DCS控制系統改造可行性研究

關鍵詞：DCS控制系統；系統改造；睿藍maxCHD；技術對比

中圖分類號：TP277 文獻標志碼：A 文章編號：1671-0797（2025）16-0005-04

D0I ： 10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2025.16.002

0 引言

華電漯河發電有限公司2號機組自2010年投產以來，其DCS控制系統已連續運行超過14年，其間設備老化、系統響應延遲及備件短缺問題日益顯現。在國家推動能源數字化轉型和控制系統國產化的政策背景下，該系統在適應深度調峰、電網一次調頻及信息安全要求等方面已面臨嚴峻挑戰。為提升機組運行的安全性和經濟性，開展DCS控制系統改造具備現實緊迫性與戰略導向意義。

1 控制系統現狀分析

1.1 系統老化與控制性能退化

華電漯河發電有限公司2號機組DCS控制系統自2018年投入運行以來，經歷了七年的連續穩定運行，設備硬件逐漸出現性能衰退現象。核心分散控制單元（DPU）與輸入輸出模塊在長期負荷壓力下性能下降，處理單元在高負荷運行條件下響應時間延長，導致控制回路指令執行速度減慢，負荷波動過程中的調節速率顯著降低。部分I/O模塊因接口老化出現接觸不良，模擬量采集精度下降，信號漂移問題頻發，直接影響到主汽溫、主汽壓、抽汽流量等關鍵控制參數，調節精度與系統穩定性受到明顯制約1。隨著設備內部存儲單元老化，控制指令的處理穩定性逐漸削弱，異常中斷和邏輯錯位的潛在風險增加。系統整體控制品質明顯下滑，在AGC負荷指令響應、機組深度調峰和一次調頻測試中，頻繁出現調節滯后和穩態偏差放大的現象。

1.2 通信可靠性下降與冗余不足

現有DCS系統通信網絡采用10/100M冗余以太網架構，物理基礎設施經過多年運行后出現帶寬瓶頸，通信鏈路老化現象明顯。關鍵節點間的實時數據交換延遲增加，廣播風暴與數據包丟失問題時有發生，導致指令傳輸不及時、趨勢數據中斷等故障風險累積。網絡架構中冗余切換機制存在響應遲緩問題，局部故障無法實現快速切換隔離，易形成局部故障向系統級擴展的鏈式效應。控制器組網結構采用集中式星型連接，中心交換節點負荷過重，一旦主交換鏈路出現異常，整體控制鏈的穩定性就會受到嚴重威脅。部分外圍子系統與主控網絡之間的物理鏈路老化，接觸不良問題導致網絡層頻繁產生閃斷現象，加劇了數據同步異常與信息延遲。網絡設備內部同步機制陳舊，無法支撐當前多源數據高速交互的需求。

1.3 智能化對接受限與運維風險加劇

當前DCS系統支持的通信協議數量有限，面對SIS系統、環保數據上傳、深度調峰優化平臺等多源異構系統時，存在接口標準不統一、數據交互延遲高、協議兼容性差等問題，形成明顯的信息孤島現象。系統架構缺乏向云邊協同、AI輔助決策等先進應用場景的拓展能力，無法滿足智慧電廠對數據融合、預測性維護和智能優化調控的需求。硬件平臺和軟件系統封閉性強，限制了系統快速適應新標準和新技術的能力邊界。XDPS-400e系列核心模塊因停產導致備件供應渠道收縮，維修周期顯著延長，運維成本持續攀升。故障模塊替換受限，增加了單點故障引發長時間停機的潛在風險。維護團隊需投入更多人工成本與故障排查時間，且難以對現有系統進行有效的安全加固和智能化擴展，整體運維保障能力呈下降趨勢。

2 技術改造方案設計

2.1 控制系統性能優化設計

華電漯河發電有限公司2號機組DCS系統長期運行導致硬件性能退化、控制響應遲滯的問題，為此需針對核心控制單元與輸入輸出模塊進行系統性優化。整體設計思路圍繞提升控制精度、縮短響應時間、增強運行穩定性展開。控制系統核心將采用新一代高性能國產化DPU控制器，搭載自主研發的實時操作系統，具備微秒級周期運算能力，能有效緩解現有系統在負荷快速變化下響應遲緩的問題[2]。I/O系統結構將進行全面重構，引入高精度模擬量采集模塊和數字量隔離保護模塊，以保障信號采集準確性和干擾抑制能力。針對主汽溫、抽汽流量等關鍵調節回路，重新梳理控制邏輯算法，優化調節器PID參數匹配，實現負荷變化過程中的動態響應跟蹤與穩定性提升。

通過控制系統整體算力提升與邏輯響應鏈條優化，顯著縮短從指令下達到執行反饋的時間，提高系統調節品質和運行穩定性。優化設計中同步納入異常邏輯快速診斷模塊，增強對異常數據漂移、邏輯執行延遲、信號丟失等潛在故障的自檢測能力。

2.2 通信與冗余架構升級

針對現有網絡通信能力不足、冗余鏈路故障切換延遲的問題，改造設計將整體重構通信與冗余架構，構建高速、穩定、具備強自愈能力的DCS通信網絡體系。網絡核心層將采用千兆雙冗余以太網結構，部署獨立主控交換機與備控交換機，主備之間以光纖高速互聯，保障數據同步實時性與路徑切換即時性[3]。接入層引入分布式冗余交換節點，實現DPU、I/O模塊、操作員站點等分散設備的多鏈路接入，消除單點故障隱患。數據傳輸協議升級至工業以太網實時通信標準，采用實時數據幀優先調度策略，提升在高負載條件下的數據交換可靠性。

鏈路管理機制引入鏈路故障自動檢測與切換技術，一旦檢測到通信延遲異常或鏈路中斷，系統將在毫秒級時間內完成數據流重新分配，避免因網絡異常導致的控制系統整體性能下降。電源系統同步優化為雙路UPS供電冗余，提升網絡設備在外部供電波動條件下的連續工作能力。

2.3 智能功能拓展與運維提升

集成數據標準化中臺，統一各子系統的數據格式與時間戳管理，打通數據孤島，構建端到端的信息流閉環體系。系統安全防護能力同步提升，部署基于國密標準的通信加密模塊及身份認證體系，有效抵御非法接入與網絡攻擊，保障關鍵信息基礎設施運行安全。運維方面，控制系統架構將引入遠程智能運維平臺，基于實時數據監測、設備健康狀態評估與故障預警推送，逐步實現運維由被動反應式向主動預測式轉型[4]。

核心控制單元與關鍵通信節點設置在線監測模塊，支持設備運行數據與故障日志的邊緣處理與云端同步上傳，方便后端智能診斷系統快速識別潛在故障源。平臺層面支持運維操作記錄自動歸檔與風險事件閉環追蹤，顯著提升了運維工作標準化與透明化水平。

改造后DCS網絡系統拓撲圖如圖1所示。

3 技術可行性與對比分析

3.1 評估指標體系構建

針對2號機組DCS控制系統改造后的技術效果，需構建覆蓋動態響應、控制精度、通信穩定性、冗余切換、智能支撐與運維保障六大方面的評估指標體系，量化改造前后性能變化，每項指標按優、良、差三個等級設定分值區間。優等級指標表現需達到行業先進標準，得分區間設定為90分至100分；良等級對應符合常規運行需求，得分區間設定為70分至89分；差等級反映性能存在明顯短板，得分低于70分[5]。

具體指標、分值劃分標準如表1所示。

3.2 改造前后技術狀態對比分析

現有系統在動態響應、控制精度、通信可靠性、智能對接與運維能力等方面存在明顯短板。主汽溫、抽汽流量等調節回路響應時間普遍超過 250ms ，負荷變化過程中的跟蹤滯后現象顯著。控制精度方面，穩態偏差區間集中在 ±1%～±1.5% ，調節穩定性不足。通信鏈路年故障率高于 0.5% ，廣播風暴與鏈路中斷導致控制信號延遲、局部失穩現象頻發。冗余切換時延普遍超過 200ms ，網絡自愈能力不足，存在局部故障擴散風險。系統智能對接能力受限，僅支持單一協議，數據孤島問題嚴重。運維方面，缺乏遠程健康監測與智能故障預警，檢修響應周期長。

圖1改造后DCS網絡系統拓撲圖

表1技術改造效果評估指標及分值標準

針對上述問題，改造后系統核心控制單元升級為高性能國產DPU，動態響應時間壓縮至 80ms 以內，負荷變化適應能力明顯提升。控制回路優化重構后，穩態偏差控制在 ±0.3% 以內，調節品質大幅提升。通信網絡架構采用千兆雙冗余設計，鏈路故障率降低至 0.05% 以下，網絡可靠性與實時數據傳輸能力同步增強。冗余切換邏輯優化后，故障切換時延縮短至 30ms 以內，系統穩定性顯著提高。智能對接層面，系統兼容OPCUA、ModbusTCP/IP與IEC61850協議，完成與廠級SIS系統及智能平臺的全面對接。遠程智能運維平臺建設后，實現設備狀態在線監測、健康評分與故障預測推送，運維響應速度與精準度同步提升。改造前后各項關鍵技術指標變化如表2所示。

3.3 綜合可行性評價結論

綜合各項評估指標對比結果與權重加權分析，現有系統在響應速度、控制精度、通信可靠性、冗余切換、智能化水平與運維便捷性六個方面均存在較大短板，整體加權得分僅為54分，遠低于智慧電廠建設技術要求。改造方案實施后，各單項指標評分均大幅提升，系統響應時間與控制精度達到優良水平，通信鏈路穩定性與冗余自愈能力顯著增強，智能對接協議支持豐富。遠程智能運維體系建成后，設備運行狀態實時可視，運維響應周期明顯縮短，故障預測率顯著提高。綜合加權得分預計可達93分以上，技術水平實現質的飛躍。改造后系統可全面滿足深度調峰、高比例新能源接入、智慧電廠智能管理等新形勢下對電廠DCS控制系統的綜合性能要求，具備較強的推廣應用價值，為后續機組安全、經濟、智能運行提供了有力保障。

表2技術改造前后主要指標對比

4結束語

本研究圍繞2號機組DCS控制系統性能退化與智能化不足問題，構建系統評估指標體系，提出控制性能優化、通信架構升級與智能功能拓展改造方案。

改造后系統在響應時間、調節精度、鏈路可靠性、冗余切換能力與智能對接水平等方面得到了全面提升，改造前后各項指標評分由不足70分提升至90分以上。

綜合可行性評估表明，改造措施能夠有效消除原系統短板，支撐機組運行智能化轉型與安全穩定發展目標實現。

[參考文獻]

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[3]李鵬飛，陳笑.機組凝結水精處理控制系統故障分析及可靠性改造[J].電工技術，2025（2）：4-6.

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[5]潘正偉，陳茹倩，劉佳.某超臨界機組汽輪機控制系統改造設計[J].熱力透平，2025，54（1）：66-71.