DCS控制系统改造可行性研究

0引言

华电漯河发电有限公司2号机组自2010年投产以来,其DCS控制系统己连续运行超过14年,其间设备老化、系统响应延迟及备件短缺问题日益显现。在国家推动能源数字化转型和控制系统国产化的政策背景下,该系统在适应深度调峰、电网一次调频及信息安全要求等方面己面临严峻挑战。为提升机组运行的安全性和经济性,开展DCS控制系统改造具备现实紧迫性与战略导向意义。

1控制系统现状分析

1.1 系统老化与控制性能退化

华电漯河发电有限公司2号机组DCS控制系统自2018年投入运行以来,经历了七年的连续稳定运行,设备硬件逐渐出现性能衰退现象。核心分散控制单元(DPU)与输入输出模块在长期负荷压力下性能下降,处理单元在高负荷运行条件下响应时间延长,导致控制回路指令执行速度减慢,负荷波动过程中的调节速率显著降低。部分,/O模块因接口老化出现接触不良,模拟量采集精度下降,信号漂移问题频发,直接影响到主汽温、主汽压、抽汽流量等关键控制参数,调节精度与系统稳定性受到明显制约[1]。随着设备内部存储单元老化,控制指令的处理稳定性逐渐削弱,异常中断和逻辑错位的潜在风险增加。系统整体控制品质明显下滑,在AGC负荷指令响应、机组深度调峰和一次调频测试中,频繁出现调节滞后和稳态偏差放大的现象。

1.2通信可靠性下降与冗余不足

现有DCS系统通信网络采用10/100M冗余以太网架构,物理基础设施经过多年运行后出现带宽瓶颈,通信链路老化现象明显。关键节点间的实时数据交换延迟增加,广播风暴与数据包丢失问题时有发生,导致指令传输不及时、趋势数据中断等故障风险累积。网络架构中冗余切换机制存在响应迟缓问题,局部故障无法实现快速切换隔离,易形成局部故障向系统级扩展的链式效应。控制器组网结构采用集中式星型连接,中心交换节点负荷过重,一旦主交换链路出现异常,整体控制链的稳定性就会受到严重威胁。部分外围子系统与主控网络之间的物理链路老化,接触不良问题导致网络层频繁产生闪断现象,加剧了数据同步异常与信息延迟。网络设备内部同步机制陈旧,无法支撑当前多源数据高速交互的需求。

1.3 智能化对接受限与运维风险加剧

当前DCS系统支持的通信协议数量有限,面对S,S系统、环保数据上传、深度调峰优化平台等多源异构系统时,存在接口标准不统一、数据交互延迟高、协议兼容性差等问题,形成明显的信息孤岛现象。系统架构缺乏向云边协同、A,辅助决策等先进应用场景的拓展能力,无法满足智慧电厂对数据融合、预测性维护和智能优化调控的需求。硬件平台和软件系统封闭性强,限制了系统快速适应新标准和新技术的能力边界。XDPS—400e系列核心模块因停产导致备件供应渠道收缩,维修周期显著延长,运维成本持续攀升。故障模块替换受限,增加了单点故障引发长时间停机的潜在风险。维护团队需投入更多人工成本与故障排查时间,且难以对现有系统进行有效的安全加固和智能化扩展,整体运维保障能力呈下降趋势。

2技术改造方案设计

2.1控制系统性能优化设计

华电漯河发电有限公司2号机组DCS系统长期运行导致硬件性能退化、控制响应迟滞的问题,为此需针对核心控制单元与输入输出模块进行系统性优化。整体设计思路围绕提升控制精度、缩短响应时间、增强运行稳定性展开。控制系统核心将采用新一代高性能国产化DPU控制器,搭载自主研发的实时操作系统,具备微秒级周期运算能力,能有效缓解现有系统在负荷快速变化下响应迟缓的问题[2]。I/O系统结构将进行全面重构,引入高精度模拟量采集模块和数字量隔离保护模块,以保障信号采集准确性和干扰抑制能力。针对主汽温、抽汽流量等关键调节回路,重新梳理控制逻辑算法,优化调节器PID参数匹配,实现负荷变化过程中的动态响应跟踪与稳定性提升。

通过控制系统整体算力提升与逻辑响应链条优化,显著缩短从指令下达到执行反馈的时间,提高系统调节品质和运行稳定性。优化设计中同步纳入异常逻辑快速诊断模块,增强对异常数据漂移、逻辑执行延迟、信号丢失等潜在故障的自检测能力。

2.2通信与冗余架构升级

针对现有网络通信能力不足、冗余链路故障切换延迟的问题,改造设计将整体重构通信与冗余架构,构建高速、稳定、具备强自愈能力的DCS通信网络体系。网络核心层将采用千兆双冗余以太网结构,部署独立主控交换机与备控交换机,主备之间以光纤高速互联,保障数据同步实时性与路径切换即时性[3]。接入层引入分布式冗余交换节点,实现DPU、I/O模块、操作员站点等分散设备的多链路接入,消除单点故障隐患。数据传输协议升级至工业以太网实时通信标准,采用实时数据帧优先调度策略,提升在高负载条件下的数据交换可靠性。

链路管理机制引入链路故障自动检测与切换技术,一旦检测到通信延迟异常或链路中断,系统将在毫秒级时间内完成数据流重新分配,避免因网络异常导致的控制系统整体性能下降。电源系统同步优化为双路UPS供电冗余,提升网络设备在外部供电波动条件下的连续工作能力。

2.3 智能功能拓展与运维提升

集成数据标准化中台,统一各子系统的数据格式与时间戳管理,打通数据孤岛,构建端到端的信息流闭环体系。系统安全防护能力同步提升,部署基于国密标准的通信加密模块及身份认证体系,有效抵御非法接入与网络攻击,保障关键信息基础设施运行安全。运维方面,控制系统架构将引入远程智能运维平台,基于实时数据监测、设备健康状态评估与故障预警推送,逐步实现运维由被动反应式向主动预测式转型[4]。

核心控制单元与关键通信节点设置在线监测模块,支持设备运行数据与故障日志的边缘处理与云端同步上传,方便后端智能诊断系统快速识别潜在故障源。平台层面支持运维操作记录自动归档与风险事件闭环追踪,显著提升了运维工作标准化与透明化水平。

改造后DCS网络系统拓扑图如图1所示。

3技术可行性与对比分析

3.1评估指标体系构建

针对2号机组DCS控制系统改造后的技术效果,需构建覆盖动态响应、控制精度、通信稳定性、冗余切换、智能支撑与运维保障六大方面的评估指标体系,量化改造前后性能变化,每项指标按优、良、差三个等级设定分值区间。优等级指标表现需达到行业先进标准,得分区间设定为90分至100分; 良等级对应符合常规运行需求,得分区间设定为70分至89分;差等级反映性能存在明显短板,得分低于70分[5]。

具体指标、分值划分标准如表1所示。

3.2 改造前后技术状态对比分析

现有系统在动态响应、控制精度、通信可靠性、智能对接与运维能力等方面存在明显短板。主汽温、抽汽流量等调节回路响应时间普遍超过250 ms,负荷变化过程中的跟踪滞后现象显著。控制精度方面,稳态偏差区间集中在±1%~±1.5%,调节稳定性不足。通信链路年故障率高于0.5%,广播风暴与链路中断导致控制信号延迟、局部失稳现象频发。冗余切换时延普遍超过200 ms,网络自愈能力不足,存在局部故障扩散风险。系统智能对接能力受限,仅支持单一协议,数据孤岛问题严重。运维方面,缺乏远程健康监测与智能故障预警,检修响应周期长。

针对上述问题,改造后系统核心控制单元升级为高性能国产DPU,动态响应时间压缩至80ms以内,负荷变化适应能力明显提升。控制回路优化重构后,稳态偏差控制在±0.3%以内,调节品质大幅提升。通信网络架构采用千兆双冗余设计,链路故障率降低至0.05%以下,网络可靠性与实时数据传输能力同步增强。冗余切换逻辑优化后,故障切换时延缩短至30 ms以内,系统稳定性显著提高。智能对接层面,系统兼容OPCUA、ModBusTCP/IP与IEC61850协议,完成与厂级SIS系统及智能平台的全面对接。远程智能运维平台建设后,实现设备状态在线监测、健康评分与故障预测推送,运维响应速度与精准度同步提升。改造前后各项关键技术指标变化如表2所示。

3.3综合可行性评价结论

综合各项评估指标对比结果与权重加权分析,现有系统在响应速度、控制精度、通信可靠性、冗余切换、智能化水平与运维便捷性六个方面均存在较大短板,整体加权得分仅为54分,远低于智慧电厂建设技术要求。改造方案实施后,各单项指标评分均大幅提升,系统响应时间与控制精度达到优良水平,通信链路稳定性与冗余自愈能力显著增强,智能对接协议支持丰富。远程智能运维体系建成后,设备运行状态实时可视,运维响应周期明显缩短,故障预测率显著提高。综合加权得分预计可达93分以上,技术水平实现质的飞跃。改造后系统可全面满足深度调峰、高比例新能源接入、智慧电厂智能管理等新形势下对电厂DCS控制系统的综合性能要求,具备较强的推广应用价值,为后续机组安全、经济、智能运行提供了有力保障。

4结束语

本研究围绕2号机组DCS控制系统性能退化与智能化不足问题,构建系统评估指标体系,提出控制性能优化、通信架构升级与智能功能拓展改造方案。

改造后系统在响应时间、调节精度、链路可靠性、冗余切换能力与智能对接水平等方面得到了全面提升,改造前后各项指标评分由不足70分提升至90分以上。

综合可行性评估表明,改造措施能够有效消除原系统短板,支撑机组运行智能化转型与安全稳定发展目标实现。

[参考文献]

[1]李鹏举.连铸机旋流井控制系统优化改造实践[J].山西冶金,2025,48(2):183—185.

[2]张海龙,李鹏,郭文浩,等.大型煤化工蒸汽母管压力控制系统改造与优化[J].粘接,2025,52(2):125—128.

[3]李鹏飞,陈笑.机组凝结水精处理控制系统故障分析及可靠性改造[J].电工技术,2025(2):4—6.

[4]张新刚.电厂输煤DC5控制系统优化改造[J].设备管理与维修,2025(2):117—119.

[5]潘正伟,陈茹倩,刘佳.某超临界机组汽轮机控制系统改造设计[J].热力透平,2025,54(1):66—71.

《机电信息》2025年第16期第2篇