送风、引风、给煤通常采用变频调节实现。由于锅炉的回水量会有损失, 因此在锅炉的回水管道上需向锅炉系统补水, 通过回水压力决定补水量的大小。

4.2 控制回路

PLC对锅炉的循环水流量、补水流量、炉膛负压、出水温度进行控制。

4.2.1 燃烧调节 (锅炉出水温度、给煤、送风调节)

锅炉燃烧控制依据供热负荷的不同, 通过调节给煤量、送风量, 保证锅炉出口热水温度维持在需要的值上。燃烧给煤、送风调节依据出水/回水温差、热水流量与温差变化进行调节。煤量和风量依据比例函数予以配比, 从而维持一个合适的风煤比例关系。

4.2.2 炉膛负压调节

为使炉膛压力维持在一定负压范围内, 实现鼓风及引风的平衡, 保证安全、合理燃烧。炉膛负压调节采用单回路+前馈调节方式实现。框图如下:

4.2.3 补水控制

采用常规PID控制。补水泵作用: (1) 补充水量; (2) 维持锅炉入口水压。

4.2.4 联锁停炉控制

联锁停炉按先停送风机, 后停引风机的程序执行。

5. 操作显示画面

本系统具有强大的显示功能和丰富的显示画面, 机组运行人员可以通过操作站上显示的各种画面实现对机组运行过程的操作和监视。运行人员可对画面中任何被控装置进行手动控制和手动切换等。对顺控过程, 模拟图能反映出运行设备的最新状态, 用文字显示出自动程序目前进行至哪一步。若自动程序失败, 画面将用文字显示当前步。同时该文字背景颜色发生改变, 发出故障报警声。

5.1 模拟图

用二维或三维的图形形象的表示锅炉、辅机、用电等子系统的工艺流程, 活参数每秒进行刷新。活参数包括模拟量数据、开关量状态、液位、竖棒等。流程图上工艺设备的颜色由当时该设备的开入状态决定, 状态变化时相应的设备的颜色也随之变化。模拟图上的所有设备均可直接操作, 如泵、风机、阀门、开关等的投切或开关。

5.2 相关画面

由几个主要参数及若干与其相关的参数组成, 以便对主要参数的综合监视与分析。当主要参数越限或开关量调变时, 可自动推出相关画面。

5.3 各种一览画面

其中包括模入一览、开入一览、计算一览、追忆一览、成组一览、模入报警一览、开入跳变一览等。一览画面为运行人员提供了检索系统数据库的手段。

5.4 启停曲线

在机组启动或停机阶段, 将机组主要参数如主汽温度、主汽压力等组成一幅随时间变化的曲线图, 它们具有共同的时间坐标及各自的量程坐标, 并可以在组态时用虚线给出各自的设定曲线, 以指导机组启停操作。

5.5 历史曲线

操作员站可以用曲线的形式向运行人员提供历史数据记录。历史曲线的量程坐标及步长可变, 光标所在位置对应时间的参数值显示在屏幕上方。

5.6 趋势曲线

显示当前参数运行曲线, 向运行人员提供所监视参数的变化情况和趋势。

5.7 经济计算及效率监控画面

向运行人员提供实时经济计算及偏差分析结果, 以三分钟均值、时均值、班均值分页显示, 指导运行人员最佳经济运行操作。

5.8 棒图

棒图以三维立体竖棒的长短表示模拟量的数值变化。

5.9 控制成组画面

每个控制回路为一个三维立体单回路调节器面板, 其中定值用数值及箭头表示, 过程值、输出值用数值及条形图表示, 阀位用数值及滑块表示, 控制回路运行方式用字符和模拟键表示。

5.1 0 控制回路画面

控制回路画面中除了表示该回路的单回路调节器面板外, 还包括定值、过程值、输出值、自选量的趋势曲线;控制回路内部参数表;显示量程;自选量的名称、数据等。画面上的曲线可用时标增大和时标减小键改变时间标度。

6. 结束语

该锅炉控制系统具有以下特点:

(1) 具有集散系统的安全性、冗余功能、网络扩展功能、集成的用户界面及信息存取功能。

(2) 可以实现模拟量控制、顺序控制、数据采集、锅炉保护系统等功能, 并提供与其它控制系统及PLC等系统的接口功能, 以保证整个系统高效、安全的运行。

集散控制系统 篇2

（1）SCC：Supervisory Computer Control 计算机监督控制（2）DDC: Direct Digital Control 直接数字控制（3）DCS：Distributed Control System 集散控制系统

（4）CIMS：Computer Integrated Manufactured System 计算机集成制造系统（5）FCS：Fieldbus Control System 现场总线控制系统

（6）CIPS：Computer Integrated Process System 计算机集成过程系统（7）PLC：Programmable Logic Controller 可编程逻辑控制器

关于DCS: 集散型控制系统，又称分布式控制系统。是计算机技术（Computer），通信技术（Communication），图形显示技术（CRT）,控制技术（Control）的发展产物。主要特点：可靠性高，灵活的扩展性，完善的自主控制性，完善的通信网络。设计思想：危险分散，控制功能分散，操作和管理集中。

DDZ_II DDZ_III:电动单元组合仪表

II特点：

（1）采用0-10mA的直流电流为统一的联络信号（信号制式），只有电流输出。

方便各单元联系

（2）将整套仪表分为若干能单独完成某项功能的典型单元

（3）信号下限从0开始，便于模拟量的加减乘除开方等数学运算，并能使用通

用刻度的指示、记录仪表。

III特点：

（1）采用国际上统一使用的4-20mA的直流电流或者1-5V的直流电压作为联络

信号（信号制式），信号电流与电压转换成电阻250欧姆。现场与控制室之 间的信号传输采用电流传输方式，控制室内的仪表之间使用电压传输方式。（2）信号下限不是从0开始，使仪表的电气零点和机械零点得以分开，便于检验信号传输线是否断线以及仪表是否断电，并为现场送变器实现两线制（既是电源线又是信号线）提供可能性。（3）集中统一供电，采用线性集成电路

SCC结构

计算机定时采集生产过程参数，按指定的控制算法求出输出关系和控制量，并通过一定方式提供现场信息。可以不经过人员的参与而直接对生产过程施加影响。闭环结构

DDC结构

计算机对被控参数进行检测，再根据设定值和控制算法经过运算输出到执行机构，是参数稳定在给定值上。

DCS主流网络协议： OSI：七层

TCP/IP：TCP（传输控制协议）和IP（网际协议）FF:Fieldbus Foundation现场总线基金会 FCS主流协议：

CAN: Controller Area Network 一种有效支持分布式控制系统的串行通信网络 性能高，可靠性高，传输速率高。采用一种称作广播式的传输工作方式，其特点是废除了传统的以节点地址为中心的编码方式，而代之以基于数据块的编码方式 LonWorks：Local Operation Networks 特色是智能节点，可以脱离上层的管理工具自行完成数据采集和处理，并能与其他节点共享数据。节点内部可以编程 ProfiBus： 应用最广泛，包括12M的高速总线DP和用于过程控制的低速总线PA，完美结合使其在结构和性能上优越于其他总线 FF：

DeviceNet：CAN总线的基础上建立起来的，开放，低成本，高效率，高可靠性

AI采集温度信号

现场PLC电源电源rCRRRRrBRTDRTADrRrRr 1-5V转化为4-20mA

这个电路叫郝兰德电路，是典型的电压电流转换电路。其特点是负载电阻有一端接地(恒流源通常有这个要求)，而取样电阻两端均不接地。之所以能够实现这个要求，关键就是上面一个运放和电阻的匹配。上面一个运放显然是跟随器，其输入阻抗很高，可以看成开路，其输出阻抗很低，可以看成电压源，而电位与Rs右端相同。这样就避免了R2中电流对输出的影响(R2不从输出端取用电流)。利用运放的虚短和虚断可以退出加在RL两端的电压是 V*RL*R2/R1/RS,因此流过RL的电流IL为V/RS*R2/R1,与负载无关。由运放虚短概念可知，V2=V1,V5=V4 V3=V2+(V2/R3)*R4 ―> V3=V2*(1+R4/R3)=V1*(1+R4/R3)V1=R1*(V5-V)/(R1+R2)+ V －> V5=V1*(1+R2/R1)–V*(R2/R1)

= V3

–V*(R2/R1)= V4 采样电阻RS两端的电压为：V4-V3= V*(R2/R1)流过RS的电流为：(V*(R2/R1))/RS，其大小与负载电阻RL无关，受输入电压V

控制。电流源

4-20mA转化为0-5V

看门狗电路原理

看门狗芯片和单片机的一个I/O引脚相连,该I/O引脚通过程序控制它定时地往看门狗的这个引脚上送入高电平(或低电平),这一程序语句是分散地放在单片机其他控制语句中间的，一旦单片机由于干扰造成程序跑飞后而陷入某一程序段不进入死循环状态时,写看门狗引脚的程序便不能被执行,这个时候,看门狗电路就会由于得不到单片机送来的信号,便在它和单片机复位引脚相连的引脚上送出一个复位信号,使单片机发生复位,即程序从程序存储器的起始位臵开始执行,这样便实现了单片机的自动复位.RTOS 当外界事件或数据产生时，能够接受并以足够快的速度予以处理，处理的结果又能在规定的时间内来控制生产过程或度对处理系统做出快速响应，并控制所有实时任务协调一致运行。特点：

 实时：每个可执行的任务都能及时响应，都可享用“时间片”。 多任务：多个程序并行执行。

 响应异步实体：能够接受来自外部的中断

 能够保证任务切换时间：必须有定时系统和实时时钟

 必须有尽快的中断响应时间：即对最高优先级中断的快速响应  可以实现多任务调度功能：循环、优先级  必须可以实现同步和互斥功能：资源共享

CSMA/CD 优点：原理比较简单，技术上易实现，网络中各工作站处于平等状态，不需要集中控制，不提供优先级控制

缺点：网络负载增大时，发送时间增加，发送效率急剧下降。

原理：发送数据前先侦听信道是否空闲。如果空闲，则立即发送数据。如果忙碌，则等待一段时间至信道中的信息传输结束后再发送数据。若在上一段信息发送结束后有两个或以上的节点都提出发送请求，则判定为冲突。冲突的话就立即停止发送数据，等待一段时间后再重新尝试。先听先发，边发变听，冲突停发，随机延迟后重发。Token Bus/Token Ring 令牌总线（Token Bus）是一种在总线拓扑结构中利用令牌（Token）作为控制节点访问公共传输介质的控制方法。在令牌总线网络中，任何一个节点只有在拿到令牌后才能在共享总线上发送数据。若节点不需发送数据，则将令牌交给下一个节点。

CSMA/CD与Token Bus都是针对总线拓扑的局域网设计的，而Token Ring 是针对环型拓扑的局域网设计的。如果从介质访问控制方法的角度看，CSMA/CD属于随机型介质访问控制方法，而Token Bus 和Token Ring属于确定型介质访问控制方法。Token Bus适用于实时性要求较高的场合。OSI的七层：

 物理层:数据单位为比特。为数据端设备提供传送数据的通路  数据链路层：数据单位为帧。为网络层提供数据传送服务

 网络层：数据单位为数据包。选择合适的网间路由和交换节点，确保数据及时传送。主要设备是路由器  传输层：数据单位为数据段。

 会话层：以后单位均为报文。不参与具体的传输，提供包括访问验证和会话管理在内的建立和维护应用之间通信的机制。如用户登录验证。

 表示层：主要解决用户信息的语法表示问题。将某一用户使用的抽象语法转化为OSI系统内部使用的传送语法。如数据的压缩和解压缩，加密和解密。 应用层：为操作系统或网络应用程序提供访问网络服务的接口。TCP/IP：

 网络接口层：定义物理介质的各种特性。

 网络层：负责相邻计算机之间的通信。Ip协议是网络层的核心

 传输层：提供应用程序之间的通信；格式化信息流，提供可靠传输。接收端必须发回确认，并且假如分组丢失，必须重新发送  应用层：提供常用的应用程序

PID：

U(t)Kc[e(t)1Tit0e(t)dtTdde(t)]dt

U(k)U(k)U(k1)Kc{[e(k)e(k1)]TTe(k)d[e(k)2e(k1)e(k2)]}TiT

PID整定方法：

（1）临界比例度法/闭环震荡法

通过试验得到临界比例度PB和临界周期Tk，然后根据经验公式求出控制器各参考值。被控系统稳定后，首先将积分时间放大最大，微分时间放到0，相当于只使用比例作用。然后观察其阶跃响应，从大到小逐步把控制器的比例度减小，看测量值震荡的变化情况，当产生恒定幅度和周期的震荡波形时，记下PB，Tk。然后根据经验公式求得PID参数。

特点：不需要求得控制对象的特性，而可以直接在闭合的系统中进行整定，适用于一般的系统。对于临界比例度比较小的系统不适用，而且有的系统是不容许震荡的。

（2）衰减曲线法

跟1差不多，只是不是等幅振荡，而是衰减4:1或者10:1的时候记下衰减比例度Ps和衰减周期Ts，然后根据经验公式求得

特点：简单实用，适用于一般的控制系统。但是对于干扰频繁，记录曲线不规则，不断有小摆动时，难以获取有效参数，不适合用。（3）经验凑试法

选取一个合适的P，Ti作为起始值；改变参数观察曲线变化形状，不断改变参数满足需求。然后在此基础上加入微分作用，选取微分参数后试着减小P，Ti凑试，得到最佳结果为止。Pid各参数的作用：

Kp越大，被控曲线越平稳。但是会产生余差，需要引入积分作用。Ti：消除余差

Td：超前控制，在偏差大之前调整

IEC标准编程语言： 1 梯形图：适合于逻辑控制 功能块图：合适于典型固定复杂算法控制如PID调节 3 顺序功能图：适合于多进程时序混合型复杂控制 4 指令表：适合于简单文本自编专用程序 结构化文本：适合于复杂自编专用程序，如特殊的模型算法 未来组态的发展：

组态就是利用工控软件中提供的工具和方法来完成工程中某一具体任务的过程，这个软件就叫做组态软件。

组态软件作为一种工业信息化的管理工具，其发展方向必然是不断降低工程开发工作量，提高工作效率。易用性是提高效率永恒的主题，但是提高易用性对于提高开发效率是有限的，亚控科技则率先提出通过复用来提高效率，创造性地开发出模型技术，并将这一技术集成到KingView7.0中。这一技术能将客户的工程开发周期缩短到原来的30%或更低，将组态软件为客户创造价值的能力提高到了一个新的境界，代表了组态软件的未来。

组态软件的发展必将沿着更好的人机交互、更加逼真的画面、能满足客户个性化需求、具备行业特征和区域特征、具有很好的开放性、信息唾手可得和更高的可靠性以及大型SCADA的方向发展。

FCS：

减少接线和安装的原因：由于现场总线系统设备前端的智能设备能执行多种功能，可以减少变送器的数量，也不需要信号的调理转换、隔离技术等，节省了一大笔硬件投资。

现场总线的接线非常简单，由于一对双绞线或一条电缆上通常可以挂接多个设备，所以电缆、端子、槽盒、桥架的用量大大减少。当需要增加现场控制设备时，无需增加新的电缆，可就近连接在原有的电缆上，这样可以节省大量的电缆。特点：

适应工业应用环境，要求实时性强，可靠性高，安全性好。多为短帧传送，通信的传输速率相对较低。

结构：全分布、网络集成式控制系统。企业的底层网络

FCS区别于DCS的特点

 系统的开放性、互用性  摆脱了传统常规模拟仪表的束缚  在各个层次上都采用了数字通信技术  系统结构的高度分散

 数字仪表在生产现场构成虚拟控制站(Virtual control station)

CAN总线： 特点：

 CAN不采用节点地址编码，而是对报文编码，节点通过报文滤波决定是否与其有关，即接受或发送相应的报文。

 CAN采用多主工作方式，节点不分主从。

 CAN总线节点报文分成不同的优先级，满足不同的实时需求。 CAN总线采用总线仲裁技术，保证优先级高的节点实时传输报文。

工业以太网与商业以太网的区别：

商用以太网具有价格低、通信速率和带宽高、兼容性好、软件资源丰富、广泛的技术支持基础和强大的发展潜力等优点。但是以太网采用了载波侦听多路访问/碰撞（冲突）检测（CSMA/CD）的传输规范，这无法满足工业控制中的实时性、确定性、可重复性等方面的要求；此外，现有的高层协议也无法满足工业控制要求。工业以太网需要应对更为恶劣的环境需求。工业以太网的优势

 可满足控制系统各个层次的要求，利于管控一体化。 设备成本下降。

 用户拥有成本下降。（维护） 易与Internet集成。 广泛的开发技术支持。 大量的现有软件资源。以太网的优势：

工业以太网面临的问题

 通信实时性

 环境适应性与可靠性（结构、连接器） 总线供电（5类线中的空闲线，10-36V） 本质安全（防爆安全栅）

本质安全是指通过设计等手段使生产设备或生产系统本身具有安全性，即使在误操作或发生故障的情况下也不会造成事故的功能。具体包括失误—安全（误操作不会导致事故发生或自动阻止误操作）、故障—安全功能（设备、工艺发生故障时还能暂时正常工作或自动转变安全状态）。

本质安全防爆方法是利用安全栅技术将提供给现场仪表的电能量限制在既不能产生足以引爆的火花，又不能产生足以引爆的仪表表面温升的安全范围内，从而消除引爆源的防爆方法。

现场总线的发展趋势： 1.注重系统的开放性

2.注重应用系统设备间的互操作性 3.注重控制网络与公用数据网络的结合 4.注重使测控设备具备网络浏览功能 5.以太网已直接进入控制网络

6.多种通信方式下的数据传输与数据集成，管控一体化目标下的数据综合利用

PLC 优点：

1.编程方法简单易学 2.功能强，性能价格比高

3.硬件配套齐全．用户使用方便。适应性强 4.可靠性高。抗干扰能力强

5.系统的设计、安装、调试工作量少

6.维修工作量小，维修方便 7.体积小，能耗低

集散控制系统 篇3

【关键词】集散控制系统；工业应用；现场安装

现阶段，在工业生产控制领域，集散控制系统是应用最广泛的系统，其可以实现工业生产的大部分控制。由于当前市场上的集散控制系统种类繁多，而且系统组态也各不相同，所以这就决定了安装与调试方法也不相同。在本文中，笔者结合自身的理论知识和工作实际，探讨了在工业领域应用广泛的DCS现场安装与调试。

一、集散控制系统概况

集散控制系统（DCS），又被称之为计算机控制系统，它以计算机数据处理器为基础，是一种集中分散式的集散控制系统。该系统利用计算机，可实现对生产过程的监测、操作与管理、分散控制，是一种全兴的控制系统。

随着我国经济社会发展的转型升级，科学技术日新月异的发展，对产业自动化提出了更高的要求，我国的各行业引进了不同类型的集散控制系统。该系统在石油、炼油、化工和冶金等领域应用广泛。集散控制系统主要包括计算机技术、数据处理技术、通讯网络技术和测量控制技术、CRT图形显示技术等，是由这些技术集合而成的。

当前，市场上的集散控制系统的种类比较多，系统的组态也各不相同，这就决定了系统的安装与调试方法不同。但是，该系统的设计原理是相同的，安装与调试虽然存在差异，但相同的地方占大部分。工业上应用的DCS系统的安装主要包括中央控制室和生产装置这两个区域。

二、DCS的现场安装

（一）系统硬件的安装

在现场安装之前，需要制定完成的安装作业方案，并按照系统硬件安装的流程检查测仪表、系统设备、控制装置和卡件等。系统硬件的安装主要包括三部分，具体的流程为：

（1）施工准备——设备及插件开箱检查——桥架与线槽安装——现场仪表安装与调试——现场电缆敷设——配管与校接线——现场仪表与装置、DCS接线柜的连接——系统调试；

（2）施工准备——设备及插件开箱检查——盘柜底座及支架安装——DCS机柜安装——辅助装置安装——插件安装与检查——通讯电缆敷设——DCS软件调试及冷态回路试验——现场仪表与装置与DCS接线柜连接——系统调试；

（3）施工准备——设备及插件开箱检查——接地极施工——接地系统安装——接地电阻复测——电源系统安装与调试——DCS软件调试及冷态回路试验——现场仪表与装置与DCS接线柜连接——系统调试。

（二）系统的检查与调试

集散控制系统（DCS）必须遵循科学的工序来进行，从而保证项目的完整性和检测内容的深度。系统检查与调试的工序是：确定系统设备运行的状态—测试运行中故障连接的冗余测试——通道和精度和参数的检查与测试——检查自动控制系统的自动控制功能。

（1）系统的上电和测试。系统在上电之前，应确保系统的上电不会对系统设备造成不利影响，保证其处于工作状态，并对需有关项目进行二次检查。检查完之后，则按照上电的步骤进行上电。上电的步骤：打开供电的总开关——打开各设备的电源——设备加电——检查加电是否正常——接通服务器、操作站和通信主站——打开现场控制总电源——接通个I/O电源开关。

对于硬件的测试，需要首先检查各个设备，确认其准确无误后方可上电，待设备正常运行之后，按照测试程序测试各个硬件设备，检查系统的工作是否处于正常状态。

对于软件的安装，应使用系统中原有的软件系统、组态结果和数据库软件等来安装系统的软件。启动网络的各个节点，查看系统是否正常显示。

（2）检查冗余功能。调试出系统的状态显示画面之后，确认控制器上的OK；这使在另外一个操作台上调试出含有一个位号的一组画面，并通过4mA～20ADC信号记录该信号，把主控制器电源调制“OFF”状态，从而确认控制器是否自动投入运行。其次，严格检查控制站冗余I/O卡件。通过检查系统的冗余功能，软件手动切换从通讯电缆，从而确认系统的运行是否正常。

三、集散控制系统的调试

（一）硬件的调试

集散控制系统硬件的调试主要包括线路的检查、电源测试、系统测试，以及机柜冷却系统的检查、上装软件的检查、操作站通电检查等。集散控制系统硬件的调试主要是对各个部分进行单体测试，由于各种设备调试的要求不同，所以硬件系统的调试必须按照相关的技术指导书或者操作规范来开展。

（二）DCS软件的调试

DCS软件的调试指的是通过系统的操作站来检查软件的各项功能是否正常，组态是否正常，回路系统是否正常等。具体的调试程序如下：

（1）软件复原调试。系统软件和应用软件的复原调试，需要在DCS系统生产厂家的配合下来完成，主要检查的系统软件的版本是不是正确、应用软件是否齐全等。

（2）组态测试。组态测试主要是把通讯、系统外设等初始化。

（3）操作站、工程师站：按照系统设备手册或者操作规范严格检查操作站、工程师站和值长站的基本功能是否齐全。

（三）DCS系统的调试

DCS是不是按照工艺和工程设计要求生产装置开展监测，需要通过完整的回路来测试和控制等。集散控制系统的调试，是在设备安装完成之后，对系统的硬件、组态等进行校验，检查系统的软件、硬件是否满足客户的要求。系统调试主要包括以下几个部分：单回路调试、复杂回路的调试、联锁与报警系统的调试和特殊系统的调试等。

结语

随着我国工业化进行的不断加快，以及科学技术日新月异的发展，集散控制系统得到了广泛的应用，其对于提高工业生产的控制水平，具有重要的意义。在本文中，笔者结合自身的理论知识和工作实际，从集散控制系统的概念出发，探讨了系统的现场安装与调试，主要包括硬件的安装与调试、系统的安装与调试两个方面。

参考文献

[1]岑振伟.集散控制系统的现场安装与调试[J].科技视界（机械与电子），2012（9）

[2]赵志勇.集散控制系统的现场安装与调试[J].科技资讯（工程技术），2009（32）

[3]黄树贤.DCS系统的使用与维护[J].华章，2012（26）

[4]赵桂玉.DCS控制技术在生产过程中控制领域的应用[J].黑龙江水利科技，2009（12）

作者简介

DCS集散控制系统接地 篇4

1 DCS接地系统的分类

对于DCS集散控制系统来说, 在其设计的过程中, 有很多的地方都需要做好接地工作。然而由于一些DCS集散控制系统回路性质的差异以及接地目的的不同, 往往需要将DCS集散控制系统分为若干独立的接地系统, 然后将其进行总接地操作。对于DCS接地系统, 一般分为两种形式:一种是保护接地, 还有一种是工作接地, 其中工作接地又分为逻辑接地和屏蔽接地这两者形式。

对DCS系统进行保护接地, 主要是为了防止DCS系统的设备外壳静电积累过多, 从而对DCS系统和人体造成伤害。因此, 对于DCS系统的所有机柜控制站、打印机、220v电源等, 都需要做好接地保护工作。特别需要引起注意的是, 对于变频器这一设备, 一定要做好接地保护工作。

逻辑接地主要指的是DCS系统内部的逻辑电平负端公共地, 对于DCS系统中CPU的±5V、±12V的负端, 都需要进行逻辑接地。

屏蔽接地主要是为了将干扰信号传播的电磁波进行屏蔽, 从而确保所传播信号的准确性和稳定性。在DCS系统中, 屏蔽接地所指的是信号电缆的屏蔽层, 不过对于信号电缆的屏蔽接地, 只需要确保一端进行接地即可, 这样能够有效地防止因两端接地而形成的闭合回路干扰。在进行屏蔽接地操作的时候, 所使用的必须是铜丝网或镀铝作为屏蔽层进行接地, 切勿使用金属铠作为屏蔽接地保护。

在将DCS系统与工作地进行相连时, 必须保证DCS柜的外壳没有与电气地进行连接。如果这两者进行了连接, 则一定不能将DCS系统与工作地相连。

2 DCS系统接地要求

DCS系统在进行接地操作的时候, 为了确保接地工作的准确性和有效性, 需要保证接地工作做到如下几个方面的要求:

(1) 对于DCS机柜的外壳, 需要将其连接到机柜各自的接地线上, 严禁将其与建筑物的钢筋相连接。与此同时, 对于其他类型的接地操作, 都需要按照相应的要求进行连接, 然后使用两根铜芯电缆引至接地极。不过需要注意的是, 对于铜芯电缆的使用, 需要确保其质量和规格符合厂家的要求。

(2) 对于DCS系统的接地操作, 需要符合“一点接地”的要求, 即整个DCS系统的接地只有一处连接在地网上。

(3) 对于屏蔽接地操作, 对于信号的输入和输出端, 需要单独进行接地, 并且需要将屏蔽线直接接在机柜地线上。

(4) 对于DCS系统, 如果是需要进行接地网的单独设置, 则需要确保接地网的周围没有大型设备进行接地。如果对于DCS系统使用公用接地网, 也需要确保接地级远离大型设备的接地极。

3 DCS系统较易发生的接地问题及相应的解决措施

3.1 在进行DCS系统接地操作的时候, 如果将DCS系统的安全接地与工作接地混连在了一起, 那么安全接地极将会对相应的工作信息造成干扰, 最终严重影响到DCS系统的正常运行。针对于这一问题, 需要相关的接地操作人员引起足够的重视, 进行接地操作时, 将这两者进行严格地分开。

3.2 对于本安接地和系统接地, 如果没有进行合适的电气连接, 那么往往会使得接地电位与电源的电位不在同一个层次上面, 这样会使得这两者之间的电位差越来越大, 当这个差值达到一定值时, 将会造成DCS系统损坏。针对于这一问题, 需要相关人员在进行接地操作时, 对于系统接地和本安接地, 可用一组接地极。

3.3 对于屏蔽层的接地操作, 进行多点接地会使得信号回路遭到一定的影响。针对于这一问题, 需要保证屏蔽层的接地母线使用50~100mm的高导通型铜棒, 对于这些铜棒还需要进行镀锡操作, 从而以减小信号回路所遭到的影响。

3.4 对于DCS系统中的控制室和各个组成部件的接地操作, 往往采用的接地方式是串接而不是放射型接线, 这样会使得DCS系统中各器件接地点电位的不同而造成互相的干扰。针对这一问题, 需要将屏蔽层的部件和控制室进行各自接地, 并且保证连接接地母线的导线电阻在0.1Ω以下。

4 结语

综上所述, 对于DCS系统而言, 做好相应的接地工作意义重大。大量的事实研究表明, DCS系统在运行的过程中出现的死机、信号不良等问题大多是因为接地工作没有做好所导致的。因此, 作为相关人员, 需要对DCS系统的接地工作给予足够的重视, 在今后的工作过程中多进行学习和总结, 确保将DCS系统的接地工作做得更好, 从而最终为DCS系统更好地运行打下坚实的基础。

参考文献

[1]吴唯质, 成胜昌, 袁文重, 肖凌涛.妈湾发电总厂4号机组DCS系统模拟量信号大范围波动分析处理[J].热力发电, 2012 (01) :40-41.

[2]张晓臣.DCS控制系统的接地防护相关问题分析[J].中国科技博览.2013, 17 (11) :145-146.

旅游集散中心工作总结 篇5

半年的时间转眼即逝，作为一个新成立的部门，公司领导和各处室给予极大的支持与帮助。回顾这半年的工作，工作中有喜有忧，有坎坷，也有收获，虽没有轰轰烈烈的战果，但经历了一段不平凡的考验和磨砺。

作为一个新部门，再加上两新兵，一切工作都是摸索着开始，从第一个游客报名，到第一次成团发车，第一次在车上做讲解，第一次与景点协商，第一次拜访客户，第一次走访同行，第一次去刷小广告……..太多太多都是从零开始。三月份成立以来，共计发团14次，发送游客1416人次，车辆31辆，转同行97人次，走访同行30余家，达成协议协议景点40余家，策划线路30余条，拜访客户70余家。

2、没有认真学习相关制度，在财务制度执行上存有漏洞，同时缺乏社会经验，在与客户洽谈业务时，轻信对方，私自为其垫付非业务款项，严重违反了财务制度，给公司造成了一定的经济损失。经过此事后，加强财务制度学习，严格按照财务制度执行。该花的钱走好流程把好关，不该花的钱一分也不溜出去，钱袋子要捂的紧一点。

3、工作缺少计划。人无远虑必有近忧，经过一段时间的工作，计划从一周，到半月，到一个月，这些都是短期的工作目标，中长期的工作计划，对中长期的工作目标一直在思考、商讨，但一直没有确定下来，对将来的业务发展缺乏

定位，造成都是走一步看一步，缺少大方向，对未来的缺少定位。接下来首先要要制定短、中、长期的工作目标，定好方向，加速向前。

4、宣传不足。在公司领导和各处室帮助下，对旅游中心进行宣传起到一定的效果，但社会上对总站旅游知道的甚少。首先，要走出去，进社区，走企业，访同行，逐渐将总站旅游中心推出去，让的人知道、了解总站旅游中心。其次，利用好站内现有资源宣传，利用站内led屏、服务台摆台，售票口等进行宣传。再在传统宣传的基础上，不拉下网络宣传，通过总站微信、总站网站、旮旯、58同城等网络平台进行宣传。

5、欠缺资料整理，对景点情况、景点联系人、客户资料、同行资料登记不及时。虽然按照发团情况进行资料整理，但缺乏系统的详细的资料整理，并且没有形成回访机制。通过回访游客可以发现工作中的不足，也可以对新活动进行宣传，并且提高游客的忠实度。

6、安全工作不到位，经过多次带团，大部分游客都不接安全带，游客在车辆行驶中有在过道穿行的现象，工作中没有将安全责任放到首位来抓，同时也缺乏必要安全知识的宣传。

7、服务，服务技巧有待提高，在带团过程中对游客咨询的过程中，出现了语言生硬，缺乏沟通技巧的情况，引起

游客的不满。没有好的服务不可能带动好的效益，改善服务态度，提高服务水平，为游客提供方便、快捷、满意的服务，从而增收创效。

1、提高与客户的沟通能力。同时，也要想站内各科室学习业务知识，掌握常用的线路、时间、票价等客运知识，货运知识也要做相关的学习，在与客户交流时进行进行推介。

2、合作，内部合作，加强与各处室的沟通，各处室员工自己或者介绍亲戚朋友来旅行中心出游，一直对旅游中心帮助很大，并且一直在为旅游中心做着宣传工作，各处室就是旅游中心的娘家。外部合作，与同行做好合作，多到同行处进行沟通，了解旅游市场的动向，把握市场的情况，针对市场变化进行相应的调整。与游客的合作，通过初次接触的宣传讲解，让游客了解到总站旅游中心的价优质好，到旅游过程中让游客感受到合理的行程安排，服务的周到热心，游客一次开心的旅行会将喜悦的心情分享到身边的亲朋好友，这是对我们最好的宣传。

与企业、机构、团队的合作，与团队合作是最好的营销方式，为团队量身定做的私人定制线路，数量众多的客源，一次成功的合作可以成就长期的固定客户。

3、走出去，走出去是为了更好的宣传和营销，去了解旅游市场的动向，找准工作的重心，细分旅游市场，找准市

场定位，找好营销的重点，开拓不同旅游市场板块。

集散控制系统 篇6

摘要：文章针对除灰系统中空气压缩机能耗大、自动化程度低等问题，利用集散控制系统和变频器对空压机进行了变频改造，实现了空压机供气PID自动恒压调节，节能效果显著。

关键词：空压机；集散控制系统；恒压供气；PID变频；改造节能

中图分类号：TH457 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）11-0038-02

司家营铁矿热电车间共有两台螺杆式空压机，为除灰系统提供吹扫气源，是锅炉运行的重要设备，其运行状况的好坏直接影响车间的正常生产。针对上述问题，司家营铁矿热电车间对空压机控制系统进行改造以达到节能增效的效果。

1 螺杆式空压机工作过程及存在问题

1.1 螺杆式空压机工作过程

螺杆式空压机工作过程如图1所示：

如图1所示，空气经过空气过滤器过滤掉杂货和尘土等，经吸气调节阀进入到压缩腔，与此时被喷入的冷却润滑油混合，由电动机加压压缩成高压混合气体，经过储油罐进入油/气分离器，经过一系列的碰撞、重力离心等作用，空气与油分离，空气经过空气冷却器进入储气罐为系统供气，而油经过油过滤器和冷却器进入压缩器进行新一轮的油气混合。

1.2 空压机存在的问题

（1）空压机加载、卸载过程中，耗能较高，造成极大的浪费。（2）空压机房工作环境恶劣，噪音大。（3）自动化程度低，输出压力依靠调节阀人工调节，速度慢，精度低，供气压力不稳定。

2 空压机变频改造方案

2.1 空压机经济运行分析

根据空气压缩理论和异步电动机原理，空压机的轴功率、排气量和轴转速符合下列公式：

PL——空气压缩机功率

TL——空气压缩机转矩

nL——空气压缩机转速

根据上述理论分析，在空压机的汽缸容积一定的前提下，只有调节空压机的转速才能改变排气量。由于空压机是恒转矩负载，空压机轴功率与转速呈正比变化，因此通过调节空压机的转速来调节供风压力，是空压机经济运行的有效方法。

2.2 变频器的节能原理

由电机学知识可知，异步电动机的转速n与电源频率f、转差率S、电机极对数p三个参数有如下关系：

由此可知，在电机极对数p一定且转差率S又变化很小的情况下，转速n基本上与电源频率f成正比，即改变电源频率就可以改变电动机的转速。因此，可以利用变频器的调速功能调节空压机的转速，实现空压机的经济运行，以达到节能的目的。

2.3 集散控制系统介绍

集散控制系统（Distributed Control System）是以微处理器为基础的集中分散控制系统，可对生产过程进行集中监视、操作、管理和分散控制，简称DCS系统。该系统将若干台微机分散应用于过程控制，全部信息通过通信网络由上位管理计算机监控，实现最优化控制，整个装置继承了常规仪表分散控制和计算机集中控制的优点，克服了常规仪表功能单一、人-机联系差以及单台微型计算机控制系统危险性高度集中的缺点，既实现了在管理、操作和显示三方面集中，又实现了在功能、负荷和危险性三方面的

分散。

2.4 空压机变频改造方案

恒压供气控制系统主要由DCS、变频器、空压机、压力变送器等组成，以管网压力为控制对象，设计的控制原理图如图2所示：

执行机构为变频器，采用V/F控制方式进行调频，根据偏差按设定的PID控制模式进行运算，从而控制变频器的频率，调节空压机电机转速，使得供气压力维持在给定压力上，实现供气的恒压控制。

为了安全运行，保留原有的工频控制模式和电气机械联锁，即工频、变频控制模式可切换运行，正常情况下，空压机以变频调速的控制方式运行，若变频器控制系统发生故障则自动切换至工频运行模式。空压机工频/变频运行模式的电气原理图如图3所示：

如图3所示，当QF1、QF2闭合时，空压机处于工频运行模式；当QF1、QF3闭合时，空压机处于变频调速模式。其中，QF2、QF3存在电气机械闭锁关系，即二者不能同时闭合。

3 空压机变频改造的实施

3.1 变频器的选型

选择变频器容量与所驱动的电动机容量相同即可。司家营铁矿热电车间共有两台复盛空压机，其型号为SA-250A，所配电机型号为Y2-355M-4，额定电压为380V，额定电流为433A，额定功率为250kW。为更好地实现恒压供气的目的，因此选用两台ABB风机泵类专用单传动变频器，其型号为ACS800-04P-320-3。

3.2 恒压控制系统的逻辑方案及PID调试

3.2.1 恒压控制系统的逻辑方案。该恒压控制系统是基于DCS控制系统完成的，其逻辑控制方案如图4。

此方案中，SELECT2为DCS组态中的模拟量二选一算法，即供气压力有两个，需选择一个压力为PID的控制对象。当无人工选择信号时，算法自动进行选择；当两个压力品质均好时，选择平均值；当其中一个压力品质坏时，则选择品质好的那一个压力；当有人工选择信号时，若条件满足（所选点品质好），则根据人工要求进行选择，选择结果的点品质也送出。

LAG为超前/滞后环节组态算法，其传递函数为：

G（s）=K（1+T1S）/（1+T2S）

式中：

K——增益系数

T1——超前时间（Sec）

T2——滞后时间（Sec）

其主要作用为通过T1、T2的设定，调节PID两个输入端信号的增益时间，排除信号传输及运算过程的延迟问题。

PIDF为组态中的PID调节器算法，为供气压力自动调节调节器，其偏差为反作用。

NORMA/M为带限值器及可调偏置的普通型软手操器，为变频器调速的界面手操作器，可实现调速的自动/手动的切换，可实现变频器的开环和闭环控制。

3.2.2 恒压控制系统的PID调试。组态完毕后，通过对PID比例系数、微分时间、积分时间的设定，方可实现供气压力的恒定调节。以即时曲线为依据，按PID调节的经验，以此设定三者的大小，根据曲线的振幅、反应时间，反复修改，最后整定出供气压力为0.7MPa时，系统正常运行的PID参数为：

PIDGAIN=0.45，即比例系数；PIDRESET=50，即微分时间；PIDDGAIN=6，即积分时间。

变频器自动投入后，供气系统运行稳定。

4 结语

随着DCS系统和变频技术的不断创新发展，无论从节能角度出发，还是自动化技术的推广应用，空压机的变频改造都将是一个必然趋势，而DCS系统则将是其首选控制系统。

参考文献

[1]周国良.压缩机维修手册[M].北京：化学工业出版社，2010.

[2]张燕宾.变频调速应用实践[M].北京：机械工业出版社，2000.

[3]吴才章，党培，郑维，等.集散控制系统技术基础及应用[M].北京：中国电力出版社，2011.

作者简介：郑德金（1984—），男，河北钢铁集团滦县司家营铁矿有限公司技术员，助理工程师；孙建华（1966—），男，河北钢铁集团滦县司家营铁矿有限公司厂长，高级工程师；杨旭（1983—），男，河北钢铁集团滦县司家营铁矿有限公司副厂长，助理工程师。

锅炉集散控制系统的应用设计 篇7

锅炉采用的集散控制系统大多由两级组成, 一是过程控制级, 而二是监控级, 两级控制便于实现对各台锅炉的分散控制, 方便集中管理。过程控制级主要负责对各台锅炉的数据进行采集、控制输出及自动控制、实时网络监测与通信。最近几年以来, 芯片技术迅猛发展, 目前市场上性价比高, 可靠灵活且控制能力强的处理器已悄然兴起, 正逐步取代传统工控机对锅炉控制的地位[1]。

1 集散控制系统要求

1.1 检测自动化

对元件及仪表进行检测, 将锅炉的各项数据发送给系统, 进行实时数据监测和显示, 并及时提供自动调节的检测信号。

1.2 对程序进行控制

编制相应的程序, 实现锅炉自动化操作, 满足锅炉正常的启动、停止。例如针对燃煤锅炉, 按照启动的先后顺序进行设置, 先启动引风机, 再启动鼓风机等。

1.3 安全保护

如锅炉非正常运行, 其运行参数将超过标准值, 会进行声光报警, 提醒工作人员及时注意同时采取有效安全措施, 以保证锅炉安全运行。例如水位及蒸汽压力出现异常都应采取声光报警及停炉等系列安全保护措施。

1.4 自动调节

锅炉正常运行参数具有自动调节功能, 便于适应外界负荷与标准参数要求, 并且保证锅炉在运行中节省成本、产生的经济效益最大。

2 集散控制系统设计

2.1 建立人机界面操作平台

人机界面操作平台由操作员站与工程师站联合组成, 配备工业控制计算机, 整个平台的操作员站与工程师站是互相配合协调工作的, 联网操作使得一方工控机在发生故障时可以让他们替代对方, 为系统正常运行提供保障。在控制室的操作台中安装操作员站的主机及其相关外围设备, 负责对现场控制站采集的有关参数及设备工作情况进行记录、数据处理以及指示等。工程师站则主要负责编制应用程及系统组态, 同时具有操作员站的相关功能[2]。

2.2 设计控制系统软件

采用专业编程工具进行硬件组态、程序编制, 以及参数的设置、调试等。应尽量采用程序编写便捷、且程序通用性高的系统进行程序编写, 能确保各功能块实现对锅炉准确有效控制。锅炉在启用单动模式下, 将直接由上位机设置有关器械如鼓风、水泵等的转速, 再通过专业通信手段发送至变频器。锅炉在联动模式下, 可使用控制系统在线查询理想的风煤比例以确定鼓风机、水泵及炉排电机等器械的变频器频率, 确保锅炉内汽包水位稳定、燃烧充分;某一功能块完成锅炉汽包水位与燃烧系统中电机的所有操作, 如启动、暂停, 远程、就地切换;某一功能块负责搜集有关模拟量转化为有量纲的参数;某一功能块可负责计算锅炉各类能源的消耗量以及对热效率参数等进行等统计;其余功能块则负责完成水处理及综合上煤系列公共设备中的启动、暂停操作和参数设置;最后一功能块负责通信处理, 设定变频器的频率, 采集变频器各项有关数据[3]。

2.3 上位机监控软件设计

对于监控软件的选择, 操作员站与工程师站配备的上位机监控软件应选用兼容性强且开放性良好、具有深度扩展功能、易于联网通信的软件。

在人机界面的设计上, 锅炉的主监控界面应能直观准确显示出锅炉各项参数的变化情况, 在非主监控界面中, 可以采用手动调节输入, 以方便操作人员的管理操作为原则。

为提高系统工作的可靠性, 在监控软件的设计过程中制定数据报表必不可少。对所需资料进行储存, 根据需要打印报表数据。数据报表包含着查询分析、统计结果, 综合记录着监控对象的状态。报表主要分为实时报表与历史报表, 可根据实际情况调出规定时间内的报表数据。

3 集散控制系统的应用

集散控制系统通常具备数据采集、顺序控制及模拟量控制这三项主要功能。

3.1 数据采集应用

数据采集系统可不间断采集和快速处理与锅炉相关设备的状态信号, 及时为工作人员提供可靠有效的运行信息, 保障锅炉实现经济安全运行。数据采集系统的显示功能操作方便, 查询方式简单灵活;满足系统操作人员不同的报表需求, 也可对报表格式进行自定义设计。除此之外, 操作员站应具有屏幕拷贝功能, 能够直接打印屏幕显示的流程图或者曲线图等;能够根据工作需要进行操作权设置, 操作软件的权限保护应保持在五级以上。

3.2 顺序控制应用

顺序控制功能主要在启动或停用锅炉时发挥作用, 尤其在进行联锁停炉操作时需严格按锅炉操作规定进行。

3.3 模拟量控制应用

通过运算器处理后, 自动调节回路的模拟量会输出控制信号, 送至变频器或者执行机构达到闭环控制目的。若在调节回路中变送器出现故障或者运行发生模块故障时, 相关自动调节回路将无法实现自动调节, 此时需工作人员人工进行手动操作。模拟量控制系统可通过对水位 (汽包水位、给水流量大小) 的控制、燃烧 (烟气含氧量等) 及除氧系统的控制对控制回路进行调节[4]。

4 结论

目前实际生产中采用的锅炉集散控制系统, 摒弃了传统的信号传递方式, 不再使用模拟信号, 将电缆与电线进行互连。转而使用现场总线技术建立的控制系统, 其控制功能更为强大细致, 系统组成灵活可靠、准确性大为提高。通过其他技术与集散控制系统相结合, 也有效解决了基础操作自动化与管理控制之间的问题。已有大量实践证明, 锅炉集散控制系统在很大程度上能有效降低工人劳动强度, 同时为生产设备的经济运行提供可靠保障;锅炉系统安全运行效率得到有效提高, 事故发生明显率降低, 最终使系统在安全节能状态下运行。

摘要：为提高实际生产过程中自动化控制水平, 目前在锅炉上安装集散控制系统的情况已十分普遍。对于锅炉集散控制系统的设计要求设计人员按照实际需要, 使用合适的配件, 进行编程、运用合理的方式进行调节。通过长期实践证明, 集散控制系统具有强大而且精确的控制功能, 在实际生产中得到广泛应用。

关键词：锅炉,集散控制,设计与应用

参考文献

[1]杨虎.集散控制系统在工厂的应用[J].山西冶金, 2009 (6) :28-32

[2]王整风.集散控制系统在大中型选煤厂中的应用[J].微计算机信息, 2009 (31) :16-19.

[3]王延锋.DCS在锅炉自控系统中的应用[J].数字通信世界, 2009 (3) :75-76.

集散控制系统 篇8

随着MaxDNA集散控制系统在电力生产中的广泛应用,以及自动化水平的日益提高,MaxDNA集散控制系统对机组安全经济运行的影响逐渐增大,因此提高MaxDNA集散控制系统的可靠性至关重要。本文通过分析MaxDNA集散控制系统在应用过程中出现的故障,寻求相应防范措施。

1 MaxDNA集散控制系统构成与功能

某火力发电厂一期建设2×300MW机组,主控制系统采用MaxDNA集散控制系统。

1.1 硬件部分

MaxDNA集散控制系统硬件主要由集散处理单元DPU、I/O模件、通信网络、电源和接地、与外系统接口服务器MaxLINK、电气控制系统接入DCS、SIS系统接入DCS。

1.2 软件部分

MaxDNA集散控制系统软件主要包括MaxVUE、MaxTools、MaxSTORIAN和Software Backplane。MaxVUE完成开始控制动作、对报警做出响应并纠正动作等功能;MaxTools包括功能块图、阶梯图、顺序功能框图、指令表等工具;MaxSTORIAN允许用户采集、管理和重新获得运行历史信息;Software Backplane实现系统内部数据的连接与访问。

1.3 机组网络

机组采用星形网络拓扑结构,多重系统下实现工作站与现场处理单元(RPU)的互通,并允许全局访问实时数据。双重以太网(Network A和Network B)实现通信网络冗余,提供超过100Mb/s的全双工通信带宽,最大带宽可达1Gb/s,可保证最大限度的系统可用性和数据容错功能。

1.4 功能

MaxDNA集散控制系统具有数据采集功能(DAS)、模拟量控制功能(MCS)、旁路控制功能(BPS)、锅炉炉膛安全监控功能(FSSS)、顺序控制功能(SCS)、汽轮机数字电液控制功能(DEH)、汽动给水泵小汽轮机数字电液控制及保护功能(MEH、METS)、汽轮机主保护功能(ETS)、电气监控功能(ECS)、锅炉定期排污程序控制功能。

2 故障案例及其分析

2.1 故障案例

2011年10月21日,该火力发电厂#1机组负荷为300MW,#1～#5磨煤机、ADS方式,#1、#2小汽轮机运行正常。当日18:16,#1机组#1、#2汽动给水泵同时跳闸(首出原因同为汽动给水泵前置泵跳闸发信),电泵联动正常。CRT控制画面及就地检查结果均显示#1、#2前置泵运行正常,于是启动#1冷升泵,并汇报当班值长。经讨论后,手动停止#3、#4、#5磨煤机,并投入BC2、BC4油枪稳燃,随后根据燃烧及压力变化情况进行机组减负荷。当日19:28,锅炉汽包水位低于Ⅲ值,MFT保护动作,锅炉熄火,#1机组与系统解列。汇报当班值长后按熄火处理、恢复;同时,在检查中还发现4TDPU(给水系统)于当日18:16曾出现过故障切换情况。经上述处理后,#1机组于当日21:04恢复并网运行。

2.2 原因分析及暴露问题

查阅DCS系统SOE事故追忆记录,调阅有关历史曲线后,初步确定#1机组跳闸原因。

(1) 4TDPU主DPU存在故障。

(2)通信出错,导致4TDPU切换。通信信号显示2台小汽轮机前置泵状态发生改变,于是小汽轮机ETS判断小汽轮机前置泵跳闸,保护动作造成#1、#2小汽轮机跳闸。因当时#1机组300MW满负荷运行,RB功能未投入,故在锅炉汽包水位无法维持的情况下,MFT保护动作,#1机组解列。

此次事故暴露出以下问题:

(1)#1、#2机组工程师站DPU卡件运行不稳定,故障频发,切换后也无相应的故障类型记录,不利于检查、判断。

(2)工程师站DPU手动冗余切换试验仅在停机状况下进行。

(3)#1、#2机组RB功能未正常投用。

(4)#1、#2机组DCS系统中的辅机状态逻辑不可靠。

2.3 采取措施

(1)更换新的DPU卡件。

(2)更改#1、#2机组DPU切换策略,要求仅在DPU自身故障时才切换。

(3)加强工程师站的日常管理、巡检和维护,认真做好DPU运行、故障、报警、切换等记录,并利用停机机会定期进行DPU手动冗余切换试验。

(4)完善RB功能及相关试验,按规定投用#1、#2机组RB功能。清查、完善#1、#2机组DCS系统中的辅机状态逻辑,以保证其可靠性。

3 防范措施

(1)若DCS采用例外报告方式,则可适当加大例外报告区域,以减少网络的通信量。

(2)利用机组检修机会逐个复位DCS系统的DPU和操作员站;用工程师站读取控制器中的组态,删除无效点,对组态进行优化;清扫DCS系统的模件、机柜、滤网等。

(3)定期检查系统风扇是否正常工作,风道有无阻塞;定期检查各通信线路连接是否牢固,通信接口是否正常;定期测试各通信模件、端子,定期检查通信状态,并做好机组运行中的设备维护和巡视;定期在线测试控制器、数据总线的负荷率,其负荷率应满足集散控制系统在线验收测试规程的要求。

(4)对于DCS系统与MIS、SIS等系统的接口,建议在其它系统侧的网关站加装病毒防火墙,并及时更新病毒库及操作系统补丁。另外,在接入动态数据服务器时,应检查所有接口软件版本是否一致。

(5)在日常工作中应按反措要求,充分做好包括DPU死机、网络通信崩溃在内的各种事故预想,将运行紧急处理措施、安全措施、技术措施、检修步序编定成册,以便加快此类缺陷的处理速度,确保机组的安全运行。

(6)选择合适的时机对DCS系统软硬件进行升级改造,同时定期或不定期联系DCS系统厂家对DCS系统内部程序进行检查和清理。

4 结束语

石油化工集散控制系统雷电防护 篇9

1、石化集散控制系统的特点

集散控制系统也称为分布式控制系统, 简称DCS系统, 是计算机技术对生产过程进行集中监控、操作、管理和分散控制的一种新型控制技术。其特点是通用性强、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、运行安全可靠等。

随着石油化工企业的规模不断扩大, DCS系统向网络化、智能化方向迅猛发展, 系统设备普遍存在绝缘强度低、过压和过流耐受能力差、对电磁干扰敏感等弱点, 一旦系统受到直接雷击或其附近区域发生雷击, 雷电过压、脉冲电磁场会通过供电线、电缆汇线槽、穿线金属管等途径干扰控制设备, 引起系统工作失灵, 重则使系统永久性损坏, 甚至造成人员伤亡及生产事故。因此, 现代石油化工控制系统的设计必须高度重视防雷的设计。

2、雷电对石化自动控制系统的危害

2.1 直击雷造成的地电位浮动而导致雷电反击

当化工装置遭受直接雷击时, 将会在接闪器、引下线和接地体上瞬间产生很高的电位。如果金属线缆和它们间的绝缘距离不够, 则会产生放电现象, 破坏电缆的绝缘, 将雷电波引入控制系统, 使系统损坏, 这种现象称为雷电反击。

部分油气生产控制设备对于接地质量要求较高, 为避免受到大地杂散电流的影响, 控制系统采用单独接地, 与之相连的变送器则根据生产需要, 布置在不同的生产区域, 一般情况下是利用自身的金属外壳或是安装支架作为自然接地。当变送器附近的设备或是建筑物遭受直接雷击时, 由于附近地电位的瞬间升高, 可以使变送器和控制系统两处的地电位差达几千甚至几万伏, 通过信号传输电缆, 足以将变送器和控制系统的集成电路板击穿, 即产生雷电反击, 造成系统损坏。另外, DCS系统工作的逻辑电压较低, 逻辑地电位出现干扰信号时容易影响系统的逻辑运算、数据传输和存储, 引起信号测控的失真和误动作, 甚至造成数据的混乱或是系统死机。

2.2 空间电磁场使自动控制系统失效或是损坏

由于雷电流有极大的峰值和陡度, 在它周围的空间产生强大的变化的电磁场, 当控制系统周围发生雷击放电时, 处在该电磁场作用下的金属线缆因切割磁力线会感应出数以千伏的感应电压。如果金属线缆之间形成了一个流通的闭合回路, 则感应电压会在回路内形成闭合电流, 该电流流经接触不良的接点或阻抗会产生局部过热, 烧毁系统的电子主板。这是控制系统遭受雷电损坏的一种形式, 这种形式较之受直接雷破坏的几率更大。

另外, 在屏蔽层、接地线和大地之间有可能会形成一个闭合回路, 当周围存在变化的电磁场的时候, 在屏蔽层内会产生感应电流, 通过屏蔽层和芯线之间的耦合, 干扰影响正常信号的传输。

3、自动化控制系统防雷措施

3.1 合理有效的接地措施

接地是提高电子设备电磁兼容很有效的手段之一, 采取正确的接地措施, 能够抑制电磁干扰, 同时有能够抑制电子设备对周围设备发出干扰信号。系统接地的方式有浮地方式、直接接地方式和电容接地三种方式。DCS系统属于高速低电平控制设备, 一般采取的是直接接地方式。一点接地包括一点直接接地和串联一点接地方式。集中布置的控制系统采取并联一点接地方式, 各装置的柜体、构架中心接地点以单独的接地线引向接地极。若是系统各个装置相距较远, 应采用串联一点接地方式。连接材料选用铜带或是铜母线, 截面积不小于22mm2, 铜带或是铜母线的另一端直接与接地极相连接, 接地电阻应小于2.0Ω, 接地极深埋且远离强电源设备。

3.2 采用共用接地系统

工程实际中, 一些设备厂家要求电子信息系统采用独立直流接地方式, 以隔离强电接地网电位变化的干扰。由于控制系统采用单独接地, 而变送器的金属外壳或金属安装支架与地形成了自然接地。即使变送器的电子线路和变送器的外壳隔有一定间隙, 当变送器附近的设备或建筑物遭雷击时, 由于附近地电位的浮动, 可以使变送器和控制系统两处的地电位差达几千甚至几万伏, 故通过信号电缆, 足以将变送器和控制系统的模拟量输入卡击穿, 也即“反击”。

应将保护地与工作地相连接, 即对DCS系统以及和它相连的变送器、执行器等必须采用等电位接地, DCS系统应和公用接地系统实现单点接地。这样DCS系统和防雷系统的接地系统进行等电位联接后接入防雷接地系统, 即使受到雷电反击, 但由于它们之间不存在电位差, 所以不可能通过雷电反击构成对电子元件的威胁。等电位联接是DCS系统免遭雷击的重要措施。如果DCS系统无法和防雷系统的接地系统进行等电位联接时, 两接地系统的距离应小于20米, 当有电缆靠近引下线敷设时, 电缆和引下线间须保持2米以上的距离。

3.3 信号传输线屏蔽层接地

对于信号电缆, 屏蔽层接地可以有效的抑制静电感应和电磁感应, 因此信号传输线屏蔽层的接地是非常重要。根据现场检测发现, 较多情况下, DCS系统信号传输线缆屏蔽层的接地都是一端接地, 另一端悬空。单端接地只能防静电感应, 抑制不了由于电磁感应所产生的干扰, 无法防止雷电波的侵入。为此, 除了内屏蔽层的一端做等电位联接外, 还应增一外屏蔽层, 且两屏蔽层之间用绝缘材料隔开。外屏蔽层至少在两端作等电位联接。当发生雷击时, 外屏蔽层与地构成了环路, 感应出电流。该电流产生的磁通抵消或部分抵消源磁场强度的磁通, 从而抑制或部分抑制无外屏蔽层时所感应的电压。通常利用穿金属管作为外屏蔽层, 但必须保证金属管与金属管保持良好的电气联通且两端接地。

3.4 合理布线

不同类型的信号要求用不同电缆传输, 电缆应根据传输信号的种类分层敷设, 为了减少电磁干扰, 严禁用同一电缆的不同导线同时传输电源和控制信号, 尽量避免信号线缆和动力电缆靠近平行敷设

(1) 控制系统的信号电缆和避雷带保持一定的距离。在条件允许情况下将通信电缆穿金属管或是金属桥架重新敷设, 并保持和避雷带、引下线相隔3米以上的距离, 同时金属管或是金属桥架两端做可靠接地, 金属管或是金属桥架应保持良好的电气连通。

(2) 改用光纤作为控制系统的通信线路, 在敷设光缆时, 光纤的金属加强金属线采取可靠接地措施。

3.5 加装浪涌保护器

按照发生雷击事故的可能性、后果和经济成本, 在必要的地方合理安装浪涌保护器 (SPD) 。SPD是一种限制瞬态过电压和分走电涌电流的器件, 它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基本保持不变, 从而保护设备。

3.6 做好接地系统的定期维护保养工作

认真按照石化行业及国家防雷规范标准要求, 做好接地系统的定期检查保养工作, 每年雷电到来前: (1) 定期对接地网的完好程度、接地电阻大小等进行检测, 如控制系统等电位连接、屏蔽的情况, 确认系统接地、屏蔽状况符合设计要求; (2) 对投产多年的厂矿, 有必要开展接地网寿命周期、自动控制系统雷击损害的风险评估等工作, 发现问题及时整改。 (3) 认真检查露天安装设备的壳体、屏蔽电缆、走线槽等接地状况, 严防接地线松动、虚焊、锈蚀、接地电阻过大等异常情况的发生。

4、结束

石化企业随着经济发展, 其生产自动化程度日益增高, 但自动控制系统属于电子化、集成化、智能化设备, 绝缘强度低, 对雷电感应和雷电流耐受能力差, 一旦遭受雷击, 容易因雷电感应而导致系统失控或是损坏, 根据石油化工生产的具体环境, 灵活采用屏蔽, 等电位连接、综合布线、安装SPD等有效措施, 对石化DCS系统的防雷提供了借鉴方法, 以减少雷电灾害对控制系统的危害, 确保石油化工企业的正常生产。

摘要：分析石化控制系统特点, 讨论了雷电对石油石油化工集散控制系统的危害形式, 最后提出系统所应采取的若干防雷措施。

关键词：石油化工,控制系统,雷电防护

参考文献

[1].《建筑物设计规范》 (GB50057-94)

[2].电子信息系统接地抗干扰技术探讨徐晓莹

[3].乌石化防雷检测方法及要点赵飞基

流体输送系统中集散控制的应用 篇10

参考文献

[1]西门子S7-300 PLC.机械工业出版社.

[2]西门子人机界面 (触摸屏) 组态与应用技术.机械工业出版社.

西丰，打造绿色特产集散航母 篇11

5月的辽沈大地，生机勃勃。透过车窗可以看到高速路边广告牌——“东北土特产品交易中心——辽宁西丰”。从广告上，我们还读出西丰县抓住振兴东北老工业基地的有利契机，已经驶上快速发展之路。带着疑问和兴奋我们采访了县委书记张志国。

西丰是全国闻名的“鹿城”、“秸秆养牛示范县”、“柞蚕之乡”，也是绿色食品基地县，土特产品资源十分丰富。梅花鹿、林蛙、柞蚕、中草药材等已经打开市场，产品辐射到韩国、东南亚国家和地区，初步形成了地域品牌优势。西丰的梅花鹿饲养量7万只，占全国的15%，全省的70%。鹿产品销往我国香港地区、韩国、日本和东南亚等许多国家和地区，成为全国最大的鹿产品经营集散地。

张志国说，基于现有的产业基础，西丰将重点建设东北土特产品交易中心，冶金铸造产业基地、医药保健品产业基地，纺织服装产业集群、新型建材产业集群、农副产品加工产业集群。突出抓好东北土特产品交易中心的建设工作，并以其带动相关产业的全面发展，促进全县经济又好又快发展。

基于此西丰坚持打绿色牌、走特色路，努力发展特色经济。东北土特产品交易中心建设，对于促进农业结构调整、农民增收，带动特色加工企业和第三产业，扩大西丰在全国乃至世界上的知名度，将起到巨大的作用。

西丰建设东北土特产品交易中心，努力做到彰特色、高起点、大手笔。东北土特产品交易中心计划总投资6.5亿元，占地面积22万平方米，总建筑面积48万平方米，按国际先进物流中心标准设计建设。其中，一期工程建有16层主体综合性服务楼、10.4万平方米三层商住旺铺、0.5万平方米商贸大厅以及4万平方米超大空间地下停车场及库房。同时，内设四星级宾馆、游泳馆、中心广场、音乐喷泉等基础设施和完备的检测中心、信息中心、结算中心和物流中心。

一期工程竣工，仅用一年时间，实现了建设与招商同步。“中国鹿城”、“东北土特产品交易中心”、“买鹿茸，到西丰”这些广告语正在各地叫响。美国、新西兰和我国香港地区的客商前来西丰投资。为配合交易中心顺利启动，还争取到2007年的全国鹿业年会、中外优质鹿产品交流会、国际优质鹿产品评审会、全国鹿业产品展销会等几个全国性和国际性的大型会议在西丰举办。

东北土特产品交易中心的建设，重点实施四大工程。一是城市环境配套工程。按照建设现代商贸物流城市的要求，健全城市功能，提升城市品位。二是基础设施配套工程。举全县之力建设库容3300万立方米的诚信水库，彻底解决县城生活、生产用水难问题。三是资源基地配套工程。以梅花鹿养殖业和中草药材种植业为重点，建设18个特色产业基地。四是加工基地配套工程。规划建设一个占地900亩的土特产品精深加工产业园区，着力培育和引进一批土特产品加工、包装、仓储等企业。

集散控制系统在岭澳核电站中应用 篇12

集散控制系统(DCS)在我国火电厂中已经得到广泛的应用,但是其在核电站的应用却刚刚起步,继田湾核电后,岭澳核电二期是国内第2个全站范围内使用DCS的核电站。

岭澳核电站二期的DCS由2部分组成,如图1所示,法国阿海法的Teleperm XS(简称TXS)系统和德国西门子的Teleperm XP(简称TXP,现更名为SPPA T2000)系统。这2个系统覆盖了整个核电站的主要地监控和自动处理功能。

岭澳二期的仪控系统按照结构分,可以分为以下4层。

a.0层———过程接口层。也叫现场设备层,包含测量设备如:传感器、变送器、开关信号等。驱动器接口如:阀门、电动机等。

b.1层———自动控制层。含有对0层的接口,负责对现场信号进行采集、处理、监视、控制等。

c.2层———人机接口层。包含一些常规的设备和计算机,支持操作员监视和控制电站的接口及服务软件等。

d.3层———现场管理层。计算机系统,可以支持对现场的管理和监视,如检修、周期性测试等。

DCS主要属于系统的1层和2层。TXP主要负责处理安全相关和非安全的核电站设备。比如常规岛部分的控制、核岛部分非安全设备的控制、全站的数字化人机监控界面等。

TXS主要负责控制全站重要的安全仪控设备,如反应堆保护系统(RPS)和执行安全功能的系统。

2 TXP系统介绍

TXP目前已经更名为SPPA T2000,它的结构和功能采用了分散和分层的金字塔式结构[1]。TXP提供了核电站安全、经济运行所必需的所有操作功能:比如过程数据采集、处理、监控;开环和闭环逻辑控制;过程监视和操作;事故和故障处理指导;提供核电站运行数字化规程;以及文档、报表管理等。

TXP系统由以下子系统组成[1]:自动控制系统AS620(Automation System);过程操作和信息系统OM690(Operation and Monitoring System);诊断系统DS670(Diagnosis System);总线系统SINE(SIMATIC NET);工程设计和调试系统ES680、ES685(Engineering System)。

2.1 AS620系统

AS620自动控制系统负责成组级控制功能和单相的控制功能,其功能模件FUM(Function Module)采集并处理现场来的信号,并在处理器AP(Automation Processor)内执行连锁的开环和闭环控制,并通过FUM模件把命令传递给过程驱动设备。

2.2 OM690系统

OM690系统承担过程控制、过程信息和过程管理的任务。OM690系统又可以细分为4大部分,即OT、PU、SU、XU。

OT(Operating Terminal)为操作员终端,提供人机接口画面,供操作员监视和控制核电站的运行。

PU(Process Unit)为处理单元,主要负责过程控制。传达操作员从OT发出的指令到达下层的AS620/FUM模件层。并把AS监控到的信息传送到操作员站上显示出来。

SU(Server Unit)为服务单元,主要负责过程信息及过程管理,如报表、曲线、棒图等历史信息的计算、处理、显示及打印。其上有组态数据库、长期数据库,HTML格式的数字化规程和报警卡。

目前,随着信息技术的发展,核电站也普遍安装了信息管理系统,为适应这一需求,OM690中增加了一个新的组成部分———外部接口单元XU(External Unit),它作为DCS和第三方通信的接口,可以把需要的信息送到第三方。

2.3 工程设计系统ES680和ES685

ES680工程设计系统是一个由数据库支持的全图形系统,可以为所有的子系统组态,包括逻辑设计和总线配置。

ES685是ES680工程师站和OM690的中央配置数据服务器。ES685的操作界面被植入到ES680中。主要用于编译人机画面和配置OM690的组件参数。

2.4 诊断系统DS670

DS670系统的诊断功能包含了整个DCS的硬件和软件,如AS620系统、OM690系统总线系统,并提供自我诊断功能,它提供了综合的或者详细的诊断信息。它既可以对系统组件进行故障分析,也可以进行状态监视,并显示系统配置以及软硬件版本信息。

2.5 总线系统SINEC H1[2]

总线系统包括电厂总线和终端总线,均为工业以太网,传输速率可达到100 Mbit/s。

电厂总线担负DCS各子系统间(AS620、OM650、ES680)的通信任务,它为工业以太网,遵循ISO/OSI的7层结构建立的国际标准通信协议[3]。

终端总线是连接OM690的PU、SU及操作员站的数据高速公路。它不仅使操作员站在物理上脱离了PU、SU,并减轻了PU、SU的负荷。终端总线也因分解了PU及SU,使PU专用于局部区域的过程控制任务,加快了控制速度,提高了系统对现场的响应能力。

3 TXS系统介绍

TXS系统是经过认证的可应用于核电站的、可执行更高安全级别功能的DCS[4],比如反应堆控制、堆芯的反应棒控制。

3.1 TXS系统包含的子系统

TXS系统包含以下子系统:采集和处理单元;工程系统[5]SPACE(SPecification And Coding Environment);服务单元。

在核电站,对工艺流程的操作和监控是由TXP的OM690系统来执行的,TXS的过程信息数据通过网关计算机传送到TXP。网关的通信是单向的,可以把安全系统TXS的信息送到TXP,同时又确保非安全的操作和监控系统故障不会影响到安全的仪控系统。

3.2 TXS系统的控制硬件和软件冗余的拓扑结构

TXS系统的控制硬件和软件具有4冗余的拓扑结构,提供并满足了安全仪控的要求[6]:融合了核电安全标准KTA3501的容错性要求;自我监视,故障报警;配置成故障安全模式;可预见的系统行为快速响应时间。

3.3 SPACE工程设计工具

SPACE是规范和代码生成环境的简称,它包含了对安全仪控的工程设计、故障检修、系统维护的工具。它包含下列功能:仪控功能和网络拓扑图;仪控方案再校;自动代码生成;代码检查;在仿真环境中验证仪控功能;编辑和链接软件到对应的系统中;软件代码下载;对目标系统进行功能实验。

4 TXP在岭澳二期中的应用

下面根据其3号机组网络拓扑图,如图2所示,介绍TXP的配置及其相应的功能。

4.1 岭澳二期TXP系统的配置和功能

TXP的总线系统主要分为工厂总线PB(Plant Bus)和终端总线TB(Terminal Bus),连接到总线的设备/系统也分为2大类:PSAS(自动化处理系统)和PICS(过程信息和控制系统)。2条总线的主干网通过光纤连接成虚拟的环网,虚拟环网是通过工业交换机[2]OSM(Optical Switch Modules)上的一个冗余管理RM(Redundancy Manager)跳线来实现的。虚拟环网保证了通信网络具有单容错功能,在系统出现单一故障的情况下,不会导致整个系统故障,增强了系统的可靠性。

4.2 电站总线及其连接设备

电站总线由若干个OSM和光纤组成,被分散的布置在AS控制机柜内。OSM之间通信由光纤连接,OSM到各子系统或者子网段的连接为分支节点,其通信介质根据距离和功能不同,可以采用光纤和工业双绞线。

电站总线连接的设备主要是核电站1层的设备,主要包括:

a.AS620(PSAS)系统的控制器;

b.OM690系统的冗余的PU处理器;

c.网关连接到安全系统TXS;

d.DCS和第三方系统通信模块CM104(Communication Module);

e.DS670诊断系统;

f.工程设计系统ES680;

g.DCS主时钟。

通过对电站总线进行了一些特殊的配置,实现了4项功能。

a.电站总线具有单容错功能。电站总线是一个大的虚拟环网,被分散地布置于A列和B列,在主环网下挂着7个子网段,分别是:非安全的A列网段;安全相关的A列网段;非安全的B列网段;安全相关的B列网段;公用系统8号机组网段;安全通信的网关网段;工程设计网段;各个子网段根据不同功能排别,被布置在不同的位置。各子网段采用同样的虚拟环网技术,子网段和主干网的连接采用光纤、冗余的连接方式,冗余功能通过OSM的备用功能Stby(Standby)跳线来设置。冗余的OSM、光纤也被分配在不同机柜内,并单独供电。所有连接到电站总线的冗余设备,如AS620、PU、网关、CM104等都必须被分配在单独物理位置,并单独供电。以上措施可以保证电站总线在单一故障[7]发生时,不会影响到DCS系统及电站的正常运行,提高了系统的可靠性。

b.列间和不同房间之间的通信采用光电隔离。

c.在电站总线上,所有的列间通信,不同安全级别网段的通信,不同房间之间的通信,以及主干环网间的通信都通过光纤来实现,保证了通信的电气隔离。

d.优化了网络内和网络间通信。通过设置不同的子网段,把子网段内部的通信限制在本子网段内部,使网段内的通信不会占用主干网和其他子网段的通信资源。

为了提高系统安全性和可靠性,在电站总线组件OSM上也进行了严格的设置,并对各端口进行监控,当有非法连接、故障等产生时,将触发相应的OSM的故障触点,并发出故障报警。

在OSM上进行的设置有以下项目:

a.对OSM的端口设置了固定的MAC地址,保证只有可靠的设备才可以连接到电站总线上(冗余Stby和RM设置的OSM除外);

b.把OSM端口广播的传送方式屏蔽(Stby和RM设置的OSM除外);

c.到各个AS620的子系统AP、DCS时钟、ES680、DS670等部件的通信速率设置为10 Mbit/s;

d.设置主干网,主干网间的通信速率设置为100 Mbit/s。

4.3 终端总线及其连接设备

终端总线的物理配置以及软件设置都与电站总线类似。终端总线的OSM被布置于过程信息管理系统PICS(Process Information and Control System)机柜内,所有的OSM通过光纤连接成一个虚拟环网。终端总线服务于核电站2层的设备,主要包括:OM690系统冗余的PU处理器;OM690系统冗余的SU服务器;OM690系统OT操作员站;外系统通信的XU;DCS主时钟;工程设计系统ES680和ES685;逻辑设计工具Tec4function和画面编辑器OM-Editor;打印机等。

终端总线满足的功能要求和电站总线的基本一致,此处不再重复。

终端总线的连接子网段分为2段。

a.主干网段,布置在A列和B列的PICS机柜内部,OM690的主要系统如PU、SU、OT等连接在此网段上。

b.计算机室网段,布置在各计算机室内,主要连接用于工程设计、操作员站等系统。

4.4 其他通信网络

TXP除了上述2个主要的通信网络,还有一些辅助的通信网络。

a.OT内部通信网络。在岭澳,OT由1个OT服务器和1~4个图形服务器组成,图形服务器连接有显示器、鼠标等设备,可实现对整个电站监控。OT服务器和图形服务器间的通信有单独的通信网络,这个通信网络布置在操作台的下面。通信网络和OT服务器间的通信通过光纤实现。

b.XU和外系统通信网络。XU是DCS和外系统的接口,XU功能等同于一个网关。XU配置了2个网卡,其中一个用于和DCS的终端总线通信,另一个通过路由器或者防火墙和外系统通信。外系统就可以通过XU来读取或发送数据。XU是DCS和第三方的重要通信接口,对XU的接口配置也非常严格,以保证外部的故障、错误不影响DCS的安全性和可靠性。设置的安全措施主要有3点:通信速率设为10 Mbit/s;设置MAC或者IP地址,以保证只有安全的、经过授权的系统可以连接到DCS屏蔽了其他的通信协议,只有符合XU通信协议的数据才可以通过。

c.CM104通信网络。CM104是电站1层和第三方系统的通信接口,它的功能等同于在DCS电站总线和第三方系统的网关。根据通信系统的重要程度,CM104可以单独配置;也可以冗余配置。在岭澳项目,所有的通信模件都为冗余配置,如TGC、KSN系统。CM104采用了特定的通信协议,如Modbus。

d.系统内部通信网络。除以上的通信网络,DCS内部还有一些通信网络,如:AS620机柜内部到机架、FUM模件等等柜内通信,AS620机柜到AV42模件的通信。

5 TXS在岭澳二期中的应用

5.1 TXS系统安全部分配置和功能介绍

在岭澳的安全仪控系统TXS主要包含3个部分。

a.反应堆保护系统RPS(Reactor Protection System)。

b.优先级控制系统PACS(Priority and Actuator Control System)。

c.安全信息和控制系统SICS(Safety Information and Control System)。

5.2 RPS———反应堆保护系统

RPS是安全DCS的主要系统,包含了核电站的1E部分、安全相关SR(Safety Related)部分和非安全NC(Non-Classified)部分设备[8]。

1E级的RPS系统可以分为2层、4组、2列,如图3所示。

a.上层,4冗余结构,分为4个保护组:IP,ⅡP,ⅢP和IVP。

b.下层,2冗余结构,分为2个列:A列和B列在上层,每个保护组都包含了4个采集和处理器APU(Acquisition and Processing Unit),4个APU又被分为2个子系统。

下面介绍APU的功能。

a.现场信号通过保护装置和预处理系统PIPS(Protection Information Preprocessing System)采集,经过2个冗余的APU处理后,送给其他系统如PACS。

b.预跳闸“partial trips”信号并发送到下层。“partial trips”是一个开关变量,它是通过比较极限值和信号值或者计算值得出来的。同时,综合考虑仪控功能,来触发反应堆跳闸、汽机跳闸或者启动安全措施等信号。

另外,保护组ⅡP、ⅢP和ⅣP的APU3和APU4还控制蒸汽的排放。

下层包含了2个列。每个列包含了5个逻辑驱动单元ALU(Actuator Logic Unit):

3个ALU布置在子系统1中,分别命名为ALUx1、ALUy1和ALUz,其中,ALUz用于应急柴油机系统,在图上没有显示;

2个ALU布置在子系统2中,分别命名为ALUx2和ALUy2。

处于下层的ALU通过4取2或者3取2逻辑处理来自上层的APU信号“partial trips”,并触发相应的命令,如反应堆跳闸或者安全措施。

岭澳一共有8个反应堆跳闸开关,布置在A列和B列,每列分别布置4个。每对ALU(如ALUx1和ALUy1)可以控制4个跳闸开关:AX和AY控制A列开关;BX和BY控制B列开关。

RPS发出的信号为“de-energize to trip”(失电跳闸)信号到反应堆[9]。

RPS的网络结构类型有2种。

a.L2网[9],PROFIBUS网络。用于高安全级别、高可靠性的1E级的网络通信。

b.H1网,Ethernet以太网。用于网关或者到PSAS的信号交换。

5.3 PACS———优先级控制系统

PACS负责控制核电站安全级别的执行器。可以执行优先级管理、执行器控制和监视功能。对执行器的控制是通过PAC模件AV42来实现的,每个AV42模件连接一个安全级别的执行器。岭澳二期PACS系统结构配置图如图4所示。

AV42模件执行了3种功能。

a.外部指令优先级管理,通过固定的优先级执行来自RPS、SICS、PSAS的指令,其中RPS指令的优先级最高,其次为SICS指令,最后为PSAS指令。

b.内部优先级管理,如管理手动命令、自动指令、保护指令,保护命令的优先级最高。

c.采集驱动器的运行状态,发出开、关指令等来驱动设备。

AV42模件具有3个控制接口,分别接收来自SICS、RPS和PSAS的控制信号,其中与SICS和RPS的接口为硬接线,PSAS的接口为Profibus总线。优先级控制器决定控制信号的优先级。AV42模件和现场驱动设备的接口也采用硬接线的方式,并根据驱动器的类型决定是否通过中间继电器柜,或者直接发送指令到电气开关柜。

5.4 SICS———安全信息和控制系统

岭澳的SICS包含2个子系统,及后备手抄盘BUP(Backup Panel)和紧急控制盘ECP(Emergency Control Panel)。它们都布置在主控室,并通过硬接线连接到1层的PACS和RPS。

BUP为立式盘柜,BUP包含了许多硬件组件符合人因工程原则[10],如操作面板、光子牌报警、指示器、记录仪等。它们都通过硬接线直接和1层的自动控制系统相连接。

在BUP盘上还配置了2个冗余的安全认证的显示器QDS(Qualify Display System),QDS通过Profi Bus网络和1E级的PACS和RPS通信。2个QDS分别属于A列和B列。

SICS系统可以确保当TXP的2层系统(PICS)故障时,仍然可以对安全系统进行重要设备监视和控制。当PICS系统故障时,操作员将手动把核电站的操作权限转换到SICS系统。

ECP镶嵌在操作台上,包含了1E级的操作按钮,并通过硬接线直接连接到RPS或PSAS SR设备。对ECP的操作可以启动安全措施,如反应堆跳闸、安注、汽机跳闸等。

5.5 TXS系统非安全部分配置和功能介绍

在岭澳二期,TXS系统的非安全部分主要应用于反应棒控制系统(RGL),见图5,RGL根据功能分为3个子系统:RPI为反应棒位置采集仪、CCS为堆芯控制系统、RDU为控制棒驱动。

RPI系统包含了61个模拟量传感器。每个传感器由主线圈和副线圈组成,处于主副线圈之间的电磁耦合信号可以转换成模拟量的棒位信号。TXS的采集模件把位置信号通过硬接线方式送到CCS系统的AU采集器。

CCS系统执行核电站正常运行时的一些重要功能,它主要包含了以下组件:AU采集器、冗余的CMU控制和监视单元、冗余的L2网络接口、到控制棒驱动器的接口网络、和OM690通信的网关、服务单元(测试、配置、诊断)。

RDU是RGL系统的驱动层,它负责控制棒的驱动和监视。每个RDU系统组成一个Rod Pilot机柜,岭澳的3号机组有16个机柜,每个Rod Pilot机柜包含:机柜控制单元、4个棒控制单元、12个控制线圈模块(每个棒含有3个控制线圈,分别是提升线圈、固定线圈和移动线圈)、24VDC电源模块(分别接受冗余的24VDC电源)。

6 结语