摘 要：介绍石景山热电厂2号机组DCS控制系统改造情况，论述改造方案的设计及特点，通过分析改造中出现的问题，阐明了产生问题的原因及解决方法。
石景山热电厂2号机组DCS改造采用和利时公司的HS－2000CAS分散控制系统，改造范围包括MCS、SCS、DAS、DEH系统。1999年1月完成系统整体方案设计，包括硬件配置、DEH、CCS、MCS、SCS方案。2月完成系统硬件成套及软件组态。3月完成系统联调及全面测试。4月中旬至6月中旬进行现场各系统的静态调试。6月26日，机组正式运行，开始MCS、DEH的动态调试，其余各系统投入使用并做局部调整。7月下旬系统投运基本完成，所有系统投入使用，工作正常。
系统硬件配置为：共设5个操作员站，2个工程师站，10个控制站（10号～19号），其中控制站机柜20个单柜，继电器柜2个单柜，主机柜2个单柜，扩展柜1个单柜，配电柜1个单柜。控制站（10～12号）为MCS系统，控制站（13～16号）为SCS系统，DAS系统由两个控制站（17号、18号）组成，DEH系统占一个控制站（19号）。
1 HS－2000CAS系统介绍
该系统是和利时公司最新开发的系统，其基本结构由4部分组成，即系统网络、操作员站、工程师站、现场控制站。操作员站、工程师站、现场控制站作为逻辑意义相同的节点挂接在系统网络上。系统网络为和利时公司开发的ARCNET双冗余工业实时网，双令牌总线（TOKEN BUS），网络速率为5 M。操作员站和工程师站利用网络控制板与系统网络连接，而现场控制站利用主控模件与系统网络连接。
现场控制站由主控模块、智能输入／输出模件、电源模件和专用机柜组成，系统由UPS实现双路供电，主控模块、电源模件、模出模件全部采用双冗余配置，有模件在线自诊断功能，诊断结果可由操作员站或工程师站的系统画面显示。在主控模块、智能输入／输出模件上分别固化实时控制软件和智能输入／输出处理软件。每个控制站机柜附带一个端子柜，便于信号电缆接线。实时控制软件运行在一个嵌入式多任务处理系统中，完成信号转换与处理、控制运算（石热项目控制运算周期MCS和SCS为250 ms，DAS为1 s，DEH为100ms）、通信、自诊断、双主控模块切换时保持数据一致等功能。智能输入／输出处理软件完成采样、滤波、模／数转换、小信号非线性补偿、冷端补偿、工程单位换算、过程点质量判断等功能。
操作员站和工程师站由高可靠工业微机配以外设组成（石热项目采用研华工业控制微机）。操作员站运行HS－2000CAS系统专用实时监控软件，该软件完成图形显示与会话、控制调节、趋势显示、报警管理和显示、报表打印及事故追忆等。工程师站运行HS－2000CAS系统组态软件包，软件运行环境为PWIN32。软件包有10个汉字工具软件，具有方便的人机界面，主要功能为：系统管理、数据库生成、功能块图生成、梯形图生成、计算公式生成、引用生成、历史库生成、追忆库生成、图形生成、报表生成。操作员站和工程师站都有分级别保护措施，只有以正确口令登录，才能执行相应操作。
2 系统设计方案
（1）MCS系统共设计31套自动调节系统，包括：
·协调控制系统
·燃烧控制系统
·送风控制系统
·引风控制系统
·全程给水控制（单、三冲量）系统
·1～5号磨风量控制系统
·1～5号磨出口温度控制系统
·左右侧一级减温控制系统
·左右侧二级减温控制系统
·左右侧再热汽温控制系统
·除氧器水位控制系统
·轴封供汽压力控制系统
·氢温控制系统
·冷油器控制系统
·热网加热器温度控制系统
MCS在立盘保留13个后备手操，包括：
·1号给水泵转速控制系统
·2号给水泵转速控制系统
·给水调节阀控制系统
·左侧送风控制系统
·右侧送风控制系统
·左侧引风控制系统
·右侧引风控制系统
·左侧一级减温控制系统
·右侧一级减温控制系统
·左侧二级减温控制系统
·右侧二级减温控制系统
·左侧再热汽温控制系统
·右侧再热汽温控制系统
（2）设计SCS逻辑时尽量采用电厂实际使用中的逻辑，参照原运行规程，并听取运行人员的意见。这样做，一方面吸取原有控制逻辑的优点，一方面使运行人员不必改变或较少改变原有的操作习惯。SCS控制范围包括：
·66套电动机的开关操作
·3套调节阀的开关操作
·14套电磁阀的开关操作
·98套电动门的开关操作
·36套二次风门的开关操作
·12套周界风门的开关操作
·相关电动门电动机的连锁保护功能
·射水泵、定排、5号磨的程控启停功能
（3）DEH系统设计功能有：自动升速、自动暖机、自动磨检、自动过临界、自动同期、快卸负荷、一次调频、主汽压力保护、过负荷切阀控保护、阀控／压控／功控模式切换、电液无扰切换、电调故障切液调等。DEH采用HS－2000CAS系统实现，操作员站有相关操作画面，控制盘台上另设DEH专用操作面板。
（4）DAS系统不仅包括传统的数据采集功能，还包括历史曲线记录、事故追忆、SOE记录及打印等多项功能，利于现场事故分析。所采集的数据除热工信号外，还包括部分电气专业数字量、模拟量信号。此次改造拆除了立盘上的小型巡测仪，将测点直接送入HS－2000CAS系统。
（5）由于本次改造不涉及锅炉保护系统、点火程控系统和汽机保护系统，为保证整台机组系统的完整，利用HS－2000CAS的通讯站以串行数据通信方式将以上系统的信号引入HS－2000CAS，在操作员站画面显示。同时该通讯站向石热厂级MIS网发送重要数据。
3 控制功能设计特点
参考在其他电厂成功应用的设计方案，同时考虑到石景山热电厂实际需要，MCS整体控制方案包括：汽机跟踪、锅炉跟踪、机跟炉协调、炉跟机协调等多种协调控制方式；机组供热调节方案；给水泵调节、送引风调节等子回路控制方案；被调量测点选择及处理方案；MCS与SCS之间信号传递及处理方案等。
当机组需要进入协调控制时，可根据机组实际情况，选择进入不同协调方式，而多种协调方式间的切换是无扰进行的。给水控制系统采用三冲量调节，一、二级减温控制系统采用串级调节。MCS所有重要测点采用双测点冗余方式，可在操作画面上人工选择任一测点作为被调量。
射水泵组、定排电动门组、5号磨系统设有程控启停功能。将程控／手动选择按钮置程控位，可进行设备顺序启停操作，在程控／手动选择按钮置回手动位之前，有关设备不能进行手动操作。在设备本体保护信号发出时，程控指令中断，执行本体保护指令。如程序执行时间超过规定时间，则显示执行超时报警，程序中断。
所有电动机、风机、泵（电动门、电磁阀除外）都设计有远方／就地操作切换功能，即如将设备置于就地操作位，被控设备不能由CRT上操作，启／停指令不能发出，此时每个设备图标旁边用红字显示设备在就地位。如需将设备切到远方操作位，选择设备远方／就地切换画面进行操作。此种功能便于设备检修。
考虑到操作习惯，保留设备联锁功能，逻辑设计中，尽量保持原联锁开关与现联锁按钮功能的一致性。曾经考虑将联锁功能只定义为设备间的互联和运行参数异常联锁，设备本体保护不受联锁投切的限制，这种设计被认为比较安全，符合当今要求，但因与原操作方式不一致，容易引起运行人员误会，最终还是按照旧的联锁功能进行设计。
设备事故跳闸被定义为无DCS停指令输出而设备停。取DCS系统DO输出做为实际输出指令，如设备启指令已发出，在设备停反馈出现之前，无设备停指令发出，即判为事故跳闸。事故跳闸发生后，设计为按下操作画面上设备停按钮复位事故跳闸信号，这与原操作习惯是一致的。此事故跳闸与热工保护跳闸为两个不同概念，由此可判断设备异常跳闸的原因，分清热工与电气双方的责任。
需注意一点，即如设备在就地操作位启动后，由于SCS系统没有输出启动指令，当设备停反馈出现，系统将不认为是事故跳闸。为避免发生此种情况，所有设备正常操作均应在CRT上进行，就地操作只作为试验，试验完毕设备应置于停止位。
事故跳闸采用常规首出项锁定逻辑，将首出显示复位功能设计为设备重新启动后自动复位，也可由手动按钮复位。这样设计，既方便运行人员操作，又保证首出显示的正确性和实时性。
在操作画面上为运行人员提供足够的显示信息，例如，在主要设备图标旁提供跳闸首出弹出窗口，便于查找设备跳闸原因，此窗口同时显示设备启动许可条件，运行人员可根据提示，在设备启动前检查设备情况。MCS中也增加了闭环系统强制切手动原因的首出判断逻辑，便于事故分析。
4 改造中遇到的问题及解决方法
4．1 机柜接线问题
在系统测试中曾发现HS－2000 CAS机柜内部连线有虚接现象，经查实为和利时公司机柜出厂前配线作业不当所致，后将所有内部配线彻底检查，问题解决。
4．2 固态继电器问题
在设备传动中发现作为DO指令输出的固态继电器有永久开路或永久断路的情况，怀疑为固态继电器损坏，更换固态继电器后回路正常。后又多次发生此类事情，在二次风门回路等频繁操作的设备中尤其突出，只得反复更换固态继电器，最终确定为固态继电器本身耐压能力不够，导致固态继电器损坏。
4．3 控制反应时间问题
调试初期，在操作画面上操作设备时，由发出指令到看到设备反馈需很长时间，经检查发现控制器控制周期设置过长，将SCS顺控站运算周期加快至250 ms，节省了多次中间处理时间。修改后，回报总时间已缩短至2 s，满足运行要求。
4．4 MCS与DAS系统测点
