梁柏宏 （西北电力设计院，陕西西安，710075）

摘  要：本文对邹县电厂四期工程1000MW超超临界机组分散控制系统(DCS) 的设计进行了详尽的分析和介绍，总结了超超临界机组分散控制系统(DCS) 的设计经验。

关键词：分散控制系统(DCS) ；配置；FF现场总线

1 工程概况

1.1 华电国际邹县发电厂四期工程为国内首批2X1000MW国产化超超临界燃煤机组。锅炉为东方锅炉（集团）生产的超超临界参数变压运行直流炉，旋流燃烧器，前后墙对冲布置，尾部双烟道，烟气挡板调节再热汽温，喷水减温调节过热汽温，一次中间再热、平衡通风，三分仓容克式回转空气预热器，刮板捞渣机连续固态排渣。锅炉最大连续蒸发量为3033t/h，过热蒸汽出口压力为26.25MPa，过热蒸汽出口温度为605℃，再热蒸汽流量为2469t/h，再热蒸汽出口温度为603℃。

锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。每台锅炉共设有48只旋流燃烧器，燃烧器分前后墙各3排，每排设8只燃烧器，每排燃烧器由同一台磨煤机供给煤粉。锅炉采用二级点火方式，高能电火花点火器—主油枪—煤粉燃烧器。

1.2 制粉系统采用双进双出钢球磨正压直吹制粉系统，每台炉配6台双进双出钢球磨煤机，TRL工况燃烧设计煤种时，5台运行1台备用。

1.3 给水系统采用单元制，系统采用2X3台50%容量的双列高压加热器。每列高加分别设给水大旁路。系统设2台50%容量的汽动给水泵，1台25%容量BMCR容量的电动启动/备用给水泵。

1.4 汽机由东方汽轮机有限公司生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽。汽轮机旁路为27%容量高压一级大旁路。循环水系统为单元制。

 

2 分散控制系统DCS的选型原则

2.1 分散控制系统DCS是控制机组安全运行的核心设备，其软件、硬件设备的可靠性，尤其是设备集成商对调节系统、控制逻辑的设计、组态能力是设备选型的重点因素，对此，邹县四期工程对分散控制系统DCS的选型确定如下原则：

在国外应具有1000MW等级超超临界机组成熟的应用业绩；

由具有业绩的国外设备供应商提供技术支持，并由技术支持方担任本项目的主要技术负责人，且有书面保证协议。

2.2 通过招标确定采用西屋公司的OVATION控制系统，实践证明以上设备选型原则保证了工程的顺利实施。

 

3 分散控制系统DCS的功能

3.1 本工程分散控制系统（DCS）功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统(MCS)、炉膛安全监控系统(FSSS)、顺序控制系统（SCS，含电气控制）、循环水泵房、凝结水精处理系统、燃油泵房控制等。两台单元机组的控制分别由两套DCS实现，公共系统（凝结水再生系统、燃油泵房及空压机、厂用电源公用系统等）的控制由DCS公共系统实现。循环水泵房、燃油泵房、凝结水精处理系统分别采用远程I/O站控制方式，远程I/O柜与机组DCS间采用冗余光纤通讯连接。

3.2 炉顶壁温、发电机本体温度及汽机轴封系统采用FF总线控制方式，FF总线柜与机组DCS间采用冗余光纤通讯连接。

3.3 模拟量控制系统（MCS）能够满足机组启停、定/滑压运行和RUN BACK工况的所有要求，保证机组在不投油稳燃负荷至100%MCR负荷范围内，控制运行参数不超过允许值。协调控制包括协调控制方式，炉跟踪方式，机跟踪方式，手动控制方式等。

3.4 SCS采用功能组级/功能子组级和设备级顺序控制，通过LCD和键盘发出启停指令，可以实现功能组级/功能子组级和设备级中所有设备的顺序启停控制。

3.5 炉膛安全监控系统(FSSS)能够在锅炉正常工作和启动等各种运行方式下，连续地监视燃烧系统的参数和状态，并在出现任何危及锅炉安全运行的工况时，快速切断所有进入炉膛的燃料，以保证锅炉安全，避免事故发生或限制事故进一步扩大。

3.6 数据采集系统（DAS）能够连续监视机组的各种运行参数，提供完整的报警信息，跳闸事件的顺序记录（SOE）、指定参数的定时制表，趋势记录及事故追忆打印等。跳闸事件的顺序记录（SOE）的设置均在同一控制器内完成。

3.7 DCS与SIS系统通过专用的OPC接口站将DCS数据传送至SIS网络。

3.8 DCS通过RS485口同DEH系统、电气网控系统及其他辅助系统进行通讯，主要信号采用硬接线。

3.9 锅炉MCS、FSSS控制系统

3.9.1 锅炉主要MCS控制系统包括：

l  启动控制系统–保持在机组启动/停止时流过水冷壁的流量为25%MCR。包括锅炉循环水控制（360阀）和汽水分离器储水箱液位控制(361 阀)2个控制回路。

l  给水流量控制—控制锅炉蒸发量

l  水燃比控制—控制主蒸汽温度

l  主蒸汽压力控制–汽机高压旁路阀关闭后，水－燃料比主控完成压力控制直到直流状态。

l  主汽温控制

l  再热汽温控制

l  风量控制

l  炉膛压力控制

l  磨煤机控制

l  燃油流量控制

3.9.2 锅炉FSSS控制系统主要包括：

l  油//煤燃烧器点火逻辑

l  油//煤燃烧器火焰监测

l  MFT挑闸逻辑—如主蒸汽压力高、给水流量低、临界火焰丧失（1/4燃烧器熄火）、再热器保护等

3.9.3  DCS根据锅炉厂提供的锅炉MCS/FSSS控制要求，完成控制系统的组态，实际运行情况良好。

 

4 分散控制系统DCS的配置

4.1 网络配置

4.1.1 单元机组网络配置

OVATION系统的通讯设备采用快速以太网交换机, 网络为单层的，点对点的对等结构的冗余的100Mbps的一体化的快速以太网，系统中不需要任何网关。数据库为Oracle全嵌入式、分散形的关系数据库, 系统能将数据管理分散嵌入到网络上的对应的站点中, 任何站点的工作均不需要彼此依赖，使得系统在数据管理上真正做到了彻底地分散。

单元机组DCS 提供了2对冗余交换机， 用于单元机组控制器， 操作员站，工程师站等的通讯。

4.1.2 公用系统网络配置

公用系统配置了独立的1对冗余交换机用于公用控制器的通讯。在最高一层上，配置了1对冗余的中心交换机，通过中心交换机，机组可控制公用系统。

 

公用系统与各机组的子系统之间采用标准的TCP/IP网络通讯，保证了所有系统之间的无缝联接，从而保证了系统的可靠性。

4.2 控制系统配置

4.2.1 配置原则

4.2.1.1单元机组控制系统及I/O分配原则

（1）顺序控制系统（SCS）的控制处理器和I/O柜根据工艺系统统筹配置，发电机/变压器组及厂用电源系统的控制处理器单独配置。控制机柜都集中布置在集控楼17.0米层电子设备间内。

（2）数据采集系统（DAS）不单独配置控制器，根据工艺系统的功能分散在SCS控制器内。

（3）对于炉顶壁温检测和发电机本体温度点等相对集中的温度测点采用FF现场总线方式，机柜布置在现场。

（4） 循环水泵房控制采用远程IO站的方式、控制器和I/O端子柜布置在循环水泵房电子设备室内。

（5）凝结水精处理混床部分采用独立的控制器，控制器和I/O端子柜布置在凝结水精处理控制室内。

4.2.1.2 DCS公用控制系统及I/O分配原则

（1）燃油泵房、空压机系统设1对控制器，控制器布置在集控楼17.0米电子设备间，燃油泵房以远程I/O柜方式布置在燃油泵房内就地电子设备间。

（2）凝结水再生系统设置1对独立的控制器，机柜布置在凝结水精处理控制室内。

（3） 电气厂用电公用系统设置2对独立的控制器，机柜布置在集控楼17.0米电子设备间。

（4） 电气220kV公用系统设置远程I/O柜，布置在网控楼内。

4.2.2 单元控制器具体分配为：

4.2.2.1 单元机组配置：

l  SCS（电气）：3对

l  MCS：7对

l  FSSS：7对

l  SCS/DAS：13对（机侧7对，炉侧5对）

4.2.2.2 公用系统配置：

l  电气共用系统：2对

l  凝结水精处理再生系统：1对

l  燃油系统泵房、空压机：1对

4.2.3  I/O卡件配置及IO点数

4.2.3.1  I/O卡件类型：

l  DI卡件—数字量输入卡件，16通道

l  DOC卡件—16通道，每个DO输出信号采用继电器输出，继电器位于端子板上。用于交流回路。

l  DOX—12通道，每个DO输出信号采用继电器输出，用于直流回路，对于大电流直流回路，需要外接中间继电器。

l  AI卡件—模拟量输入卡件，16通道，用于mA信号输入。

l  HAI卡件—16通道，用于带HART协议的变送器mA信号输入

l  RTD卡件—8通道，热电阻输入卡件。

l  TC卡件—8通道，热电偶输入卡件。

l  AO卡件—模拟量输出卡件，4路模出。

l  PI卡件—2通道，脉冲量输入卡件。

l  快速采集卡件(SOE)-用于SOE点的采集。

l  接口卡LC卡-用于DCS与其它控制系统的通讯。

4.2.3.2 单元机组I/O点为11808点（不包括备用点），其中单元机组SOE为132点（含电气点），公用系统I/O点为1239点（不包括备用点）。具体IO点为：

 

 

5 机柜配置

5.1 DCS机柜按功能配置，包括控制柜和端子柜，控制柜内安装控制器和各类卡件，端子柜内安装端子接线板，DO端子板上带有输出继电器。

5.2 机柜的具体分配为：

l  FSSS：控制柜—7面，扩展柜—6面

l  SCS：控制柜—11面，扩展柜—12面

l  MCS：控制柜—7面，扩展柜—4面

l  ECS：控制柜—3面，扩展柜—3面

l  循环水泵房：控制柜—1面，扩展柜—1面

l  凝结水混床：控制柜—1面，扩展柜—1面

l  机组公用系统：控制柜—1面

l  电气公用系统：控制柜—2面，扩展柜—1面

l  凝结水公用系统：控制柜—1面，扩展柜—1面

l  单元机组电源柜：1面

l  单元机组交换机柜：1面

l  公用系统电源柜：1面

l  公用系统网桥柜：1面

6 FF现场总线

6.1 现场总线技术作为新兴的控制技术，在有效降低安装工作量、提供更丰富的设备信息量、设备远程维护、诊断等方面具有极大的优势。

6.2 本工程对现场总线技术也进行了大胆的尝试，设计院会同建设单位经过广泛的调研和论证，确定在主厂房轴封供汽压力调节回路，锅炉管壁金属温度检测，发电机本体温度检测等处采用FF现场总线技术，FF总线的总I/O点数约为350点。

6.3 在现场总线通讯协议的选择上，充分考虑分散控制系统DCS的兼容性，最终选择了西屋分散控制系统DCS支持的FF协议，并利用同为西屋公司开发的总线产品，与DCS控制系统实现无缝连接，保证总线通讯的畅通。

6.4 现场总线系统由网关、现场总线H1通讯卡、电源隔离器与现场测量元件组成。网关负责控制器与现场总线设备的通讯，网关与现场设备间的数据交换通过H1卡来实现，每个网关可以挂两块H1卡。每块H1卡有两个端口，一个端口就是一个段。从现场来的总线通讯电缆接在电源隔离器上，电源隔离器给现场测量元件提供电源并接受现场发来的信号，并把现场电源与总线电源隔离。现场总线设备为24V DC两线制供电，信号与电源通过通讯总线传输。

6.5 锅炉管壁金属温度检测，发电机本体温度检测采用了Rosemount的848T产品，它是基于现场总线通讯的8通道温度变送器，每段现场总线可以接128个温度点。锅炉壁温配置2个机柜，布置在就地，每个机柜内有2个段，现场信号接至现场机柜内，每个段用一根总线通讯至电子间机柜。发电机线圈温度配置1个现场机柜，机柜内有2个段。

6.6 轴封控制系统设5个调节回路和3个压力变送器，调节阀和压力变送器设在一个总线段上，通过2个现场接线盒和1根通讯电缆连接至电子间机柜。

6.7 现场总线设备调试期间存在的问题：

6.7.1在调试期间，锅炉壁温测点有时候某一段上的点全部坏死，换一个通道口又会重新恢复。经西屋公司与美国技术支持方的研究，确定新推出的FF软件存在Bug,后对软件进行了升级，现问题已解决。

6.7.2 在#7调试期间曾试图将轴封压力调节回路的控制策略下装到调阀中，但由于对西门子的阀门定位器中的参数设置不熟悉，造成下装后就锁住，无法实现控制，之后将控制策略方在DCS控制器中，该问题得以解决。在#8机调试期间解决了参数设置问题，成功地将控制策略下装到阀门中。

为了保证控制效果，使FF总线的循环周期相对固定，实际运行中仍然将控制策略放在DCS控制器中。

6.8 经过不断的摸索和调试，现场总线系统与DCS控制系统很好地融合在一起。

6.9根据我院在邹县工程上的应用经验，在现阶段现场总线技术还不适合大规模使用，其使用的出发点在于节省大量电缆、降低造价，提高经济性，因此，其应用范围应是以开关量控制为主，测点和被控设备较集中，且对控制速度要求不高，系统相对独立的辅助车间可考虑采用现场总线技术，如锅炉补给水处理、凝结水精处理系统等。在主厂房远程IO部分，也可考虑采用现场总线技术，除此之外，任何系统的局部采用现场总线技术均不能体现其经济性优势，且增加了总线设备的投资。

7 人机接口配置

人机接口站主要用于过程监视，操作记录等，每台机组包括：

l  操作员站：5套，其中每套1个21＂LCD彩色显示器。

l  工程师站：2套，配2个21＂LCD彩色显示器。

l  历史数据站：1套，配1个21＂LCD彩色显示器。

l  OPC接口站：1套，配1个21＂LCD彩色显示器。

l  打印机：黑白点阵式宽行打印机2台，黑白激光打印机1台，彩色激光打印机1台。

8 AMS 智能设备管理系统

邹县四期工程在设计中随DCS系统每台机组配备一套西屋公司的AMS 智能设备管理系统，用于对智能仪表、智能阀门定位器等设备进行在线组态、调试、校验管理、诊断及历史事件记录管理等，能够更有效的管理现场设备。其范围包括所有智能变送器（HART协议）400点左右、FF现场总线设备（锅炉壁温、发电机线圈温度）344点，轴封系统压力调节阀5个点，AMS管理的设备合计约750点。

9 总结

9.1 由于华电集团明确在火力发电厂不采用大屏幕显示器，为此两台机组共设置6台63吋等离子电视，与LCD操作员站同时作为运行人员与工艺系统的界面。

9.2 本工程应业主要求凝结水精处理系统纳入DCS控制，这与电厂运行管理有关系。从回访情况看，电厂对凝结水精处理系统纳入DCS控制比较满意。

9.3 邹县工程发电后，西屋公司对控制器的配置数量进行了评估，认为单元机组MCS目前配置的7对控制器偏多，用3对即可；FSSS目前配置的7对控制器可以满足最复杂的情况，考虑风险分散后，一般4对即可；机侧SCS目前配置7对控制器，用5对即可。这是西屋公司的观点，但是，从设计院到现场回访所了解的情况看，电厂认为目前控制器配置比较合适，这反映了不同的人是从不同角度考虑同一问题，从电厂安全运行考虑，设计院认为目前配置的控制器对数比较合适。

9.4 在招标阶段由于当时国内集成商还没有1000MW机组DCS运行业绩，所以要求DCS由国外设备供应商提供技术支持，并有书面保证，但实际情况是在签订技术协议时外方参与了，实际设计时国内DCS厂商与国外技术支持方接触过，而作为业主及设计院并没有与国外技术支持方真正交流过，说明作用并不太大。随着1000MW机组的相继投产，由于已有1000MW机组DCS运行业绩，对于后续工程，建议不再要求由国外设备供应商提供技术支持。 

来源：http://www.best-gk.com/html/DCS/guochanDCS/200812/10-124.html

DCS系统设计失误一例
江 宁

–华能福州电厂#3机组因小机控制器SIMADYN冗余切换失败导致机组跳闸的事件分析及其防范措施
关键词：DCS 冗余切换

1 事件：
2001年9月17日晚上18:39，#3机组带27万负荷正常运行，3B小机突然跳闸，电泵启动一分钟后很快也跳闸，不到三分钟，汽包水位低于-350mm，锅炉MFT，汽机因为全火焰丧失而跳闸。

1．1 事件经过：
9月17日晚18:39：41.976 #3机组B汽动给水泵的“远方设定值许可条件”丧失 、“远方设定值有效”逻辑丧失、“远方设定值小于低限值”逻辑丧失。紧接着，出现#3B汽动给水泵控制电源故障报警，3B小机立即跳闸。过了不到300ms，18:39：42.244 3B小机的“远方设定值许可条件”、“远方设定值有效”逻辑、“远方设定值小于低限值”逻辑又全部回归正常。18:39：42.356 3B小机的“远方设定值许可条件” 、“远方设定值有效”逻辑再度丧失。
3B小机跳闸后，电泵启动不成功，汽包水位低于-350mm,锅炉MFT动作.
锅炉MFT发生后，大机跳闸，发电机解列。

2． 原因分析：
2．1 西门子的汽动给水泵控制器SIMADYN为冗余设计，每一台SIMADYN有一台24V电源装置，两块CPU模块（精简指令集RISC处理器），每块CPU功能强大而且运算内容有限，所以逻辑在CPU上能够得以快速运算，从而保证了小汽机转速的良好控制。其设计思想是：通常情况下一台为主机，而另一台为备用。当汽动给水泵主SIMADYN发生故障时，备用机立刻承当原主机的工作，而对被控对象不产生任何副面的影响。
2．2 跳机事故发生后，热控人员发现：#3B汽动给水泵的SIMADYN控制器发生了切换，原先作为从机的右侧SIMADYN变成了主机，而原先作为主机的左侧SIMADYN的两台CPU均指示“H”故障。从事后的现象看，我们认为是某个硬件故障造成左侧SIMADYN“H”故障并迫使其停运，在左侧SIMADYN“H”故障时，控制任务切换给了右侧SIMADYN，而且最终的切换结果是成功的，那么为什么还是发生了3B汽动给水泵跳闸呢？我们通过分析逻辑接线、实动试验逐步解开了迷团：请参见下面的图解。

左侧SIMADYN 右侧SIMADYN

隔离模块 隔离模块

切换继电器

其它跳闸回路1 TRIP FROM SIMADYN 其它跳闸回路2
总跳闸回路

当左侧SIMADYN“H”故障并迫使其停运时，切换继电器接受切换指令进行切换，到切换完成大约需要300ms，而在切换完成前，左侧SIMADYN的跳闸信号已经先期抵达总跳闸回路。若在“TRIP FROM SIMADYN”回路上设计一个OFF DELAY延时继电器（比如说，1秒），这次跳机事件就可以避免。这是个SIEMENS冗余主从计算机切换回路的设计失误。

3． 防范措施
3.1 我们根据以前小机控制器曾经出现的故障，初步判断为SIMADYN控制器的电源模块出现故障。DCS在9月17日当天就更换了此模块（在此之前，曾有两块小机SIMADYN控制器电源模块发生故障，故障率较高），并将主机切换至右侧SIMADYN。
3.2 我们将在“TRIP FROM SIMADYN”硬接线回路上加设一个OFF DELAY延时继电器（1秒延时），这样就可以避免类似冗余切换失败产生的跳机后果。
3.3 另外，西门子方面认为SIMADYN控制器电源模块发生故障的原因是由于电气24V电源偶然突升所导致，他们委派南京西门子于2002年2月在电源加装了1UF的电容。同时，南京西门子在我厂现场也承认其小机SIMADYN控制器冗余切换回路存在缺陷，同意了我们的改进措施。

原作者：江 宁
来 源：华能福州电厂
来源：http://bbs.cn50hz.com/showtopic-8400.aspx

1、引言

以数字技术为基础的DCS系统和早期模拟仪表组成的控制系统从工程项目的实施来说，本质上没有太大差别。他们都要求作下列考虑：项目规模与投资预算，技术指标与厂商选择，组织机构与进度，培训，合作设计与组态，设备制造与集成，文件与资料，工厂验收试验（FAT）与现场验收试验（SAT），安装、调试与投运，备件与售后服务等。但DCS作为较模拟仪表更为复杂的控制系统，实施过程中对各环节的技术性要求更高。

2、DCS的选型与决策问题

DCS选型大致可遵循以下几个方面：

①可靠性：指系统在规定条件下和规定时间内完成规定功能的能力，通常用MTBF（平均故障间隔时间）来衡量。MTBF越大，系统可靠性越高。系统的可靠性是DCS最根本的技术指标，因此，选型前的实际考察是非常必要的。

②可维护性：指系统排除故障的难易程度，可用MTTR（平均修复时间）来表示。它由以下因素决定：系统故障指示能力（故障时有无指示灯标志，CRT上有无故障指示）；系统的故障自诊断能力（自诊断到系统级、板级、还是通道级等）；卡板的更换是否容易（如卡板的带电更换）；数据库、图形、操作环境的修改是否方便（应用软件是否可在线修改）。

③先进性：指系统采用了经过验证的最新技术，并有发展前途和生命力。这里主要指系统体系（包括软硬件）的开放性，标准性和扩展性。开放性便于系统的互联，第二方软件的支持。标准性指系统是否采用先进国际标准，符合最新发展潮流。扩展性则体现系统的柔性。

④继承性：目的是保护已有软硬件投资，易于系统平滑过渡。当前DCS技术发展很快，版本更新迅速，这就要求系统具有良好的继承性，否则就会给升级换代工作带来极大困难。

⑤经济性：可以从DCS本身价格和其所创效益两方面来考虑。一般情况下，对相同档次设备而言，以性能价格比高者为优。此外，DCS选型一定要结合具体项目的规模（I/O点数），目前DCS市场种类繁多，按地域可分为国产和外国产，按结构可分为大系统或小系统，按配置又可分为工作站基础的或PC机基础的等等。这些因素相互搭配，有时可使系统的差价高达几十甚至数百万人民币。通常规模大的项目（一套或几套装置，I/O点在1000乃至数千点以上）应选择大系统，反之，以选择小系统为宜。 DCS系统的效益包括有形效益与无形效益。有形效益主要指提高自动化程度、生产率、产品收率等；无形效益主要涉及通过改进对过程数据的搜索与分析，积累对过程的认识，提高人员素质。

⑥售后服务：代表厂商的实力。只有市场占有率大，技术力量雄厚，并能不断发展的公司才能满足用户的实际需要。

通常，DCS在实际选型与决策过程中，上述各种指标会出现相互矛盾的现象。如有些叹DCS系统硬件质量过硬，但软件品质却逊色不少，有些DCS的性能/价格比虽然不错，备件却非常昂贵。近年来，随着市场竞争的加剧，还出现了某些厂商一味地追求系统先进性而导致不成熟产品投入应用的现象，这些都给选型与决策工作带来困难。但无论如何，作为应用于工业过程的DCS系统，首先应以可靠性与稳定性为主，兼顾其他因素。有时针对大型企业的DCS新上或改造项目，甚至可以考虑暂时牺牲局部利益（如统一众多机型）来换取长远的整体效益（如备件、维护人员的减少等）。

3、项目的组织与管理

1）组织机构的设立与管理：工程项目的成功与否很大程度取决于人员的能力、合理搭配与管。DCS项目是一个复杂的系统工程，它涉及预算与商贸，施工与监理，计算机与通讯，过程与控制，仪表与电气等专业知识，而上述这些专业人员又各自分布在不同部门，因此，要很好地组织与协调这些人员共同完成项目的各项任务，组织机构应以项目组的方式工作更合理。项目经理可由单位主管领导或资深专业人员担任，以全面负责项目的组织、计划、安排、联系与实施。成员应包括DCS系统工程师，工艺工程师，仪表工程师，电气工程师，以及相应的预算与供应人员。技术工作可以DCS系统工程师为核心，该成员任务贯穿整个项目的始终，而其他成员将在项目的不同时期发挥各自作用。如DCS人员在数据库组态阶段需要工艺人员的配合，在安装阶段要与仪表、电气人员一同工作，而DCS设备的发货、海关申报还要交由商务人员处理等。

根据国内外众多DCS项目的成功经验，例会制和网络图在项目管理方面占有非常重要的地位。网络图能将复杂模糊的DCS工程任务具体形象地按时间、空间、条块序列进行分解，做到定时间、定任务、定人员。而例会制则能做到对网络计划进行有效的监督，及时了解和掌握项目的进展及各种需要协调解决的问题，总结前阶段工作，落实下阶段任务，使整个过程处于受控状态之中。

例会的时间和地点相对可灵活进行，时间可以按固定方式或根据项目的阶段性决定，地点也可以选择在会议室或施工现场。

此外，用户还应同DCS厂商密切联系以及必要时进行间接控制。以往的经验表明，厂商现场技术人员的素质，DCS培训的质量等都会对项目的进展造成不同的影响。我们在乙烯装置建设初期，曾遇到过DCS与小型上位机通讯无法实现问题，厂商3个月内先后来过3次技术人员都无法解决，后来在我们强烈要求下，厂商派出两名专家到现场，仅10天就解决了问题。目前DCS培训普遍存在的问题是时间压缩过紧，导致某些重要内容删减，对工程乃至今后的维护与开发应用造成不良后果。

2）进程与进度：DCS项目的主要进程，用网络图可以直观地表达。如按进度划分，大致可分为三个阶段，即方案论证与选型阶段（（1）~（7））、设计与组态阶段（（8）~（14））、以及安装调试与投运阶段（（14）~（20））。新上DCS工程项目的总体进度通常要用12至20个月的时间，具体进度可在项目启动后的工程会议（Kick-off Meeting）上确定。

项目进行招标之前，DCS厂商应根据要求向用户提供系统说明书，该说明书可作为商务合同的技术附件。标准的系统说明书应包含投标者的背景介绍，提供系统的功能（数据采集与处理、报警与记录、趋势与报表、操作与控制、图形、控制语言的特点、操作系统与诊断程序等），系统的配置与数量（各种软件的名称与版本，硬件中主机的档次、CRT类型、I/O设备、通讯网络、打印机等），文件与资料，验收方式（FAT和SAT），以及人员培训与备件、服务等。

图1中，工厂验收试验（FAT）和现场验收试验（SAT）是DCS项目中非常重要的两个阶段。FAT在厂家系统装配地进行，由厂家和用户双方代表共同完成，其目的是检查安装了用户组态软件后系统的各项功能，通过全面的测试，及时发现并排除软硬件的故障，确保设备运输前的质量，这项工作大约需要2周左右时间。当系统在现场安装好后，可进行SAT工作。该工作应由厂家技术人员到现场进行指导，其测试内容大体与FAT相同，用以检验运输、安装过程中系统的完好性，需1周左右时间。

4、项目的设计与实施

1）设计与组态DCS项目的设计包括概念设计、硬件设计和软件设计。概念设计主要对系统进行宏观定义，如系统的版本、主机的基准、硬件冗余度、工艺过程的控制策略等；硬件设计要考虑控制室、辅助控制室、控制屏布局，系统的网络结构及各节点的配置，人机接口，电源系统，接地系统，布线系统等；软件设计包括系统软件、应用软件和用户软件设计等内容，目前DCS的系统软件、应用软件大都以成套软件包形式直接提供，因此项目仅涉及用户软件的设计，如数据库设计、I/O表格、DCS回路图、操作画面、报表、程序设计等。

组态是将各类书面设计文件（控制方案、图形、报表等）转变为可被计算机接收并执行的软件过程，它是项目中软件工作的主体。组态过程需要系统内各种应用软件包的支持，主要涉及数据库生成、操作环境编排、图形建造、报表填写、顺序控制和复杂算法的编程等内容口组态时，相同工艺单元的回路最好放入相同的控制器单元，这样会给今后的维护工作带来便利。

2）安装、调试与投运安装内容包括DCS机柜、主机、卡板、CRT、电源、打印机等设备的固定就位和各类电缆的接线等，安装工作一定要在厂家技术人员的指导下，按照DCS随机资料中的安装手册进行。调试指对DCS系统进行功能测试，包括单校与联校、操作画面的可操作性与方便性、控制方案的确认、应用程序的试运行等。调试过程最好有工艺和仪表人员配合，让这些人员掌握DCS系统的各项操作技能，并通过调试逐步完善人机界面。调试记录作为DCS项目的重要资料之一应存档保存。

开车阶段的主要工作是保运和控制方案的参数整定。用户的DCS工程师经过完整系统的项目经历，尤其是经过培训、合作设计、组态等阶段的工作，已经初步了解或掌握了一套具体的DCS系统，但要达到独立事故分析与处理能力，还需经过一定的磨练。因此DCS现场投运工作应以厂家技术人员为主来完成。

5、结语

近年来，随着现代控制理论和计算机技术的迅速发展，以及现场总线技术的日趋成熟和完善，DCS这一特定时期的过程计算机系统，正面临着诸多重大的变革与挑战。但做为一种典型的控制系统，其实施过程中的各种经验对当前乃至今后的同类项目仍有很好的参考价值。

来源：http://tech.c114.net/166/a137859.html

摘  要  济钢余热发电二期工程汽机系统采用DCS系统进行控制，在机组甩负荷时可以有效地保护汽轮机并回收工质。运行结果表明：BPC 系统在锅炉点火至汽轮机挂闸前的过程中起到了提升蒸汽温度、压力的作用，对提高机组的启动性能、缩短启动时间发挥了重要的作用。
关键词  BPS系统  甩负荷  超速
 
1 系统概述

    济钢余热发电二期工程是三套组成 “2+2+2+1”建制的联合循环发电机组，即每单元有两台煤压机，两台燃机，两台锅炉，一台汽机组成。

    蒸汽轮机是燃气-蒸汽联合循环发电工程发电的主体设备之一，利用蒸汽的热能转变为旋转机械能，由于汽机发电机组在高速旋转的同时又处于高温高压下运行，因此汽机控制系统连锁控制，保护具有重要意义。 

    汽机系统采用DCS系统进行控制，主要包括汽机蒸汽系统压力、温度等的检测、旁路系统、EH油系统、润滑油系统、凝结水系统、真空系统的检测及相关控制。汽机的旁路系统为高低压串联系统，在机组启动过程中可以加速工质的循环过程，提高机组的升温、升压速度，并根据压力设定值控制减压阀的开度使系统不致超压。在机组甩负荷时可以有效地保护汽轮机并回收工质。

2 控制系统构成

    控制系统采用DCS集散控制系统，采用可靠的冗余技术。由上位监控站、现场控制站、通讯网络Ethernet几部分组成。包括中央I/O单元、扩展I/O单元、CPU模块、连接模块、各种I/O模块，实现数据采集、回路控制、顺序控制等功能。DP网络连接远程站，通讯网络Ethernet用于连接监控站并传输数据。

    操作平台为Windows2000 Professional+SP4，开发软件为包括：
Control Builder F专业软件。用于硬件配置，过程级和操作员站的组态，建立一个系统范围内统一的数据库。
    Digivis中文版 。用于流程显示、报警信息管理、趋势归档、各种记录、系统诊断、操作控制等。
    Control IT Basic （xxx点）。I/O点数的限制。
    Trend Server作为趋势服务器，收集历史记录。
    控制系统下位编程软件的实施过程中，针对工艺流程及现场设备的技术特点，信号处理、电动门控制、GPS时钟同步、系统通讯等功能采用组态软件开发，调节回路组态采用功能图开发方式。 
    监控界面完成系统的模拟量、开关量、脉冲量、温度量，保护信息等的数据采集、计算、判别、报警、保护，事件顺序记录（SOE），报表统计，曲线分析，并根据需要向现场保护测控单元层发布命令实现对电气设备的控制和调节。该界面友善、方便、数据库安全、可靠。在集中控制室内操作，控制台是机组运行监视、控制的中心，控制台上布置有CRT操作站。除了保留几个紧急事故按钮外，全部采用上位机操作，也可用大屏幕对机组进行监控、操作。

3 主要功能及控制策略

    汽机启动分为三种模式：自动、手动、半自动。当启动完成后，汽机速度控制在最小速度。在怠速/额定状态下最小速度为怠速值，在顺序启动状态下最小速度低怠速值。自动顺序启动完成了从低怠速保持至暖机，到高怠速，到设定的比率速度的整个过程的自动完成。暖机时间及加速速率取决于汽机是冷启或热启。

    为了保证机组的安全运行，在汽轮机上一般设置了各种自动保护设备。当运行参数超过机组安全运行允许的范围时，它将及时动作，使汽轮机自动停机，避免事故的进一步扩大。旁路系统装置是发电机组重要的设备，旁路系统设备的可靠性对电厂安全和经济运行影响较大，它确保热力设备启动和运行安全；尽量延长机组的使用寿命；提高机组的综合经济效益。

旁路系统（BPC）

    旁路系统控制策略能够满足机组在启动、正常运行、甩负荷工况下，各阀门自动或手动（遥控操作）的进行快速启动。能保证当主汽、再热蒸汽运行压力、温度超过设定范围时，旁路装置能自动打开或关闭，并按机组运行情况进行压力、温度自动调节，直到恢复正常值。旁路系统保证新蒸汽的压力或温度高于设定的工作压力时，能够及时打开，放掉一部分蒸汽，从而保证进入主汽门的压力稳定在一定的范围内。进入旁路的蒸汽最终进入凝汽器，由于蒸汽温度较高，在旁路系统设有二级减温。另外，在旁路系统备有联锁，当系统中某些工艺参数不满足时，产生相应的快开或快关动作。旁路流程如图1。
 

 

3.1    功能设置 

    汽机旁路为高、低压两级串联旁路系统。高压旁路被控对象为减压阀、喷水隔离阀、喷水调节阀；低压旁路为减压阀、一级喷水调节阀、二级喷水阀。所有阀门由单速电动执行器驱动。旁路控制系统有启动、溢流和安全三个主要功能（即三用阀功能），此外还有回收工质、暖管、清洗、减少汽阀和叶片侵蚀等功能。 

    ● 启动功能：其目的是为改善机组的启动特性而设置的。可以提高锅炉在启动过程中的燃烧率；使蒸汽温度与汽轮机缸温得到最佳匹配；从而缩短机组启动的时间，减少寿命损耗。 
    ● 溢流功能：其目的实际为吸收机、炉之间的不平衡负荷而设置的。可以排泄机组在负荷瞬变过度过程中的剩余蒸汽；调整稳定争气压力；维持锅炉在不投油情况下的最低稳燃负荷。 
    ● 安全功能：取代锅炉安全阀的功能。机组旁路系统投入备用后，当机组的机前实际压力与机组高压旁路压力设定值差值大于旁路超压偏置设定值时，旁路系统将自动参与压力调节，维持主蒸汽压力等于设定值。

3.2 旁路系统的调节、控制和保护功能

    锅炉点火前高、低压旁路处于关闭状态，旁路系统如投入自动，系统按照一定的曲线开启阀门。当达到汽机的冲转参数时，DEH 向BPC 发出关闭信号，高、低压旁路按照一定的逻辑关闭，正常工况下它不再开启。

    旁路系统可在启动工况提升汽温、汽压。机组在锅炉点火至汽机冲转前，投入高、低压旁路系统（也称高旁、低旁）可加快蒸汽升温升压速度，缩短机组启动时间。并附有稳定蒸汽压力，以及在事故工况下的保护功能。可适应机组冷、热态等各种条件下的启动要求；负荷变化过程的压力调节；保护过热、减少安全阀动作、回收工质等。并设有溢流功能。还可适应汽轮机甩负荷维持空负荷运行，汽轮机跳闸实现停机不停炉。 

3.2.1 压力控制    

    控制主蒸汽压力，设有定阀位控制、定压控制。低旁设有低压力限值，设有高压力限值，以保证机组升负荷后低旁阀位全关。 温度控制：控制高、低压旁路阀后温度，保持冷段蒸汽温度及不使凝汽器温度过高；可实现不同蒸汽流量工况下的变参数调节。

3.2.2保护功能 

    ● 旁路阀快开、快关功能：为了机组及设备的安全，快关优先于快开；高旁阀开、低旁阀开；低旁阀关、高旁阀关。 
    ● 快开：在机组事故工况下，旁路快开，起超压保护作用。 
    ● 快关：高旁出口温度过高或低旁关闭均使高旁快关；凝汽器真空低、凝汽器温度高、凝汽器水位高、低旁减温水压力低等均使低旁快关。

3.3 旁路的控制策略

3.3.1 高压旁路 

    在高旁阀控方式下，通过旁路主控画面可设置目标阀位和阀位变化率，来调整主汽压力。高压旁路压力调节阀以电动隔离门前蒸汽压力为过程值当高于设定值时打开高压旁路压力调节阀，低于设定值时关闭调节阀。高旁控制原理如图2。

 

 

    Y max —BP 阀位最大值设定； BP—高旁阀；P sactual —最终主汽压力设定值； dp—压力偏差设定；Y s —阀位指令； BPE—高旁喷水阀； P steam —主汽压力；  BD—高旁隔离阀； PT—比例积分器。

3.3.2 低压旁路系统    

    低压旁路系统的作用就是在启动或甩负荷时把再热汽旁路到凝汽器， 以达到保护预热器和汽轮机的目的， 低压旁路系统包括低旁压力控制和低旁温度控制两套系统。

    低压旁路在机组启动阶段， 运行人员可以设定最小压力Pm in （外给定1×105Pa）来控制再热器出口压力， 以维持一定的蒸汽流量通过预热器。当汽机冲转后， 压力设定值P s 随汽机调速级压力（代表汽机负荷） 变化而变化， 低旁滑压运行。压力设定值P s = P RH + $P ， 以保证LBP 阀处于关闭状态。为保护凝汽器， LBP 阀设有快关装置SSB， 当以下任一情况出现时， 快关装置将会动作， LBP 阀在2 s 内关闭：
    ● 凝汽器压力> - 5.066×104Pa；
    ● 凝汽器温度> 80℃；
    ● 喷水压力< 5×105Pa；
    ● 凝汽器水位高。

    对于低旁温度控制系统是其控制系统的被调量不是低旁后温度， 而是低旁减温调节阀的开度， 即低旁温度控制是一种随动调节。低旁减温调节阀的开度是由再热汽压力、低旁减压阀的开度和再热汽温度共同决定的， 其表达式如下。
令　Ta = MAX （ T - 250 ， 0）
　　A = 1 + 0.004 3 Ta ×0.14 （0.5 P + 1）
　　B = f （ P） ×20 + 0.2
　　C = 1.18 f （ L ） L
则K = KP + A •B•C
    其中T 为再热汽温度； P 为再热汽压力； L为低旁减压阀开度； KP 为低旁减温水调节阀最小开度； K 为低旁减温水调节阀开度。

3.4旁路的安全控制及保护

    以下任一条件满足时，高旁减压阀强关：
    ● 汽机超速110 %（旁路投入） ；
    ● 高旁后温度高于390 ℃（延迟10s） ；
    ● 高旁喷水压力低；
    ● DEH 要求切除旁路。
    无高旁强关信号，同时机前压力大于6MPa时，以下任一条件发生时，高旁减压阀强开：
    ● 汽机跳闸；
    ● 发电机跳闸；
    ● 机前压力升压过快。
    低旁压力保护。以下任一条件满足时，低旁减压阀强关：
    ● 凝汽器真空低于（三取二） 85kPa ；
    ● 低旁喷水压力低；
    ● 低旁后温度高于190 ℃；
    ● 凝汽器水位高；
    DEH 要求切除旁路（ 低旁进口压力低于0.11MPa）
    当无低旁强关信号，同时低旁一级喷水阀大于10 % ，在以下任一条件满足时，低旁减压阀强开：
    ● 高旁强开；
    ● 汽机超速110 %。

4 结束语

    机组运行结果表明：BPC 系统在锅炉点火至汽轮机挂闸前的过程中起到了提升蒸汽温度、压力的作用，对提高机组的启动性能、缩短启动时间发挥了作用。控制系统组态软件透明、画面丰富。电动旁路系统与液动旁路系统相比，具有易维护、易操作的优点。保证了电厂可靠、安全、稳定运行，对于发展循环经济、争取最佳效益、创清洁工厂起着重大作用。
 
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来源：http://www.chuandong.com/publish/tech/application/2008/6/tech_3_16_9832.html

1、编制依据及工程概况
　　 1.1编制依据
　　 1.1.1 洛阳石油化工工程公司设计图纸。图纸号为50-00
　　 1.1.2 《石油化工仪表工程施工技术规程》SH3521-1999
　　 1.1.3 《工业自动化仪表工程施工及验收规范》GBJ93-86
　　 1.1.4 《自动化仪表安装工程质量评定标准》 GBJ131-90
　　 1.1.5 《工程建设交工技术文件规定》 SH3503-90
　　 1.1.6 《石油、化工施工安全技术规程》 SH3505-1999
　　
　　1.2 工程概述
　　 长岭炼油化工总厂50万吨/年催化重整装置是新建装置,由洛阳石油化工工程公司设计。本次我公司对以下六个区进行施工：预加氢部分、重整反应部分、再生部分、氢气再接触部分、炉区部分。端子排由DCS厂家供货，室内端子排右侧的接线也由DCS厂家设计完成。变送器使用的是Fisher-rosemount公司的3051系列产品；控制系统采用HONEYWELL的最新工业控制系统TPS（Total Plant Solution），有GUS操作站4个，控制柜5个。压缩机组的控制及检测信号全部进DCS。其安全连锁和装置共用一套ESD系统FSC（Fail Safe Control）。闭锁料斗部分采用GE公司的PLC（Programmable Logic Controller）控制，独成一体。
　　
2、主要工程量
　　仪表（I/O）名称 数 量 单 位 备注
　　热电偶 146 支
　　双金属温度计 110 支
　　压力表 286 块
　　变送器 157 台
　　调节阀 99 台
　　阀门定位器 44 台
　　流量计 13 台
　　行程开关 42 台
　　热电阻 88 支
　　分析仪和检测器 58 台
　　AI（4～20mA） 384 点
　　AO（4～20mA） 176 点
　　DI（无源触点） 288 点
　　DO（无源触点） 176 点
　　T/C（热电偶） 256 点
　　RTD Pt100（热电阻） 160 点
　　PI（脉冲信号） 8 点
　　RS485 通讯 2 点
　　总 计 1450 点
　　　
3、施工工序及施工工艺
　　 3.1 施工工序
　　 A、仪表及DCS出库；
　　 B、仪表单校（变送器单校、调节阀单校、T/C & RTD 单校、压力表/温度计单校、其它仪表单校）、DCS安装及内部调试（总体外观检查-系统电缆连接-供电及系统接地检查-系统上电-装载程序-系统基本性能检查-I/O精度测试-I/O回路/报表/报警功能检查）；
　　 C、回路试验及联校。
　　 3.2 施工工艺
　　 3.2.1 仪表单体校验
　　 A.、首先对仪表进行外观检查。内容包括：铭牌及实物的型号、规格、材质、测量范围、刻度盘等，应符合要求。
　　 B、一般仪表单体校验应不少于5点,基本误差应小于允许误差。
　　 C、温度计示值校验应不少于2点,有特殊要求的温度计,应作四点试验。
　　 D、压力表校验过程中指针的上升和下降应平稳、无迟滞现象。一般真空压力表真空部分选取至少2点,压力部分测量上限超过0.3MPa时,真空部分选1点。
　　 E、调节阀调试要求
　　 a、气密性试验 将相当于调节阀输入量程上限的气源压力送到薄膜气室，切断气源后5分钟，气室压力应不下降；
　　 b、强度试验 在阀门全开状态下用洁净的水（或煤油）进行试验，压力为最大压力的1.5倍；
　　 c、泄漏量试验 试验介质为水或空气，试验压力为0.35MPa，当阀的压差小于0.35MPa时用规定允许压差。泄漏量允许值：单座阀规定容量×10-4m3/h；双座阀额定容量×10-3m3/h。
　　 d、行程试验 根据阀的输入信号要求，分别加入0%、25%、50%、75%、100%。允许偏差+-2.5%(不带定位器)；±1%。
　　 e、灵敏度试验 分别使阀停留在15%、50%、85%的位置上，增加或减小信号压力，测量使阀杆开始移动的压力变化值，不得超过信号压力的1.5%。
　　 f、行程时间测定 事故切断阀和设计明确规定的全行程时间的调节阀，必须进行全行程时间试验。在阀全开（或全关）状态下，使阀动作并走完全行程趋于全关（或全开）。用秒表测定从阀开始动作东动作完成的时间，应符合设计要求。
　　 g、调节阀试验调整完毕，必须放尽试验用水，并用空气吹干，将进出口封闭。
　　 F、变送器的调试 给变送器供电，将SFC连接到回路上，根据仪表规格表输入位号、量程、迁移量、单位、特性、通讯方式等，加入模拟压力/压差信号，验证相应的输出电流。基本误差应符合要求。
　　 G、旋转机械监视仪表均应作间隙输出电压特性试验，探头与前置放大器，延伸电缆必须成套试验。
　　 3.2.2 仪表联校即系统调试、仪表回路调试
　　 A、系统调试应具备下列条件：
　　 1、仪表设备全部安装完毕，规格、型号、材质符合设计要求；
　　 2、取源部件位置适当，正负压管连接无误，导压管经吹扫、试压合格；
　　 3、气信号管配管与回路图一致，并经过导通试验检查，接头紧固，气密性试验符合要求；
　　 4、气源管线经吹扫、试压、气密性试验合格并已通入清洁、干燥、压力稳定的仪表空气；
　　 5、电气回路已进行校线及绝缘检查，接线正确，端子牢固且接触良好。
　　 B、仪表回路试验后应达到的要求:
　　 a、基本误差应符合仪表精度登记要求；
　　 b、变差应符合该仪表精度等级的允许误差；
　　 c、仪表零位正确，偏差值不超过允许误差的1/2。
　　 C、参加系统试验的施工人员应会同监理、业主工艺操作人员共同进行试验，并及时做好系统试验纪录，合格后要让以上相关人员及时签字确认。不合格仪表应会同监理、业主等有关人员检查确认后，退库处理。
　　 3.2.3 DCS 内部调试
　　 A、一般规定与要求：
　　 a、DCS 和 ESD 系统必须在土建、安装、电气及空调工程全部完工后安装；
　　 b、应符合《控制室仪表盘、计算机系统施工标准措施》 QC06/YB-11-1999的有关内容及规定；
　　 c、所有检查测试工作必须如实、清晰地做好纪录，将不合格软硬件产品及时报予有关人员或单位处理。
　　 B、总体外观检查
　　 a、DCS/ESD 安装就位后，首先要对照设计文件中的中控室平面布置图、盘柜内部布置图、装箱单、设备一览表及厂家资料检查核对操作站、盘柜内部插件等设备组件的数量、型号、规格、安装位置正确与否；其次详细检查操作站、盘柜及其内部组件有无硬性损伤等外部缺陷。
　　 b、系统硬件检查时,应记录制造厂设置的 DIP 开关缺省位置及硬件地址开关位置。拔插卡时应首先采取防静电措施，再用手或工具触摸电子线路板，严禁用易产生静电的刷子或化纤织物刷洗各类卡件及设备。
　　 C、系统电缆连接
　　 a、DCS/ESD 系统操作站与盘柜之间、盘柜与盘柜之间有随机带的专用电缆，也有普通电缆。专用电缆要按照设计文件提供的电缆表进行敷设连接；普通电缆的敷设要首先测量好电缆的走向距离，敷设时留出一定的富余量，信号电缆与电源电缆要尽量分开敷设。
　　 b、LCN 电缆的连接
　　 LCN 电缆是连接于LCN各节点之间的专用同轴电缆，有 A、B 两套（分别标记为 LCN-A、LCN-B），互为冗余。连接LCN电缆时，两套电缆不要互相交叉，空闲的三通接头必须接上专用的终端电阻器，各接口部分要用专用的力矩扳手拧紧。
　　 c、UCN电缆的连接
　　 UCN通讯电缆用于连接各UCN设备（HPM），是专用同轴电缆，也有A、B两套（UCN-A、UCN-B），UCN电缆连接到电缆隔离器时要注意方向，同一根电缆应该一端接到隔离接口，另一端必须连接到非隔离接口，并且 A、B两套电缆不能交叉，所有未使用的接口都要接上终端电阻器，并用力矩扳手拧紧。
　　 D、FTA 电缆连接
　　 FTA 电缆的两个接头上都标有连接位置，按照该位置连接一般不会出错，但连接时需注意连接处要保留一定的弧度，不要使接头过度受力，以免变形，影响通讯和使用寿命。
　　 E、供电及接地系统检查
　　 a、交流电源柜接受UPS的220VAC电源，通过各分开关把220VAC电源送到各控制柜、操作站等用电设备。重点检查其电源稳定性、变化幅度，线缆连接是否正确与牢固程度、有无外露的电缆接头；各开关绝缘、动作是否良好、及其容量规格是否与设计相符、开关标识是否清晰。
　　 b、DCS/ESD的接地系统重点检查工作接地与安全接地，接地电阻值应符合设计图纸及厂家资料的具体要求。注意：应以厂家资料为准。
　　 F、系统上电并装载程序
　　 a、对系统接地、电源及内部连接检查完成后，方可对系统进行上电。
　　 b、各设备的上电都需按照如下步骤进行：
　　 1、将该路电源所有开关（电源柜总开关以后）断开；
　　 2、检查总开关电源，若正常，合上该路电源的分开关；
　　 3、检查设备本身开关前电源，若正常，合上该电源开关。
　　 c、LCN设备上电
　　 按照上面1、2、3所述给US、HM、NIM等LCN设备上电，根据系统操作资料为上述设备装载 程序。
　　 d、UCN设备上电
　　 按照上面1、2、3所述给HPM等UCN设备上电，根据系统操作资料为上述设备装载程序。
　　 e、外部设备如打印机等通电自检。
　　 G、系统基本性能检查
　　 a、UCN、LCN电缆冗余测试
　　 在系统状态显示画面下确认所有LCN节点正常。断开A缆，检查系统是否正常；复位后以同样的方法试验B缆。UCN冗余实验方法同上。
　　 b、 I/O卡件冗余测试
　　 确认I/O卡件正常后，调出该卡上某一点的细目画面，记录该点的相关数据，将主卡件拔下，检查该I/O点是否仍正常；恢复主卡件，以同样方法测试副卡件。
　　 c、HPM 冗余测试
　　 在系统状态显示画面上确认控制站状态OK ，调出该站下某一点的细目画面，记录相关数据。将主控制站的电源开关置OFF位置，确认冗余站投入运行，且相关数据不变；恢复主控制站电源，再确认相关数据。
　　 H、输入/输出（I/O）精度测试
　　 a、模拟输入（AI）测试
　　 1、使用 FLUKE701 过程校准仪模拟现场变送器在安全栅端子排输入端对应位号上输入4-20mA信号；
　　 2、用标准电阻箱模拟现场热电阻，参照阻值对照表给出相应的阻值信号；
　　 3、用YOKOGAWA2422校验仪模拟现场热点偶，参照毫伏对照表给出相应的毫伏信号，或者直接给出相应的温度值；
　　 4、记录操作站CRT上显示的相应位号的PV值，检查是否满足精度要求，同时，确认该点的量程及报警值与设计是否相符，增大或减小输入信号检查报警动作是否正常，报警笛（喇叭）有无反应，以及报警总画面上是否有报警信息显示。
　　 b、数字输入（DI）测试
　　 采用在相应端子排上用短接或断开两个输入端子的方式，检查CRT上显示相应位号是否相符，同时检查报警笛（喇叭）有无反应，以及报警总画面上是否有报警信息显示。
　　 c、模拟输出（AO）测试
　　 在CRT上把软调节器设定为手动方式，输出0%、50%、100%，用 FLUKE701 过程校准仪在相应输出端子排上测量该输出信号，其值应与手动输出值相对应。同时检查该调节器的作用方式、输入连接是否与设计相符。
　　 d、数字输出测试
　　 数字输出往往有许多输入因素，中间变量、逻辑程序对其都有影响，可直接强制输出，业可短上或断开响应的输入点，使输出状态发生变化，用数字万用表检测输出状态的变化。
　　 I、I/O回路、报警、报表功能检查
　　 a、回路检查
　　 1、回路连接检查：按照设计资料逐一检查各软调节器的输入输出连接。此工作可与AO测试同时进行。
　　 2、复杂回路检查与测试：按照设计资料给出的控制方案逐一检查回路中各调节器的输入输出设定连接、参数设置、控制作用，并确认其功能。
　　 3、连锁逻辑、程序检查：对逻辑、程序对应的各项输入条件逐一测试，确认其结果与设计动作相符。具体方法是，在控制室内相应端子上用信号发生器施加信号，或手动强制方法使各条件正常，然后针对某一条件测试逻辑动作，用数字万用表检查逻辑触点开闭情况，并做好记录；其它条件逐一测试。
　　 b、报警、报表功能检查
　　 重点检查报警报表画面及其打印功能，操作组画面、功能键组态。
　　 3.2.4、系统联校
　　 a、DCS联校
　　 1、在现场一次表和检测元件处加以相应模拟信号，在CRT上检查其PV值，确认精度符合要求，报警功能正常；在CRT上用手动方式输出相应的AO、DO信号，检查现场调节器切断阀动作及回讯良好。
　　 2、联校基本完成后，机组试运、开车前，连同现场仪表对整个报警连锁保护系统进行模拟试验。方法是在现场加实测信号或用信号发生器模拟实际仪表发送信号至ESD系统，检查逻辑程序运行情况，检查相应阀门或其它执行机构的动作情况。如有电机参与连锁，电气人员将电机打至试验位置，检查电机起停情况及各种状态指示是否正常。
　　 b、FSC、闭锁料斗PLC的联校与静态试验，和DCS基本相同。
　　
4、 质量保证措施
　　 本装置施工质量要求严格执行《工业自动化仪表工程施工及验收规范》GBJ93-86和《自动化仪表安装工程质量评定标准》GBJ131-90。仪表调试过程中，使误差尽可能减少，并保证留有再调整余地。精度要求：单台仪表误差小于仪表精度允许误差；系统误差小于系统中各单台仪表允许误差平方和的平方根值。合格率应达到100%。
　　
5、安全保证措施（略）
　　
6、主要施工仪器
　　名 称 规 格 数 量 单 位
　　标准压力表 10MPa、4MPa、0.4MPa 3 块
　　压力校准仪 70bar、15bar、7bar 3 台
　　台式压力表 0-0.25MPa 1 台
　　数字万用表 7552 2 台
　　压力校验台 1 台
　　数字压力计 0-0.2MPa 1 台
　　加压泵 1 台
　　FLUKE701校准仪 1 台
　　YOKOGAWA2422校准仪 1 台
　　标准电阻箱 1 台
　　力矩扳手 1 把