1、DCS在火电厂应用现状
       自上世纪90年代至今，DCS在我国火电厂已普遍使用，DCS基本控制范围能覆盖主要的自动控制系统：DAS、MCS、SCS、FSSS等，部分DCS控制范围包括了DEH/MEH、ECS、ETS等。DCS应用技术也已成熟，采用DCS实施的热控系统功能也能基本满足机组主辅设备控制要求。但DCS总体应用水平还不够高，未充分发挥DCS应有的作用。
       在工程应用中，DCS的安全性、可靠性值尚待提高。有调研表明DCS（含DEH）系统自身故障造成机组跳机的占误动跳机次数近一半,而且DCS故障多呈现“软故障”的特点，较难确切分析查找原因，并易造成反复跳机的隐患；如何规范设计，挖掘其资源，科学、合理、有效使用之，提高其利用率，也是当前DCS应用的重要任务；针对电站控制的功能（如先进控制算法、大型先进优化软件包）尚需研发、拓展。
 &nb sp;     同时，当前对DCS系统（性能、功能）测试、考核不够，未能客观掌握、公正评价DCS应用效果，这不利于DCS应用技术的提高、发展。
       新的电力形势对机组，特别是对机组热工自动化系统的安全、可靠性要求更为严格，对自动控制水平也有更高要求，文笔者结合近年来DCS工程实践检验，就DCS应用中一些“老话题”“老问题”进行分析、探讨，愿对提高DCS应用水平有促进作用。
       2、提高DCS火电厂应用的安全可靠性
       2.1 关于处理器
       国内使用的一些DCS在处理器方面仍有如下表现：冗余处理器的主备切换不正常；处理器的初始化易引发意外；处理器配置不够，负载较重，风险集中等。
       应采取有效措施，避免冗余处理器切换故障发生。近几年，国内有多个冗余处理器对未能正常切换而发生故障的案例，有些甚至引起机组跳闸。究其原因，可能是处理器对抗干扰能力差，或系统安装、连接不合格，或其它原因。检修、维护中应特别注意在机组停运时对有“前科”的处理器对的测试、观察、状态跟踪。在接地系统、电源配置、网络连接中排除可能产生的干扰因素，控制系统区域应具备防止干扰措施，如I/O通道的隔离、良好的电缆屏蔽和合理的电缆走向、“关闭手机”的警示等。
       处理器的配置应满足分散度要求、负荷率要求，并能兼顾系统相对独立完整的要求（笔者在《试论DCS控制器配置之安全准则》一文中有更多阐述）。在激烈的市场竞争中，处理器的数量常常因商务原因而配置偏紧，导致分散度不够或负载较重。有些DCS因处理器负载重最终不得不以降低处理速度作为代价。一些DCS在投运后出现画面刷新慢，通讯速度慢，甚至处理速度不一致而导致错误逻辑关系等常常是处理器负载过重引起。有些DCS为降低处理器负载，均衡处理任务而放弃工艺、功能划分原则。总而言之，充裕的处理器余量是必要的，不能因节省经费或市场竞争而影响系统性能。
       在一些DCS中，（I/O）子模件智能化程度较高，具有逻辑处理功能，实际应用中这种子模件常常与主（大）处理器一起分担控制处理任务。由于子模件一般不做（也不易实现）双重冗余配置，对子模件控制任务的分配应特别慎重，重要的控制任务最好由主处理器完成。由子模件完成重要控制任务（有时考虑到速度因素）时，可考虑采用双重或三重冗余（三取二方式），在模件输入输出端做处理。
       重视机组运行中的处理器初始化：注意系统维护，尽可能避免机组运行中出现处理器初始化（可能因在线组态下装造成；可能因处理器不正常主备切换导致重启造成；也可能由干扰或其它不明原因引起）。设计中应重视初始化参数的选择（工程应用中常被 “默认”而过，缺乏仔细研究），一般选择维持原状态，特别注意尽量避免触发除报警外的 “动作” ，如果触发动作应确保在任何状态是朝向安全的。
       2.2 通讯接口
       随着计算机网络与通讯技术的发展，DCS与其它系统的通讯也越来越容易，但近年来国内还是有因通讯问题导致或诱发机组跳闸甚至扩大至设备损坏的案例（不再详述）。笔者建议：同一厂内不同（机组或种类）DCS（包括共用系统、辅控系统）在建立 “点信息记录”、 “标签名称”等方面应重视总体规划，规范设计，避免接口通讯中错误的刷新、覆盖；同时应尽量避免机组运行中的通讯程序修改维护、通讯代码传递。
       2.3 报警系统
       报警系统是人机界面的重要组成部分，同时报警系统涉及的数据信息量多面广，常常是导致DCS通讯故障甚至处理器、操作站“死机”的祸根。报警系统的设计是目前DCS应用（特别是老机组DCS改造项目）的薄弱环 节。
       “报警信息多”是很多机组DCS的通病（也是 “老病” ）。除设备原因外，不合理的报警内容使得报警系统异常繁琐。由于“报警信息多”,DCS最基本的 “列表报警”功能也因“不实用”而被冷落。在“光字牌”取消后，一些DCS设计了形式类似的报警画面——“软光字牌”，形式比较贴近运行人员，对运行操作有一定帮助。但“软光字牌”设置较多（据了解有个别300MW机组软光字设置数量达600－700点）时，运行人员过分倚重，“列表报警”中的其它信息（如时间、报警回归等）易遭忽略。
       对于老机组的报警内容应从工艺角度认真筛选、审查，从控制系统角度部分报警内容也需优化调整。
       智能化、动态的报警系统很早被提出而一直未落实、实践。如：同时出现相关报警，只显示真正原因（其它可查找），而不列出全部报警条目，实现报警智能化；报警状态、参数的设置与设备（机组）运行状态密切关联，实现动态化报警。真正使报警系统有效发挥作用，是目前DCS设计应用需不断研究、探讨的课题。
       2.4 保护投切设置
       技术规范明确要求“保护和闭锁功能应是经常有效的，应设计成无法由控制室人工切除。”机组最初就采用DCS作为热控系统的，基本没有“保护投切设置”。热控系统改造为DCS的机组，“保护投切设置”较为普遍。设置原因有设备问题（检修频繁），也有思想原因。用户为稳妥，往往最终选择维持旧的运行、维护方式与习惯。
       “保护投切设置”要严格控制数量，不能以切除保护遮掩（掩盖）设备问题，回避管理问题，更不能因为保护频繁动作而切除保护。有些DCS改造项目设计，以设备故障多，检修频繁为名，不仅对机组主保护、重要辅机保护条件设置“投切”,进而延伸到一些联锁条件也设置“投切”。数量庞大的“保护投切设置”，偏离了最初设计意图，使得“投切”操作频繁，增加了故障因素及管理难度，对切除条件的相关监视也增加了操作员监控强度，难免使一些保护条件形同虚设。
       对有限数量的“保护投切设置”,应加强投切操作管理（有以“软工作票”形式设置授权的设计实例），严格按申请、授权、监视、切除、恢复、记录、报告等程序实施操作。切投保护条件，要有相应措施，要注意相关参数、状态的监视，避免机组（设备）失去相应保护。
       保护投切设置要由合理、科学的逻辑背景支撑,如切除操作应有确认过程，切除的保护应设置相应警示等。
       2.5 电源
       模件柜（包括处理器柜）供电可靠：一般有专用电源模件（配电柜分散供电），采用双重热备、矩阵、“N＋1”等多种方式供电，各机柜也能做到独立供电，可靠性高。
       工程师站、操作员站供电是DCS系统供电的薄弱环节：常常1路（220V AC）电源供操作站或2路（220V AC）分别对一半数量操作员站供电，1路（220V AC）供工程师站及其打印机等，对每台站而言实际供电为单路。少数DCS采用交流电源切换装置，可实现双路交流电源冗余切换（切换时间在30ms内），提高了工程师站、操作员站供电可靠性。
       系统冗余供电的要求涵盖了工程师、操作员站，对其供电建议选用可靠性高的交流电源切换装置。
       独立配置的中间继电器柜典型设计为每面机柜设 2只电源模块，通过高选供继电器线圈。有些设计为降低成本，直流电源集中布置，还有单路供电等均应在设计、应用中避免。变送器、电磁阀供电应尽量独立，分散。DCS电源系统（包括关系密切的外围供电）的监视、报警不容忽视，冗余供电的单路失电即应报警、提示。
       2.6 接地
       不同型式的DCS系统对接地要求不同，但归根结底是满足“一点接地”的要求。整个接地系统最终只有一点接到接地网上，并满足接地电阻的要求。DCS系统的接地要求应该是确定的、完整周全的，不能为迎合用户的不同要求而改变。
       电厂环境下，要求DCS有较强的抗干扰能力，用户希望接地方式及接地电阻的要求宽松一些。但只有严格按厂家要求实施系统接地，才可保证系统稳定运行，也方便在某些故障情况下尽早排除不良接地因素。
       2.7 关于大屏幕
       图像拼接系统的出现，丰富了大屏幕显示功能，使大屏幕与DCS通讯简单化，也使其它视频信号方便接入，特别是醒目的显示效果，常使其成为控制室的“亮点”。
       大屏幕的使用原本想减少操作站（含显示器）数量，但实际应用中常缘于对大屏幕质量的信任度（同时运行成本高）不够而无法实现，使得大屏幕成为DCS的装饰、点缀。
       原本依赖于大屏幕的设计，如老机组改造中运行人员特别看重的火焰监视图像、水位监视图像等采用视频信号直接接入大屏幕而取消工业电视，大屏幕专用画面或报警信息的设计等,因大屏幕无法与普通显示器同样持续运行而陷入尴尬。
       大屏幕的设计选用应慎重，应选用可长期连续运行的产品，否则就放弃。
       2.8 重视运行人员培训，减少误操作
       一些案例表明，运行人员对DCS了解不够，或受夸大宣传的影响，高估DCS功能，有甚者将DCS误认为“万能”的“黑匣子” 。由此引发一些低级的操作错误，实在应该避免。
       DCS应用软件的设计，特别是改造项目，应创造机会让运行人员尽早、积极参与。通过设计中的沟通交流，吸收运行经验、体会，使设计能更显现出针对性、个性化。同时通过设计中的培训，使运行人员深入理解设计背景、设计思想，达到对DCS全面掌握的目的。
       对运行人员的培训，还可发挥DCS优势，根据操作记录，运行指标记录，及时分析总结，提高运行水平。具备条件的电厂最好采用仿真系统对运行人员培训、考察。
       3、提高DCS控制水平
       3.1 重视细调整
 近年来投产的大机组，经基建调试，试生产期内的完善化及生产调试，较多机组的自动控制系统能正常投运。而未进行生产调试及早期投产的机组，由于多方面原因，自动控制系统投运效果不理想。
       生产调试及控制系统完善化工作重点是充分利用DCS强大功能，进行控制策略的完善及控制系统的精心调试。
       细调整的过程常常能发现与自动系统投运相关的其它问题：如设备可控性问题，管理问题等。以细调整为主线，解决相关问题促使自动系统按设计要求长期、稳定投运。
       3.2 逐步采用先进控制理论与算法、大型优化软件包
       传统控制理论、算法运用得当可以取得良好效果，这在国内有相当多的工程实例。
       有电厂或设计单位尝试使用 了不同类型的先进控制理论或算法、大型优化软件包，取得了一定有效果，但尚未明显表现出独到之处。
       目前国内对先进控制理论、算法，特别是针对电站控制的先进算法以及优化软件包的研发相对落后，应加强，并应在实践中不断完善，逐步采用。
       3.3 DCS改造应提高层次
       对老机组控制系统实施DCS改造易陷入仅更换“工具”“界面”的低级水平，有“换汤不换药”的嫌疑。工程设计中过多照顾了电厂检修、运行习惯，未能发挥DCS可实现复杂控制策略的优势，从而无法全面提高控制水平。对 “工程设计” （尤其是改造项目）未给予足够重视。有些改造项目限于工期、人力等因素，由电厂热工人员将原控制策略“翻译”成DCS组态软件即告完成设计，造成DCS改造工程的先天不足。
       一次设备改造滞后，制约了DCS功能发挥。在设计先进控制策略时，不得不考虑落后被控设备的特性（过多考虑故障情况），使得控制策略复杂化。一些复杂的顺序控制设计、完善的联锁设计，常因为现场回馈信号及执行机构动作不正常而被取消或“基本不用”。
       对改造机组经多年运行，积累了运行经验，掌握了设备特性，这些优势只要体现在DCS设计中，即可在短时间内明显改善控制效果。
       4、加强管理、规范设计、强化考核
       4.1 招、投标与合同授予
       招标过程要把好配置关口。招标文件常常只能对控制系统的性能（包括余量等技术指标）做一般要求，有效投标方尽量压缩配置以获取价格竞争力。一些用户片面认为“现在DCS技术很成熟了，都能用”，未对其性能、目标配置进行深入研究，最终易留下“配置不足”的系统硬伤。
       合同授予应平等：同样因市场竞争激烈，当前的DCS技术条款，商务合同，从招标文件开始到合同签订，不同程度有对卖方过于苛刻要求甚至不平等条款存在，如：付款方式、考核条件、违约（罚款）条款等。过于苛刻甚至不平等条款，往往难以落实，影响合同的严肃性，也使得其它合同条款的正常执行受到干扰。合同执行应严格：特别合同中技术文件，签订要慎重，执行须严格，否则可能影响DCS使用效果，最终使用户利益受损。
       4.2 规范设计
       当前DCS技术的成熟使用被夸大化，DCS应用人为简单化。表现为设计随意性大，设计费用也随之降低，DCS设计工作人力投入减少，直接影响设计质量。常规DCS项目不被重视，在设计、现场投运等环节照搬套用，也是影响DCS应用效果的重要原因。特别是目前电力市场扩展较快，工期较紧，更需严格规范作为控制核心的DCS设计工作。
       《火力发电厂分散控制系统技术规范书》等文件对DCS招标及设计工作意义重大，但作为指导性文件，一些技术条款、指标贯彻落实情况不甚理想。
       DCS应用软件设计工作应逐步走向标准化。一些实力雄厚的科研院所、工程单位或供货商按ISO 9001 2000版要求建立了完整的质量标准体系，包括DCS应用软件设计在内均有“作业指导书”“检验标准” 等体系文件。按标准程序完成设计工作，可保证设计质量。
       4.3 加强培训，提高运行、维护水平是提高DCS应用水平的有效途径
       对用户的培训，确保其对DCS的正确维护使用，是提高运行水平使机组安全、可靠、高效运行的重要保证。
       作为DCS长期直接使用者，运 行、维护人员深入了解DCS（性能、功能），不仅有助于正确、准确、迅速完成运行操作，还可能结合运行实践，提出有益于DCS修改、完善的合理化建议。
       电站仿真技术近年来发展较快，基于物理机理的全范围、全过程仿真系统已被运行人员认可。运行人员可在相同（相当）的人机界面得到训练、实践，同时该类仿真系统的分析功能还可为DCS控制策略的制定提供参考、帮助。仿真系统未来将在运行人员培训，提高DCS应用水平方面发挥作用。
       4.3 强化考核
       考核是管理的重要环节，要提高DCS在国内电站应用水平，强化考核无疑是有效促进手段之一。当前，国内无论是新建项目还是改造工程，DCS在投运后，进行规范的考核测试的案例数量少，比例低。一些用户在招标及合同阶段的“高标准、严要求”最终因未进行权威、公正的考核、测试而落空。考核缺位形成了DCS项目的开放式管理，难以保证应用效果。
       现行各项考核标准所规定的各项指标，只能算平均先进水平，但要全面满足标准要求也有一定难度。必须通过规范设计、深入反复调整试验，使得控制系统达到一定水平才可能通过测试、考核。
       若能将考核工作制度化、规范化，必将从政策上促进DCS应用水平的提高。
       5、结束语
       DCS在我国火电厂的普遍应用使机组的自动化水平明显提高，但DCS技术的成熟应用以及DCS强大功能不应被夸大。新的电力形势要求我们从管理、设计、考核、培训等多方面着手，进一步提高DCS的安全可靠性，改善DCS自动控制效果，使DCS在火电厂的应用达到新的境界。