DCS实验装置

㈠ 减压蒸馏实验装置的控制变量是什么

54转 永立 抚顺石油化工研究院

DCS在我国炼油厂应用已有15年历史，有20多家炼油企业安装使用了不同型
号的DCS，对常减压装置、催化裂化装置、催化重整装置、加氢精制、油品调合等实施
过程控制和生产管理。其中有十几套DCS用于原油蒸馏，多数是用于常减压装置的单回
路控制和前馈、串级、选择、比值等复杂回路控制。有几家炼油厂开发并实施了先进控制
策略。下面介绍DCS用原油蒸馏生产过程的主要控制回路和先进控制软件的开发和应用
情况。
一、工艺概述
对原油蒸馏，国内大型炼油厂一般采用年处理原油250～270万吨的常减压装置
，它由电脱盐、初馏塔、常压塔、减压塔、常压加热炉、减压加热炉、产品精馏和自产蒸
汽系统组成。该装置不仅要生产出质量合格的汽油、航空煤油、灯用煤油、柴油，还要生
产出催化裂化原料、氧化沥青原料和渣油；对于燃料一润滑油型炼油厂，还需要生产润滑
油基础油。各炼油厂均使用不同类型原油，当改变原油品种时还要改变生产方案。
燃料一润滑油型常减压装置的工艺流程是：原油从罐区送到常减压装置时温度一般为
30℃左右，经原油泵分路送到热交换器换热，换热后原油温度达到110℃，进入电脱
盐罐进行一次脱盐、二次脱盐、脱盐后再换热升温至220℃左右，进入初馏塔进行蒸馏
。初馏塔底原油经泵分两路送热交换器换热至290℃左右，分路送入常压加热炉并加热
到370℃左右，进入常压塔。常压塔塔顶馏出汽油，常一侧线（简称常一线）出煤油，
常二侧线（简称常二线）出柴油，常三侧线出润料或催料，常四侧线出催料。常压塔底重
油用泵送至常压加热炉，加热到390℃，送减压塔进行减压蒸馏。减一线与减二线出润
料或催料，减三线与减四线出润料。
二、常减压装置主要控制回路
原油蒸馏是连续生产过程，一个年处理原油250万吨的常减压装置，一般有130
～150个控制回路。应用软件一部分是通过连续控制功能块来实现，另一部分则用高级
语言编程来实现。下面介绍几种典型的控制回路。
1．减压炉0．7MPa蒸汽的分程控制
减压炉0．7MPa蒸汽的压力是通过补充1．1MPa蒸汽或向0．4MPa乏气
管网排气来调节。用DCS控制0．7MPa蒸汽压力，是通过计算器功能进行计算和判
断，实现蒸汽压力的分程控制。0．7MPa蒸汽压力检测信号送入功能块调节器，调节
器输出4～12mA段去调节1．1MPa蒸汽入管网调节阀，输出12～20mA段去
调节0．4MPa乏气管网调节阀。这实际是仿照常规仪表的硬分程方案实现分程调节，
以保持0．7MPa蒸汽压力稳定。
2．常压塔、减压塔中段回流热负荷控制
中段回流的主要作用是移去塔内部分热负荷。中段回流热负荷为中段回流经热交换器
冷却前后的温差、中段回流量和比热三者的乘积。由中段回流热负荷的大小来决定回流的
流量。中段回流量为副回中路，用中段热负荷来串中段回流流量组成串级调节回路。由D
CS计算器功能块来求算冷却前后的温差，并求出热负荷。主回路热负荷给定值由工人给
定或上位机给定。
3．提高加热炉热效率的控制
为了提高加热炉热效率，节约能源，采取了预热入炉空气、降低烟道气温度、控制过
剩空气系数等方法。一般加热炉控制是利用烟气作为加热载体来预热入炉空气，通过控制
炉膛压力正常，保证热效率，保证加热炉安全运行。
（1）炉膛压力控制
在常压炉、减压炉辐射转对流室部位设置微差压变送器，测出炉膛的负压，利用长行
程执行机构，通过连杆来调整烟道气档板开度，以此来维持炉膛内压力正常。
（2）烟道气氧含量控制
一般采用氧化锆分析器测量烟道气中的氧含量，通过氧含量来控制鼓风机入口档板开
度，控制入炉空气量，达到最佳过剩空气系数，提高加热炉热效率。
4．加热炉出口温度控制
加热炉出口温度控制有两种技术方案，它们通过加热炉流程画面上的开关（或软开关
）切换。一种方案是总出口温度串燃料油和燃料气流量，另一种方案是加热炉吸热一供热
值平衡控制。热值平衡控制需要使用许多计算器功能块来计算热值，并且同时使用热值控
制PID功能块。其给定值是加热炉的进料流量、比热、进料出口温度和进口温度之差值
的乘积，即吸热值。其测量值是燃料油、燃料气的发热值，即供热值。热值平衡控制可以
降低能耗，平稳操作，更有效地控制加热炉出口温度。该系统的开发和实施充分利用了D
CS内部仪表的功能。
5．常压塔解耦控制
常压塔有四个侧线，任何一个侧线抽出量的变化都会使抽出塔板以下的内回流改变，
从而影响该侧线以下各侧线产品质量。一般可以用常一线初馏点、常二线干点（90％干
点）、常三线粘度作为操作中的质量指标。为了提高轻质油的收率，保证各侧线产品质量
，克服各侧线的相互影响，采用了常压塔侧线解耦控制。以常二线为例，常二线抽出量可
以由二线抽出流量来控制，也可以用解耦的方法来控制，用流程画面发换开关来切换。解
耦方法用常二线干点控制功能块的输出与原油进料量的延时相乘来作为常二线抽出流量功
能块的给定值。其测量值为本侧线流量与常一线流量延时值、常塔馏出油量延时值之和。
组态时使用了延时功能块，延时的时间常数通过试验来确定。这种自上而下的干点解耦控
制方法，在改变本侧线流量的同时也调整了下一侧线的流量，从而稳定了各侧线的产品质
量。解耦控制同时加入了原油流量的前馈，对平稳操作，克服扰动，保证质量起到重要作
用。
三、原油蒸馏先进控制
1．DCS的控制结构层
先进控制至今没有明确定义，可以这样解释，所谓先进控制广义地讲是传统常规仪表
无法构造的控制，狭义地讲是和计算机强有力的计算功能、逻辑判断功能相关，而在DC
S上无法简单组态而得到的控制。先进控制是软件应用和硬件平台的联合体，硬件平台不
仅包括DCS，还包括了一次信息采集和执行机构。
DCS的控制结构层，大致按三个层次分布：
·基本模块：是基本的单回路控制算法，主要是PID，用于使被控变量维持在设定
点。
·可编程模块：可编程模块通过一定的计算（如补偿计算等），可以实现一些较为复
杂的算法，包括前馈、选择、比值、串级等。这些算法是通过DCS中的运算模块的组态
获得的。
·计算机优化层：这是先进控制和高级控制层，这一层次实际上有时包括好几个层次
，比如多变量控制器和其上的静态优化器。
DCS的控制结构层基本是采用递阶形式，一般是上层提供下层的设定点，但也有例
外。特殊情况下，优化层直接控制调节阀的阀位。DCS的这种控制结构层可以这样理解
：基本控制层相当于单回路调节仪表，可编程模块在一定程度上近似于复杂控制的仪表运
算互联，优化层则和DCS的计算机功能相对应。原油蒸馏先进控制策略的开发和实施，
在DCS的控制结构层结合了对象数学模型和专家系统的开发研究。
2．原油蒸馏的先进控制策略
国内原油蒸馏的先进控制策略，有自行开发应用软件和引进应用软件两种，并且都在
装置上闭环运行或离线指导操作。
我国在常减压装置上研究开发先进控制已有10年，各家技术方案有着不同的特点。
某厂最早开发的原油蒸馏先进控制，整个系统分四个部分：侧线产品质量的计算，塔内汽
液负荷的精确计算，多侧线产品质量与收率的智能协调控制，回流取热的优化控制。该应
用软件的开发，充分发挥了DCS的强大功能，并以此为依托开发实施了高质量的数学模
型和优化控制软件。系统的长期成功运行对国内DCS应用开发是一种鼓舞。各企业开发
和使用的先进控制系统有：组份推断、多变量控制、中段回流及换热流程优化、加热炉的
燃料控制和支路平衡控制、馏份切割控制、汽提蒸汽量优化、自校正控制等，下面介绍几
个先进控制实例。
（1）常压塔多变量控制
某厂常压塔原采用解耦控制，在此基础上开发了多变量控制。常压塔有两路进料，产
品有塔顶汽油和四个侧线产品，其中常一线、常二线产品质量最为重要。主要质量指标是
用常一线初馏点、常一线干点和常二线90％点温度来衡量，并由在线质量仪表连续分析
。以上三种质量控制通常用常一线温度、常一线流量和常二线流量控制。常一线温度上升
会引起常一线初馏点、常一线干点及常二线90％点温度升高。常一线流量或常二线流量
增加会使常一线干点或常二线90％点温度升高。
首先要确立包括三个PID调节器、常压塔和三个质量仪表在内的广义的对象数学模
型：
式中：P为常一线产品初馏点；D为常一线产品干点；T〔，2〕为常二线产品90
％点温度；T〔，1〕为常一线温度；Q〔，1〕为常一线流量；Q〔，2〕为常二流量
。
为了获得G（S），在工作点附近采用飞升曲线法进行仿真拟合，得出对象的广义对
象传递函数矩阵。针对广义对象的多变量强关联、大延时等特点，设计了常压塔多变量控
制系统。
全部程序使用C语言编程，按照采集的实时数据计算控制量，最终分别送到三个控制
回路改变给定值，实现了常压塔多变量控制。
分馏点（初馏点、干点、90％点温度）的获取，有的企业采用引进的初馏塔、常压
塔、减压塔分馏点计算模型。分馏点计算是根据已知的原油实沸点（TBT）曲线和塔的
各侧线产品的实沸点曲线，实时采集塔的各部温度、压力、各进出塔物料的流量，将塔分
段，进行各段上的物料平衡计算、热量平衡计算，得到塔内液相流量和气相流量，从而计
算出抽出侧线产品的分馏点。
用模型计算比在线分析仪快，一般系统程序每10秒运行一次，克服了在线分析仪的
滞后，改善了调节品质。在计算出分馏点的基础上，以计算机间通讯方式，修改DCS系
统中相关侧线流量控制模块给定值，实现先进控制。
还有的企业，操作员利用常压塔生产过程平稳的特点，将SPC控制部分切除，依照
计算机根据实时参数计算出的分馏点，人工微调相关侧线产品流量控制系统的给定值，这
部分优化软件实际上只起着离线指导作用。
（2）LQG自校正控制
某厂在PROVOX系统的上位机HP1000A700上用FORTRAN语言开
发了LQG自校正控制程序，对常减压装置多个控制回路实施LQG自校正控制。
·常压塔顶温度控制。该回路原采用PID控制，因受处理量、环境温度等变化因素
的影响，无法得到满意的控制效果。用LQG自校正控制代替PID控制后，塔顶温度控
制得到比较理想的效果。塔顶温度和塔顶拨出物的干点存在一定关系，根据工艺人员介绍
，塔顶温度每提高1℃，干点可以提高3～5℃。当塔顶温度比较平稳时，工艺人员可以
适当提高塔顶温度，使干点提高，便可以提高收率。按年平均处理原油250万吨计算，
如干点提高2℃，塔顶拨出物可增加上千吨。自适应控制带来了可观的经济效益。
·常压塔的模拟优化控制。在满足各馏出口产品质量要求前提下，实现提高拨出率及
各段回流取热优化。馏出口产品质量仍采用先进控制，要求达到的目标是：常压塔顶馏出
产品的质量在闭环控制时，其干点值在给定值点的±2℃，常压塔各侧线分别达到脱空3
～5℃，常二线产品的恩氏蒸馏分析95％点温度大于350℃，常三线350℃馏份小
于15％，并在操作台上CRT显示上述各侧线指标。在保证塔顶拨出率和各侧线产品质
量之前提下优化全塔回流取热，使全塔回收率达到90％以上。
·减压塔模拟优化控制。在保证减压混和蜡油质量的前提下，量大限度拔出蜡油馏份
，减二线90％馏出温度不小于510℃，减压渣油运行粘度小于810■泊（对九二三
油），并且优化分配减一线与减二线的取热。
（3）中段回流计算
分馏塔的中段回流主要用来取出塔内一部分热量，以减少塔顶负荷，同时回收部分热
量。但是，中段回流过大对蒸馏不利，会影响分馏精度，在塔顶负荷允许的情况下，适度
减少中段回流量，以保证一侧线和二侧线产品脱空度的要求。由于常减压装置处理量、原
油品种以及生产方案经常变化，中段回流量也要作相应调整，中段回流量的大小与常压塔
负荷、塔顶汽油冷却器负荷、产品质量、回收势量等条件有关。中段回流计算的数学模型
根据塔顶回流量、塔底吹气量、塔顶温度、塔顶回流入口温度、顶循环回流进口温度、中
段回流进出口温度等计算出最佳回流量，以指导操作。
（4）自动提降量模型
自动提降量模型用于改变处理量的顺序控制。按生产调度指令，根据操作经验、物料平
衡、自动控制方案来调整装置的主要流量。按照时间顺序分别对常压炉流量、常压塔各侧
线流量、减压塔各侧线流量进行提降。该模型可以通过DCS的顺序控制的几种功能模块
去实现，也可以用C语言编程来进行。模型闭环时，不仅改变有关控制回路的给定值，同
时还在打印机上打印调节时间和各回路的调节量。
四、讨论
1．原油蒸馏先进控制几乎都涉及到侧线产品质量的质量模型，不管是静态的还是动
态的，其基础都源于DCS所采集的塔内温度、压力、流量等信息，以及塔内物料／能量
的平衡状况。过程模型的建立，应该进一步深入进行过程机理的探讨，走机理分析和辨认
建模的道路，同时应不断和人工智能的发展相结合，如人工神经元网络模型正在日益引起
人们的注意。在无法得到全局模型时，可以考虑局部模型和专家系统的结合，这也是一个
前景和方向。
2．操作工的经验对先进控制软件的开发和维护很重要，其中不乏真知灼见，如何吸
取他们实践中得出的经验，并帮助他们把这种经验表达出来，并进行提炼，是一项有意义
的工作，这一点在开发专家系统时尤为重要。
3．DCS出色的图形功能一直为人们所称赞，先进控制一般是在上位机中运行，在
实施过程中，应在操作站的CRT上给出先进控制信息，这种信息应使操作工觉得亲切可
见，而不是让人感到乏味的神秘莫测，这方面的开发研究已获初步成效，还有待进一步开
发和完善。
4．国内先进控制软件的标准化、商品化还有待起步，目前控制软件设计时还没有表达
其内容的标准符号，这是一大障碍。这方面的研究开发工作对提高DCS应用水平和推广
应用成果有着重要意义。

㈡ DCS的锅炉给水控制系统的论文邮箱[email protected]

改进汽包水位测量和保护系统

几年来，各火力发电厂积极组织落实《防止电力生产重大事故的二十五项要求》（以下简称《要求》）中第八项“防止锅炉汽包满水和缺水事故”和《国家电力公司电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定（试行）》（以下简称《规定》），但在组织落实的过程中遇到了许多问题，造成各电厂在实际落实中的殊多困难，因而各显神通，使目前国内各电厂的汽包水位测量和保护系统配置以及逻辑设计差异很大，存在很大的事故隐患。这些困难和差异的存在，主要原因是现行的汽包水位测量系统技术落后、测量误差很大、独立测点数量少所造成的。
目前，汽包水位多采用云母水位计、电接点水位计、射线液位计、液位开关、单室平衡器、双室平衡容器等。这些水位计从一次传感转换的原理看，归纳为两种，一种是连通器原理水位计，另一种是差压水位计原理。众所周知，目前的水位计根据上面两种原理设计而生产，采用的工艺结构简单，无法克服因温度变化所造成的测量误差，其误差之大，严格说不能满足锅炉安全经济运行。
一、下面就两种原理的水位计所产生的测量误差作简要分述：
（一） 连通器原理
如图一所示：

不考虑饱和蒸汽（Δh、r//、g）的静压影响有公式（1）成立
Hr/g≈h×r×g --- (1)
H≈h×r/ r/
Δh＝H- h≈(r/ r/ -1)×h --- (2)

g：重力加速度
r：测量筒内水柱的平均密度
r/：汽包内饱和水密度
r//：饱和蒸汽密度
h：测量筒内水位
Δh：汽包内水位与测量筒内水位差
由公式（2）可以看出，Δh与饱和水的密度r/，测量筒内水柱的平均密度r，以及水位的高低h有关（这里r永远大于或等于r/，当r≥r/时，r r/≥1，Δh就存在），当r＝r/时，Δh＝0，否则Δh永远存在，而饱和水的密度r/与汽包压力有关，测量筒内水柱的平均密度r与汽包压力、水位的高低、测量筒的结构、测量筒所处环境的温度和风向、取样管的通径等均有关系，而且影响非常大，这样r存在着很大的不确定性。同一台无盲区云母水位计的两个测量管中的水位在0水位附近相差10-20mm，水位越高误差越大，水位越低误差越小。这一误差只是一个环境温度和结构不同而造成的，那么试想，在汽包不同位置取样，不同结构的连通式水位计在汽包0水位时，其相差要控制在30 mm之内是困难的。由于这一原因，无论你的云母水位计、牛眼水位计、电接点水位计、射线液位计、液位开关如何好，其测量结果也是误差很大而不真实的。
通过几个电厂的测试，200MW机组在额定工况时， 云母水位计比实际水位偏低110mm左右，而亚临界的锅炉偏低150mm左右，各电厂为克服这一误差而将电接点零点和云母水位计标尺下移 ： 50、60、80（670t/h）100、120、150（亚临界炉）mm不等。下移的结果只能是汽包水位在零水位时减少测量误差，在高低水位时，却增大了误差，尤其是在低水位停炉值附近，水位显示反而要偏高。这样干扰了运行人员的事故水位判断，不利于运行人员有效控制锅炉安全运行，在低压时，误差较大，不利于启炉和低负荷时运行监视。
（二） 差压水位计（单室平衡容器）
如图二所示：无论是教科书，还是部颁文件，更严重的是实际应用中的单室平衡容器，也是如此安装。

下面就单室平衡容器的测量误差作一简要分析：
当ΔP2＝0时，有公式(3)成立
H＝（r- r//）g.L-ΔP1 ---（3）
g(r/ - r// )

式中ΔP1：变送器所测参比水柱与汽包内水位的差压值（ΔP2＝0时）
L：参比水柱高度
r：参比水柱的平均密度
ΔP2：正、负压侧仪表管路的附加差压
这里饱和蒸汽和饱和水的密度（r//、r/）是汽包压力P的单值非线性函数，通过测量汽包压力可以得到，而参比水柱中水的平均密度r具有很大的不确定性是造成测量误差的主要原因之一。
图二所示，单室平衡容器的顶部始终是饱和蒸汽、与其相接触的水面为饱和水。单室平衡容器除了向外辐射传热外，它还将沿着金属壁以及水向下导热传热，参比水柱的温度分布如图三所示：
参比水柱的温度分布t=f(x)是参比水柱的指数函数，其函数关系与筒体的结构、表管的管径、环境温度、风向、保温情况等有关，具有很大的不确定性。秦皇岛热电厂 “12.16”事故后，通过对＃3炉平衡容器和管子外表面温度测试，采用保守的计算误差为+108mm。该厂水位计的量程是±400 mm，保护定值为-384 mm，炉干锅爆管后，CRT仍然显示-327 mm，测量误差是造成汽包水位低保护拒动的主要原因。(汽水侧取样管距离L为850 mm)
附：“秦皇岛热电厂＃4炉汽包水位低保护拒动专题分析报告”
从＃3炉的试验记录看，参比水柱表管保温与不保温相差（A-C）最少45mm，最大85 mm，平均相差67 mm，而加了伴热和保温的相差（B-C）最少125 mm,最大172 mm,平均相差142 mm，可见参比水柱温度变化，对水位实际测量结果的影响是相当大的。加保温不伴热的表管（A）虽然只比裸露的表管（C）高17℃，但平衡容器下端相当一段距离表管的温度要远高于不保温的表管。
附：“石横电厂300MW机组汽包水位计情况汇总”
石横电厂实验的情况与秦皇岛热电厂一样，说明如图二所示,单室平衡容器的安装方式是不可取的，必须予以改正。
双室平衡容器众所周知，它是部分机械补偿，只是在一定压力和测量范围内误差较小，而在锅炉启、停炉和事故时，误差很大，不能使用。在《要求》和《规定》中，不再提倡使用，在此不再赘述。同时，建议取消双波纹差压水位计。
综上所述，目前所安装的汽包水位计测量随机误差很大，根本不能满足《要求》和《规定》中所要求“当各水位计偏差大于30 mm时，应立即停炉处理”以及“锅炉水位保护未投入，严禁启动锅炉”，它也是各电厂难以落实《要求》和《规定》的主要原因。
由上述可知，造成测量误差的主要原因是连通器测量筒内的水温（水密度）和平衡容器参比水柱水温（水密度）所引起的。解决了水温问题也就克服了由于水温变化不确定所造成的较大随机误差。
二、下面简要介绍一下几种新的汽包水位计工作原理，它们成功的解决了由温度引起的测量误差大问题，使汽包水位得以准确测量成为可能。
（一）内置式单室平衡容器
如图四所示：

H=L-ΔP /g(r/ - r// ) --- (4)
(4)式中L、g为常数，r/ - r//是汽包压力的单值函数，ΔP是变送器测得的差压值，故此消除环境温度对参比水柱密度的影响，从而克服了这一误差。

图五（附彩图）
图五是通辽电厂＃1炉安全门误动后的一组数据曲线，1.2.3为汽包压力，4.5.6为原单室平衡容器的水位曲线，7为内置式单室平衡容器的水位曲线，从图中可看出，安全门动作的干扰对内置式平衡容器的影响不大，与原单室容器一样，可测量结果相差却很大。
（二） GJT高精度取样电极测量筒
如图六所示

GJT高精度取样电极测量筒采用综合技术，实现全工况真实取样、高可靠性测量传感。
2.1高精度取样
利用传热学原理使水样平均温度逼近汽包内饱和水温，取样水柱逼近汽包内水位，使电极如同在汽包内部一样检测，实现水位高精度测量。
2.1.1加热水样
在测量筒内部设置笼式内加热器，利用饱和汽加热水样。加热器由不同传热元件构成。加热方式有内热和外热。内热既有水柱径向传热元件，又有轴向分层传热元件。加热器上口敞开，来自汽侧取样管的饱和蒸汽（a）进入加热器，像汽笼一样加热水柱。传热方式与结构设计既有利于增加加热面积（GJT设计可做到加热面积是筒体散热面积的1.4倍），又有利于热交换。
饱和蒸汽（a）在加热器中放出汽化潜热，其凝结水由排水管引至下降管，以下降管与汽包为一侧,以排水管与加热器为另一侧构成连通器。裸露的排水管中平均水温低于下降管水温，水位则低于下降管侧。连通点标高愈低，压力愈高，水位差愈大。为保证排水管侧水位不会升至加热段而减小加热面积，要求连通点选在汽包中心线下15m。这样可使压力为6.0 MPa时，排水管中水位在加热器之下0.5 m，当压力低于1.0 MPa时水位才会接近加热器底部影响加热，而1.0 MPa以下压力时的取样误差很小，可忽略不计。所以，加热系统能适应锅炉变参数运行，保证全工况真实取样。
2.1.2 加大水样中饱和水含量
设置冷凝器使新型测量筒比普通测量筒高出许多，来自汽侧取样管的饱和蒸汽在冷凝器中冷凝,大量凝结水(b)（温度为饱和水温）沿壁而下，分区收集，由布置在饱和蒸汽中的数根疏水管在不同深度疏至水样中，将低温水样置换出测量筒。亦可认为新凝结水加大了水样中饱和水含量，提高了水样平均温度。高倍率置换可有效提高水柱温度，并使之上下均匀分布。之所以采用笼式内加热器，是为利用汽侧筒体散热产生的凝结水，进一步减小取样误差和加强水质自优化功能。
以上2种技术的综合使进入水样的热流密度比普通测量筒大得多，热平衡过渡过程时间短。当压力变化引起汽包内水位变化时，热流密度
随之变化，水样温度变化快，故取样对压力变化动态响应快。大量凝结水的生成，在水侧取样管中形成连续流向汽包的高温水流。当汽包水位大幅度升高时返回测量筒的水样少，且水温与饱和温度相差小，故对汽包水位升高的取样动态误差小。笼式内加热器在测量筒内占有相当大比例的空间，与旧型测量筒相比，水柱截面积小得多，故对汽包水位变化响应快。
GJT测量筒内有稳定热源，故对取样管道长度、截面、测量筒现场布置等安装要求宽松于旧型测量筒。
2.2 高可靠性测量传感
2.2.1 准确取样的稳定性与可靠性
利用加热器和冷凝器在一次取样环节消除汽包压力和环境温度的影响，其可靠性与稳定性显然是旧型测量筒所不及的。
2.2.2水质自优化
设置冷凝器除提高水样温度外，更重要的作用是实现取样水质自优化。大量纯净水进入水室，将水质较差的旧水样压至汽包，形成自动净化置换回路，水样为“活水”。设计置换倍率可高达 20次／h，故水质自优化功能强。GJT测量筒的独特优点是：（1）免排污。水质好，减轻了对电极的污染。初装彻底冲洗后，在3～4a大修周期内免排污，既减少了维护量，又可避免热态排污加快电极寿命损耗，减少由此而引起的保护切投次数。（2）可增大水样电阻率，利于减小工作电流，减缓电极的电腐蚀而延长寿命。（3）水质稳定，水样上下水阻率分布较均匀，利于提高二次仪表测量的稳定性，不必经常调整仪表临界水阻。（4）水侧取样管中有连续流向汽包的高温水流，当汽包水位大幅度升降时，电极承受的热冲击较小，减少了电极的热应力，延长了电极的使用寿命。
2.3电极装置组件特点
RDJ型柔性自密封电极（图七所示）组件,是GJT测量筒另一重要外形技术特征。电极安装机械密封是利用了阀门盘根原理，筒内压力增加密封紧力，自紧力与压力成正比，压力愈高，自紧力愈大。加上安装预紧力，有足够紧力保证密封不泄漏。柔性密封材料可耐1000℃高温，承压强度高，回弹性能与热紧性能好。电极带有拆卸螺纹，拆卸方便，一般女工即可操作。而国内外现用电极组件的密封紧力随压力增加而减小，需要预紧力很大，加之采用硬靠机械密封，密封可靠性低，热紧性能差。RDJ电极安装有2°～3°仰角，可防止电极挂水与水渍。
图七所示：
2.4大量程全工况电极传感器
GJT-2000B汽包水位大量程全工况电极传感器是GJT-2000A型测量筒性能的扩展。测量筒在水位事故被迫停炉时可监测到汽包内具体水位事故值，以便事故分析与处理。在启、停炉时减少过渡时间。

表一 GJT-2000高精度取样电极传感器水样温度测量数据
测量次序 1 2 3 4
+300点汽侧温度/℃ 352.8 353.4 301.4 296.7
0点水侧温度/℃ 352.0 352.8 302.2 296.6
-300点水侧温度/℃ 350.0 351.1 304.3 298.8
水侧平均温度/℃ 351. 0 351.9 303.2 297.8
汽包压力/Mpa 17.50 17.64
负荷/MW 270 303
测量时间 17：00 17：30 23：00降负荷时 23：00降负荷时

表一是山西阳光发电有限责任公司（阳泉二电厂）2号1025t/h亚临界汽包炉，于2002年11月12日用I级K型热电偶实测电接点筒内汽、水温度的一组数据，由表一可以看出测量筒内水温与汽温一致，说明筒内的水确实为饱和水。

（三）WDP无盲区低偏差双色水位计
如图八所示
WDP系列无盲区低偏差双色水位计，该产品利用汽包内的饱和蒸汽给水位计表体加热，阻止表计内的饱和水向外传热，再利用冷凝器内冷凝后的饱和水给表计内的水置换，加速表计内的水循环，从而使表计内的水温接近饱和水温度，水位计内的水位在任何时候、任何工况下，接近汽包内的真实水位，达到正确监视汽包水位的目的。利用冷凝器内冷凝后的饱和水置换表计内的水，加速了表计内的循环，由于置换的新水为饱和蒸汽冷凝后的饱和水，含盐低，这样减少了云母片结垢，无形中延长了表计的排污周期。由于表体温度变化小，从而减少了表计的热变形，也就减少了表体的泄漏，延长了表体的检修周期，降低了维护费用。
WDP系列无盲区低偏差双色水位计的优点：
● 低偏差（由于加入饱和汽伴热管和饱和水置换，使表体内的水温接近汽包内的水温，所以能够真实反映汽包中的水位）
● 无盲区（有两侧水位管的五窗云母，使得水位只要在五窗云母上下边界内，水位即可清晰可见）
● 使用寿命长，泄漏率低，维护费用低
三种新型的汽包水位测量仪表解决了汽包水位测量误差大的关键技术问题，使准确测量汽包水位成为现实。
马头电厂应用GJT测量筒运行了3年后，测量筒零位与汽包内水线中心实测相差23mm。
图九是2003年10月26日，用红外线测温仪对通辽电厂1号670t/h超高压汽包炉就地水位计外表面温度的测量值,由该图可以看出GJT测量筒上、下温度是一致的,WDP水位计下端温度低于上部、安装于通辽的是没有冷凝器，这样水冷凝得少，下部散热快，温度自然低，因而有偏差，加上冷凝器以后问题可以解决，而旧电接点测量筒上、下温差达98℃，旧云母水位计上、下相差63℃。
表三：通辽电厂1号炉启炉和安全门定跎时实测记录表
由于多数电厂规程要求，以云母水位计为准，而实际上水位计“0”水位时，实际水位高于汽包0水位100 mm左右，长期高水位运行，造成蒸汽品质变差，河南省电力试验研究所对焦作电厂3号炉（670t/h）进行实测，饱和蒸汽电导在-75mm时平均值为1.7μS/cm,而在+100mm时平均值5.5μS/ cm，解决了测量误差大的问题，不仅提高了汽包水位监视的准确性和可靠性，从而也解决了汽包实际长期高水位运行，改善了蒸汽品质，提高机组效率，减少锅炉和汽轮机的锈蚀，延长了主设备的寿命。
三、汽包水位测量取样点不足
《规定》3.1条要求“每个水位测量装置都应具有独立的取样孔。不得在同一取样孔上并联多个水位测量装置，以避免相互影响，降低水位测量的可靠性”。然而殊多汽包测孔数较少，尤其是新近几年生产的锅炉只有四对。“汽包水位多测孔专利技术”，利用汽包原有内孔较大的测孔接管（母管）作为取样过道，将新增取样管插进汽包内部，在和母管取样口有一定距离的地点取样，从而不需在汽包上开孔而增加独立取样测孔。一般情况下可增加4对汽、水测孔。增孔风险小、施工方便、易管理、工期短。该技术还可以将在汽包中段的测点移至汽包封头，为监视主表和保护仪表提供优质取样点。成功的解决了水位测点不足的问题，满足了《规定》3.1条的要求。
四、汽包水位保护
目前国内各电厂的汽包水位保护系统设计差异很大，超高压锅炉未投保护的多，亚临界炉单用差压水位信号的多，少数电厂用水位开关或几种水位计作逻辑来带保护，其原因是各厂重视程度和技术理解不一致，国家没有一个较好的统一标准所造成的。下面就汽包水位保护的设计谈谈我们的看法。
4.1不宜单独用变送器信号来带汽包水位保护，理由有五点。
第一、水位测量信号不稳定，影响因素太多，不可靠。(如图二中所示)仪表管路由于保温伴热,其他热源的干扰等都会造成ΔP2的附加差压出现，使之产生较大的测量误差，而这一误差易被人忽视。
第二、 水位测量转换的环节太多，因此故障点也多，使测量不可靠。
第三、 由于外部干扰如电源消失，仪表管路和变送器冻结，表管、阀门泄漏等，都会使测量信号发生问题，而不可靠。
第四、 有背《火力发电厂设计技术规程》DL5000-94“热工保护用的接点
信号宜来自一次仪表”之规定。
第五、 “危险集中”，《规定》要求只配了三台差压水位信号，该信号即用于调节、显示，又用于保护，有背“保护用信号应独立取样”的设计原则。
安徽某电厂一台1025t/h，强制循环炉，因一台变送器损坏泄漏，喷射到相邻变送器，使两台变送器指示偏高,给水自动减水，造成汽包水位低，而低水位保护拒动，后人工打闸停机，检查炉水循环泵汽蚀。秦皇岛热电厂“12.16”事故低水位保护拒动，都充分证明单独使用差压水位信号作为保护是不可取的。
4.2 汽包水位保护建议采用2台电接点水位计和三台差压选中信号做三取二逻辑，用于汽包水位保护，理由有五点。
第一、 在《要求》的8.1条中提到“水位计的配置应采用两种以上的工作原理共存的配置方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。”说明一种原理测量的水位信号不够可靠，因此用于保护的信号更因如此。
第二、 过去的电接点水位计、测量误差大，易泄露，而GJT测量筒成功的解决了这两大难题，最早一台是1996年安装在淮阴电厂，至今已有一百多台安装在十几家电厂不同容量的锅炉上，取得了理想的使用效果。
第三、 既满足了《火力发电厂设计技术规程》的要求，又兼顾了《要求》和《规定》两文件的要求，更科学合理。
第四、 使危险分散，提高了保护的可靠性。
第五、 汽包水位保护不同于其它热工保护，其控制有四：1.自动调节。2.热工信号报警和连锁。3.其事故演变是一个相对较缓的过程，有运行人员监视调整。4.水位保护系统最后把关。因此从设计上考虑可相对“稳妥”点，防止保护不必要的误动。
4.3不宜采用水位开关来作保护，理由是：
汽包正常运行很难达到保护动作值，平时又没有传动实验的手段，若水位开关内部出现锈蚀、卡涩，不能动作很难发现，易造成保护拒动，存在着很大的事故隐患。朝阳电厂大修时发现故障，现取消水位开关保护。
五、测量系统改造过程中出现的问题
5.1水侧取样问题
案例一、某电厂为了解决水位测量之间偏差大的问题，将四台变送器的水侧取样管引至汽包中间，虽然解决了水位计之间的偏差问题，但带来了水位测量误差大的问题，锅炉启动后，差压水位比GJT电接点水位计和WDP云母水位计低80～110mm。将其中一台差压水位计的水侧取样管改用一台云母水位计的取样管代替，误差消除，三种水位计之间的偏差在30 mm以内。
案例二、某电厂一台俄制双炉膛分布下降（71根下降管）汽包炉，测量系统改造后，机组负荷在180 MW以下时，各水位计之间偏差符合要求,当负荷高于180MW时，水位在±50mm内变化，各水位计之间偏差符合要求，当水位在±150mm内变化时，差压水位计在±80mm内变化相差很大，分析为水侧取样干扰所致，有检修机会进一步完善。
案例三、某电厂一台俄制双炉膛分布下降（71根下降管）汽包炉，安装2台GJT电接点测量筒，启炉后出现较大测量误差，将测点移至汽包端头后，问题得到了解决。
5.2仪表管路敷设
案例一、在最初的改造中，GJT电接点水位计的排水管，是利用原双室平衡容器的排水管，而排水管与仪表管路并行排列，造成测量误差在140mm左右，重新排列后，误差消除。
5.3GJT全量程电接点水位计的汽侧取样点不可取在集汽导管上
案例一、安装在某电厂的一台GJT全量程电接点水位计的汽侧取样点选择在集汽导管上，虽然采用了全压取样方式，但仍造成水位显示偏高500mm左右，分析集汽导管内的全压要小于汽包内压力，其原因是汽包内的汽水喷淋孔板造成了压损，因此使测量电接点筒显示偏高，有停机机会将取样点改在对空排汽管上，问题可以解决。
5.4仪表阀门杆必须水平安装
案例一、某电厂有一差压水位计信号偏差较大，波动也大，检查发现是取样阀门的门杆垂直安装所致，改正后，问题迎刃而解。分析是阀门低进高出所致，相当于仪表管理出现了“凸”起现象，造成“汽塞”。《要求》和《规定》中也有明确要求。
六、汽包水位事故案例
1958年10月31日，某厂＃2、＃1炉(230t/h)因仪表电源中断，汽、水流量、水位等仪表指示不正常,司炉误判断、误操作，锅炉满水并进入汽机。
1976年10月18日，某厂#3炉水位自调失灵，水位升高至满水，虽开事故放水门和过热器疏水门为时已晚，造成4台(母管制）汽轮机蒸汽带水被迫停机。
1977年1月3日，某电站＃6炉(苏制430t/h)处于启动工况，DDZ差压水位计失灵，自调不能投入靠手动调整水位。70MW负荷时，差压水位计与云母水位计指示基本一致，电接点水位计高50～100mm。90MW负荷时锅炉严重缺水，电接点水位计负值最大，差压水位计－270mm，造成水冷壁爆管。
1977年1月12日，某厂＃2炉(HG410t/h)处于投油点火启动工况带供暖负荷，差压水位计不准确，失去作用，靠司水手拨水位指导运行。因措施执行不力，误监视、误操作,锅炉严重缺水损坏。误判断、误操作，锅炉满水。
1979年11月8日，某厂9台炉8台机运行。3号炉检修后启动阶段60%负荷时，自调失灵，水位高报警，水位高＋160mm，改手动调节，并准备开事故放水门和开排污门时，锅炉严重满水，使主蒸汽母管过水，导致8台炉、7台机停运。
1980年2月8日，某厂＃2炉（HG670t/h）在负荷由150MW升至160MW时，燃烧不稳，水位波动大，运行监视失误，误判断、误操作，锅炉先满水后干锅严重损坏。水冷壁爆管6根另有9根损坏。水冷壁鳍间焊口裂缝，后墙6米多，前墙20米多。
1982年7月25日，某厂＃2炉（苏制670t/h）在大修后启动中1.2-1.8MPa时，锅炉负荷60t/h，差压水位表及差压水位记录表不能投入运行，电接点水位计因测量筒水脏亦不正常作为参考，靠司水手拨水位调整水位。司水监视云母水位计技术不熟练，未能准确报告水位，加之给水流量表因小信号切除无指示，调整给水操作失误，导致锅炉长时间缺水，烧坏249根水冷壁管，构成重大损坏事故。
1982年10月4日，某厂＃4炉（SG400t/h）检修后启动过程中，负荷有40MW猛增到70MW时，由于给水调节操作不当，造成严重缺水，173根水冷壁管烧坏，抢修20天。
1983年6月17日，某厂＃7炉（HG670t/h）因省煤器泄漏临检停炉，因没有大量程水位计指导补水上水操作，操作失误，致使锅炉满水升压，直到锅炉过热器安全门动作才被发现。由于电动主汽门不严，给水进入汽机，造成大轴弯曲重大事故。
1990年1月25日，河南新乡电厂2号锅炉满水事故。在锅炉灭火后恢复过程中，给水调节门漏流大,未能有效控制水位，汽包满水，汽温急剧下降，汽缸等静止部件变形，汽机大轴弯曲、轴系断裂。
1997年12月16日，秦皇岛热电厂#4锅炉断水、低水位保护和后备保护失效的情况下，由于云母水位计量程小，电接点水位计误显示有水，差压水位计正误差大，人员判断错误，致使锅炉较长时间在断水状态下运行，导致水冷壁多处爆管，大面积过热损坏,更换了所有的水冷壁管，构成重大事故。
2002年底，安徽某电厂（1025t/h）强制循环汽包炉，因一台变送器损坏泄漏，喷射到相邻变送器，使两台变送器指示偏高，给水自动减水，造成汽包水位低，而低水位保护拒动,后人工打闸停机，检查炉水循环泵汽蚀。
在我们对各电厂的改造过程中，了解到许多电厂在历史上都发生过汽包水位高低所造成的事故，造成了不同程度的后果。综上所述，改造汽包水位测量和保护系统势在必行。

㈢ 做甩负荷试验为什么要远方dcs上点发电机出口开关分闸 而不是按下发变组紧急跳闸按钮

水库发电机组，在按下机组紧急停机按钮时，动作结果为：
1、跳发电机出口断路器。
2、跳灭磁开关。
3、关闭机组进水主阀。
而选择在远方点发电机出口断路器分闸，结果仅为上述中跳发电机出口开关，原因是因为甩负荷需要检测到以下各项指标：
甩负荷常选择机组带额定负荷的25%、50%、75%、100%几个阶段进行。校验水轮机调节系统动态特性的品质，励磁装置调节响应，轴承摆度，轴瓦温度变化，蜗壳压力变化，压力管道及镇支墩受力检查，控制、保护、信号等二次回路反应等等。

㈣ 变电所电气传动试验是指什么

电气试验是在电气系统、电气设备投入使用前，为判定其有无安装或制造方面的质量问题，以确定新安装的或运行中的电气设备是否能够正常投入运行，而对电气系统中各电气设备单体的绝缘性能、电气特性及机械性等，按照标准、规程、规范中的有关规定逐项进行试验和验证。

通过这些试验和验证，可以及时地发现并排除电气设备在制造时和安装时的缺陷、错误和质量问题，确保电气系统和电气设备能够正常投入运行。

变电所是大型的变电站,里面有大型变压器、电压互感器、电流互感器、线路压变、母线压变、避雷器、开关、闸刀、监控装置等电气设备。

20kV及以下变电所设计应根据工程特点、负荷性质、用电容量、所址环境、供电条件、节约电能、安装、运行和维护要求等因素，合理选用设备和确定设计方案，并应考虑发展的可能性。

(4)DCS实验装置扩展阅读：

变电所的所址应根据下列要求，经技术经济等因素综合分析和比较后确定:

1、宜接近负荷中心;

2、宜接近电源侧;

3、应方便进出线;

4、应方便设备运输;

5、不应设在有剧烈振动或高温的场所;

6、不宜设在多尘或有腐蚀性物质的场所，当无法远离时，不应设在污染源盛行风向的下风侧，或应采取有效的防护措施;

7、不应设在厕所、浴室、厨房或其他经常积水场所的正下方处，也不宜设在与上述场所相贴邻的地方，当贴邻时，相邻的隔墙应做无渗漏、无结露的防水处理;

8、当与有爆炸或火灾危险的建筑物毗连时，变电所的所址应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定;

9、不应设在地势低洼和可能积水的场所;

10、不宜设在对防电磁干扰有较高要求的设备机房的正上方、正下方或与其贴邻的场所，当需要设在上述场所时，应采取防电磁干扰的措施。

㈤ 女生进化工厂做dcs控制前还要去现场工作，这对身体好么，这工作好么还是去实验室好

做DCS操作员前去现场先工作这是必须的，只有充分了解了现场流程和操作才能做好DCS操作，这是对将来现场人员的负责。
对身体好不好这个就看你们是做什么的，或者周边是做什么的。人有足够的安全意识，其实化工厂也不是常识想象的那么严重。另外化工厂的实验室和检验室还是算了吧，那里集合了公司全部的原料和成品，换个角度讲比现场还要不好。我自己在化工厂工作了快10年了，中间经历过两个例子，都是实验室里的。具体什么就不说了。
最后讲，女生嘛！最好结完婚生完小孩再去那种地方工作吧。

㈥ 程控电话，编程谁会，或是有详细资料谁能告诉我

看这个网址吧:

http://www.1000bbs.com/dispbbs.asp?boardID=64&ID=135573&page=1

松下：
松下 KX-T123210DB/D 快速查阅(小猫别进，多图)
松下 KX-T123210DB 编程表
松下 KX-T61610(TP22) 编程表及使用说明1
松下 KX-T61610(TP22) 编程表及使用说明2
松下 TD510I 人机命令
松下集团电话（pabx）全系列手册下载(包括：tp11cn、tp22cn、ta30cn、td88cn、td510cn、tda)

NEC:
NEC EDK-21 中文输入手册(elanwen 提供，繁体中文)
NEC DK 系列操作指南
NEC 2000IPS 说明书
NEC EDK-21 全部资料（英文）和中文说明（35MB）
NEC NEAX ICS 7400M100mx 编程手册（英文）
NEC EDK-21的中文说明书1
NEC EDK-21的中文说明书2
日通工 TX & Nice（NEC AK&DX）系列文件下载
NEC NEAX 2000 IPS 系列资料(petermk 提供)
NEAX 2400 IPX 安装手册(英文)
NEAX 2400 IPX 编程手册(英文)
NEC Aspila Topaz & Ex 系列中文资料
NEC TOPAZ 常用编程(gong_chan)
NEAX2000 MATWorX 32 User's Guide

Siemens:
西门子 hipath 3000 系列经济路由例图
Hicom 318(100E) 编程表及其它资料1
Hicom 318(100E) 编程表及其它资料2
Hicom 370 故障处理
Hicom318Com编程指南(jason_wan)
中文版 HiPath 3000 维护软件(sany1997)
Hicom 318(100E)编程软件(停)
HICOM330E(rayshp)
西门子326/348i维护软件的下载链接(西门子巴西) hipath3000提供
SIEMENS HICOM 326/348I中文简要服务手册(hipath3000提供)
西门子HIPATH4300简单编程说明(amoye)
中文版 HiPath 3000 V4.0维护软件(sany1997)
HiPath 4000 AMO(jason_wan)

Alcatel:
Alcatel 4100 编程表
Alcatel 4100 编程（影印）
Alcatel 4200E 编程表
ALCATEL 4200E 培训资料库(pbx5588)
ALCATEL 4200E 技术资料下载(fanco)
Alcatel 4300M Reconfig Table
Alcatel 4300M 命令列表
阿尔卡特OXO技术资料PPT文档(笑弥陀)
A4400总体介绍(笑弥陀)
A4400术语词汇表(笑弥陀)
Alcatel OXO 系统最大配置表(kevinlin)

Toshiba:
东芝 CTX 命令列表
东芝 CTX 优化路由设置
东芝CTX-100&670 交换机系列文件下载

Samsung:
三星 COREX 人机命令
三星交换机简易说明书(ck95960 提供)
三星iDCS500 PMS(笑弥陀)
samsungNX系列编程手册(fenggsl)
Samsung DCS180i 编程手册

爱立信:
爱立信 MD150A 编程软件 RASC
爱立信 150 编程表
爱立信DCT-1800GAP调试(笑弥陀)
爱立信MD110 交换机 BC11版本技术精华(amoye)
爱立信MD150A精华技术资料(amoye)
爱立信MD150A系统管理员手册{amoye)
爱立信MD150A交换机2005年新资料(amoye)

岩通：
岩通 ADIX 编程表1
岩通 ADIX 编程表2
ADIX(岩通)编程软件使用向导
岩通 ADIX V6.4 用户手册（英文）
岩通机器的E&M接线
岩通 ZT-DT CPUHW 版编程资料

其它交换机：
富士通 E650 编程表

OKI(COM-SR) 编程表

敏迪 Mitel SX2000 手册目录
敏迪 SX-2000L 技术手册（英文）

SSU-12 编程表
SSU-12 故障处理

几个由俄罗斯人写的交换机编程软件

北电pbx技术资料(pbx5588提供)

LG集团电话的编程总汇(听海的歌)

法国北电网络Mercator编程书（xmtopcom）

Avaya下一代语音通信系统(附MERLIN资料)(amoye)
AVAYA酒店功能及PMS接口应用(amoye)
Avaya产品指南(canper)

其它资料：
国内No.7信令方式技术规范

ISDN信令结构

关于“信令”问题的《问答》

T1/E1/PRI 技术概览...

程控数字交换机教学实验装置用户手册

电话主叫识别信息传送及显示功能的检验规程

外置电脑话务员AT2P(英文说明书和编程软件)

....................

㈦ DCS实验室建造需哪些设施

硬件上主要有一下这些，当然电脑，键盘那些肯定也是需要的。
机柜、机笼
数据转发卡
主控制卡
电源箱机笼
电源
配电卡（电流输入）脉冲量输入卡 热电阻信号输入卡
模拟量信号输出卡 开关量信号输入卡
开关量信号输出卡 槽位保护卡
I/O端子板
电源指示卡
中继式集线器
继电器输出端子板
端子板转接模块
继电器、开关电源、接线端子、空开等
UPS电源
不知道你这是什么实验室的改造？顺便做个广告，呵呵，我是深圳江元自控科技有限公司，对DCS工程有多年丰富的经验，是浙大中控授权的系统集成商。所以以上硬件也是按浙大中控的选择的。具体详情可以电话联系：0755-27364199 陈工 www.jiangyuan.com.cn

㈧ 一下DCS组态和PLC组态相互的区别DCS组态有控制的功能吗

DCS与PLC的区别和共通

控制类产品名目繁多，各家叫法不一。通常使用的控制类产品包括DCS、PLC两大类。我们又将DCS的概念拓展到FCS。
DCS（Distributed Contorl System）,集散控制系统，又称分布式控制系统。
PLC（Program Logic Control ）,可编程逻辑控制器。
FCS（FieldBus Contorl Syestem），现场总线控制系统

发展到现在，DCS和PLC之间没有一个严格的界线，在大多数人看来，大的系统就是DCS，小的系统就叫PLC。当然，这么说也不是不可以，但是还不对。现在我们来重新建立这个观念。

首先，DCS和PLC 之间有什么不同？

1、从发展的方面来说：

DCS从传统的仪表盘监控系统发展而来。因此，DCS从先天性来说较为侧重仪表的控制，比如我们使用的YOKOGAWA CS3000 DCS系统甚至没有PID数量的限制（PID,比例微分积分算法，是调节阀、变频器闭环控制的标准算法，通常PID的数量决定了可以使用的调节阀数量）。
PLC从传统的继电器回路发展而来，最初的PLC甚至没有模拟量的处理能力，因此，PLC从开始就强调的是逻辑运算能力。

2、从系统的可扩展性和兼容性的方面来说：

市场上控制类产品繁多，无论DCS还是PLC，均有很多厂商在生产和销售。对于PLC系统来说，一般没有或很少有扩展的需求，因为PLC系统一般针对于设备来使用。一般来讲，PLC也很少有兼容性的要求，比如两个或以上的系统要求资源共享，对PLC来讲也是很困难的事。而且PLC一般都采用专用的网络结构，比如西门子的MPI总线性网络，甚至增加一台操作员站都不容易或成本很高。
DCS在发展的过程中也是各厂家自成体系，但大部分的DCS系统，比如横河YOKOGAWA、霍尼维尔、ABB等等，虽说系统内部（过程级）的通讯协议不尽相同，但操作级的网络平台不约而同的选择了以太网络，采用标准或变形的TCP/IP协议。这样就提供了很方便的可扩展能力。在这种网络中，控制器、计算机均作为一个节点存在，只要网络到达的地方，就可以随意增减节点数量和布置节点位置。另外，基于windows系统的OPC、DDE等开放协议，各系统也可很方便的通讯，以实现资源共享。

3、从数据库来说：

DCS一般都提供统一的数据库。换句话说，在DCS系统中一旦一个数据存在于数据库中，就可在任何情况下引用，比如在组态软件中，在监控软件中，在趋势图中，在报表中……而PLC系统的数据库通常都不是统一的，组态软件和监控软件甚至归档软件都有自己的数据库。为什么常说西门子的S7 400要到了414以上才称为DCS？因为西门子的PCS7系统才使用统一的数据库，而PCS7要求控制器起码到S7 414-3以上的型号。

4、从时间调度上来说：

PLC的程序一般不能按事先设定的循环周期运行。PLC程序是从头到尾执行一次后又从头开始执行。（现在一些新型PLC有所改进，不过对任务周期的数量还是有限制）而DCS可以设定任务周期。比如，快速任务等。同样是传感器的采样，压力传感器的变化时间很短，我们可以用200ms的任务周期采样，而温度传感器的滞后时间很大，我们可以用2s的任务周期采样。这样，DCS可以合理的调度控制器的资源。

5、从网络结构发面来说：

一般来讲，DCS惯常使用两层网络结构，一层为过程级网络，大部分DCS使用自己的总线协议，比如横河的Modbus、西门子和ABB的Profibus、ABB的 CAN bus等，这些协议均建立在标准串口传输协议RS232或RS485协议的基础上。现场IO模块，特别是模拟量的采样数据（机器代码，213/扫描周期）十分庞大，同时现场干扰因素较多，因此应该采用数据吞吐量大、抗干扰能力强的网络标准。基于RS485串口异步通讯方式的总线结构，符合现场通讯的要求。
IO的采样数据经CPU转换后变为整形数据或实形数据，在操作级网络（第二层网络）上传输。因此操作级网络可以采用数据吞吐量适中、传输速度快、连接方便的网络标准，同时因操作级网络一般布置在控制室内，对抗干扰的要求相对较低。因此采用标准以太网是最佳选择。TCP/IP协议是一种标准以太网协议，一般我们采用100Mbit/s的通讯速度。
PLC系统的工作任务相对简单，因此需要传输的数据量一般不会太大，所以常见的PLC系统为一层网络结构。过程级网络和操作级网络要么合并在一起，要不过程级网络简化成模件之间的内部连接。PLC不会或很少使用以太网。

6、从应用对象的规模上来说：

PLC一般应用在小型自控场所，比如设备的控制或少量的模拟量的控制及联锁，而大型的应用一般都是DCS。当然，这个概念不太准确，但很直观，习惯上我们把大于600点的系统称为DCS，小于这个规模叫做PLC。我们的热泵及QCS、横向产品配套的控制系统一般就是称为PLC。

说了这么多PLC与DCS的区别，但我们应该认识到，PLC与DCS发展到今天，事实上都在向彼此靠拢，严格的说，现在的PLC与DCS已经不能一刀切开，很多时候之间的概念已经模糊了。现在，我们来讨论一下彼此的相同（似）之处。

1、从功能来说：

PLC已经具备了模拟量的控制功能，有的PLC系统模拟量处理能力甚至还相当强大，比如横河FA-MA3、西门子的S7 400、ABB 的Control Logix 和施耐德的Quantum系统。而DCS也具备相当强劲的逻辑处理能力，比如我们在CS3000上实现了一切我们可能使用的工艺联锁和设备的联动启停。

2、从系统结构来说:

PLC与DCS的基本结构是一样的。PLC发展到今天，已经全面移植到计算机系统控制上了，传统的编程器早就被淘汰。小型应用的PLC一般使用触摸屏，大规模应用的PLC全面使用计算机系统。和DCS一样，控制器与IO站使用现场总线（一般都是基于RS485或RS232异步串口通讯协议的总线方式），控制器与计算机之间如果没有扩展的要求，也就是说只使用一台计算机的情况下，也会使用这个总线通讯。但如果有不止一台的计算机使用，系统结构就会和DCS一样，上位机平台使用以太网结构。这是PLC大型化后和DCS概念模糊的原因之一。

3、PLC和DCS的发展方向:

小型化的PLC将向更专业化的使用角度发展，比如功能更加有针对性、对应用的环境更有针对性等等。大型的PLC与DCS的界线逐步淡化，直至完全融和。
DCS将向FCS的方向继续发展。FCS的核心除了控制系统更加分散化以外，特别重要的是仪表。FCS在国外的应用已经发展到仪表级。控制系统需要处理的只是信号采集和提供人机界面以及逻辑控制，整个模拟量的控制分散到现场仪表，仪表与控制系统之间无需传统电缆连接，使用现场总线连接整个仪表系统。(目前国内有横河在中海壳牌石化项目中用到了FCS,仪表级采用的是智能化仪表例如:EJX等，具备世界最先进的控制水准)。

如何正确对待PLC和DCS？

我个人从不强调PLC和DCS之间孰优孰劣，我把它们使用了一个新名词“控制类产品”。我们提供给用户的是最适合用户的控制系统。绝大多数用户不会因为想使用一套DCS而去使用DCS，控制类产品必须定位在满足用户的工艺要求的基础之上。其实提出使用DCS还是PLC的用户大抵是从没接触过自控产品或有某种特殊需求的。过分强调这个东东只会陷入口舌之争。
从PLC与DCS之间的区别和共同之处我们了解了控制类产品的大抵情况。注意，作为专业人士，我们自己不要为产品下PLC还是DCS的定义，自己的心理上更不能把产品这样来区别对待。

从概念上讲，PLC、DCS本来就不是一个逻辑层次上的概念，从名称上就能看出：PLC是以功能命名，DCS是以体系结构命名。PLC就可以组成DCS嘛！当然性能差异还是现实的存在，但要具体看产品和需要。从应用角度来说，简单地以PLC、DCS来区分，往往走入误区。

DCS控制系统与PLC控制区别

1. DCS是一种“分散式控制系统”，而PLC只是一种(可编程控制器)控制“装置”，两者是“系统”与“装置”的区别。系统可以实现任何装置的功能与协调,PLC装置只实现本单元所具备的功能.

2. 在网络方面,DCS网络是整个系统的中枢神经，和利时公司的MACS系统中的系统网采用的是双冗余的100Mbps的工业以太网，采用的国际标准协议TCP/IP。它是安全可靠双冗余的高速通讯网络，系统的拓展性与开放性更好.而PLC因为基本上都为个体工作，其在与别的PLC或上位机进行通讯时，所采用的网络形式基本都是单网结构，网络协议也经常与国际标准不符。在网络安全上，PLC没有很好的保护措施。我们采用电源,CPU,网络双冗余.

3. DCS整体考虑方案,操作员站都具备工程师站功能,站与站之间在运行方案程序下装后是一种紧密联合的关系，任何站、任何功能、任何被控装置间都是相互连锁控制, 协调控制;而单用PLC互相连接构成的系统，其站与站（PLC与PLC）之间的联系则是一种松散连接方式，是做不出协调控制的功能。

4. DCS在整个设计上就留有大量的可扩展性接口，外接系统或扩展系统都十分方便，PLC所搭接的整个系统完成后，想随意的增加或减少操作员站都是很难实现的。

5. DCS安全性：为保证DCS控制的设备的安全可靠，DCS采用了双冗余的控制单元，当重要控制单元出现故障时，都会有相关的冗余单元实时无扰的切换为工作单元，保证整个系统的安全可靠。PLC所搭接的系统基本没有冗余的概念，就更谈不上冗余控制策略。特别是当其某个PLC单元发生故障时，不得不将整个系统停下来，才能进行更换维护并需重新编程。所以DCS系统要比其安全可靠性上高一个等级。

6. 系统软件，对各种工艺控制方案更新是DCS的一项最基本的功能，当某个方案发生变化后，工程师只需要在工程师站上将更改过的方案编译后，执行下装命令就可以了，下装过程是由系统自动完成的，不影响原控制方案运行。系统各种控制软件与算法可以将工艺要求控制对象控制精度提高。而对于PLC构成的系统来说，工作量极其庞大，首先需要确定所要编辑更新的是哪个PLC，然后要用与之对应的编译器进行程序编译，最后再用专用的机器（读写器）专门一对一的将程序传送给这个PLC，在系统调试期间，大量增加调试时间和调试成本，而且极其不利于日后的维护。在控制精度上相差甚远。这就决定了为什么在大中型控制项目中（500点以上），基本不采用全部由PLC所连接而成的系统的原因。

7. 模块：DCS系统所有I/O模块都带有CPU，可以实现对采集及输出信号品质判断与标量变换，故障带电插拔，随机更换。而PLC模块只是简单电气转换单元，没有智能芯片，故障后相应单元全部瘫痪。

我们不得不从PLC和DCS的起源谈起：PLC的发展基于制造业的现场控制需求，DCS大发展基于化工行业的连续过程控制和监控。从控制需求分类看，控制系统可分成：顺序控制（PLC的基本功能）、过程控制（DCS）、位置控（CNC）、传动控制（调速或同步），但从发展的角度来看，这几部分控制方式在渐渐融合。如果非要说出不同来，我认为有如下几点：

1、面向对象不同：PLC面向一般工控制领域，通用性强。DCS偏重过程控制，用于化工行业。

2、DCS强调连续过程控制的精度，可实现PID、前馈、串级、多级、模糊、自适应等复杂控制，一般PLC仅具有PID功能，控制精度不如DCS高。

3、DCS系统具有功能强大的SCAND软件包，具有配方功能，并针对不同行开发了专家软件（化工工艺参数配置和控制算法），比PLC应用方便。

最后需要说的，现代PLC已经能够完成DCS的绝大部分功能，并能做冗余或热备，模块也可以带电插拔。选用PLC还是DCS关键看你面向的对象是什么。经济、可靠、便捷才是最重要的。

㈨ 帮我翻译一下

2006/04--2006/09: Major and medium controls DCS to Zhejiang theresearch and the application Software environment: JX300-XP configuration software Hardware environment: The labor controls the computer Project description: Major and medium controls DCS usingZhejiang configuration software Pro 2.5, configurations PFET testinstallation, realizes the single return route, the cascade control,the Smith control. Finally uses VB to compile OPC program molerealization synchronization to read takes the position number data Responsibility description: System configuration -------------------------------------------------------------------------------- 2005/04--2005/07: The PID procere controls the ventilator therotational speed Software environment: Visual Basic Hardware environment: The direct current ventilator, thecomputer, the data acquisition card, tests the box Project description: Develops the PID control procere usingVB, realizes to the ventilator rotational speed PID control! Responsibility description: Is responsible for PID the algorithm VBprocere the development

㈩ DCS及现场总线技术实验-2#水箱液位PID定值控制系统组态。1对系统的认识，装置硬件组成

摘要 【自动控制系统综合实验报告——水箱液位控制】https://mbd..com/ma/s/79hWCLiM