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6ES7221-1BF22-0XA8库存优势
（1）程控系统主机（PLC）采用RockwellAu－tomation公司的PLC－5／40C系列可编程控制器2台，组成一套完整的双机热备系统，对飞灰系统实时监控。其中一台为主控器，另一台为热备机。当一台出现故障时，另一台在50 ms内无扰自动切换上去，保证系统连续运行。上位机监控采用Rockwell softwaer的RS－View软件，以bbbbbbs 95和NT为操作系统，以RS－232／DH＋485通讯口连接2台64 cm CRT，另配2台喷墨打印机组成监控本地站，供运行人员监控用。
（2）远程通道与主机之间采用控制网络进行通讯，通讯介质为同轴电缆，传输距离最长为30km，传输速率为5 M Baud。本系统设计传输距离为1 500 m，传输速率为5 M Baud。每个远程站按功能作用不同，配置不同的I／O模块。留有与以太网及DCS的标准接口。
（3）下位机控制采用运行在Microsoft Win－dows 95和bbbbbbs NT环境平台的RSLogix5软件，运用最新技术以节省开发时间，获取最率，新的RSLogix5软件融梯型图、拖放数据库编辑、准确方便的I／O组态、参考信息、报表诊断功能为一体，加强互操作性，增加了自动检测和组态通讯参数，以提供可靠的通讯方式。
3 稀相除灰系统应用问题分析与探讨
近年来，新建、扩建、改建（含大代小）的300MW机组大都采用稀相除灰输送技术，但每个电厂由于燃烧煤种、灰分比例不同，陆续暴露出一些问题。总结其经验教训，为我们更好地掌握、应用、开发该系统，提供良好的技术储备。
3．1 灰管堵灰
堵灰问题是除灰系统中三大“瓶颈”问题之一，如何解决克服这一重大缺陷是制造商在设计时考虑的主要方向之一。在1号炉调试时，系统曾出现过省煤器输灰管堵灰及灰倒流现象，不得已在其输灰管出口端加装了手动闸阀，靠人工完成作业。为此，我们会同外方专家及设计院、安装公司等单位商量解决办法。改变原管路走向，减少90°弯头，并缩短管路距离，对2、3、4号炉的原直“T”型三通改成“Y”型三通，解决了堵灰问题，并得到了外方专家的赞同。
3．2 风机过压保护
输送风机的可靠运行是系统出力动力源的根本保证。系统原设计负荷压力运行范围不大于105 kPa。但在实际运行中，曾出现过管道压力超出定值20％以上。为此，我们同外方专家一起商讨风机保护措施，在软件程序上增设自动保护功能。当由于突然故障使负荷增至120 kPa并持续10 s，风机便自动跳闸报警。增设这一功能以后，确保了输送风机在限定的范围之内安全运行。
3．3 压力趋势监控
压力趋势图能实时反应压力变化，分析压力趋势走向，帮助我们监控系统的运行状况，以免在极限峰值边界附近波动。外方在设计中没有考虑这一因素，故在Control－View软件选件中没有配置这一功能的软件包，以至对突发故障所致的压力突然增高，无法用数据记录其原因及时间。外方在前期排空清管设定值为38 kPa。实际运行中，特别是省煤器至一电场排灰这一段，经常出现堵灰现象。中方工程技术人员向外方提出这个问题，外方开始不相信，将排空清管这一设定值改为45kPa，吹扫2 min。看上去是解决了堵灰问题，实际上管道仍有积灰现象，影响出力。经过几次试验，外方修改了原程序，改变了排灰顺序，延长了吹扫时间，并在1、2、3、4号炉增加了实时压力趋势图。
3．4 双机热备通讯
双机热备的主要目的是考虑电站的特殊性。希望当主控机发生故障时，另一台热备机能无扰动地自动切换上去，代替主控机工作，保系统可靠运行。从主机配置来看是没有问题的。但在软件设置及组态上，外方的设计也是有问题的。在通讯热备用程序的编写中未组态好，以至在1号炉调试中无法完成这一功能。后来还是中方技术人员会同PLC中国代理商的GTS人员一起会诊才找出其症结。建议今后在系统设计时，特别是编写程序时对这一功能特别考虑。
3．5 系统通讯抗干扰
程控系统中，远程通讯的抗干扰问题一直是困扰工程技术人员的天敌。书本上提及的大多是理论原则，而现场实际工况各有不同，故即使有成功的经验亦只能借鉴，而不能生搬硬套。因为其涉及到传输速率与阶误码率的问题，两者必然矛盾。综合平衡考虑其他因素，在满足系统PLC运行速度和内存容量的条件下，应尽量采用软件抗干扰设计。其主要方法是数字滤波、睡眠模式、定时器、指令冗余、标志判断。上述几种方法应根据不同的工艺和要求，分别对硬件、软件进行进，找出干扰因素的起源，选择有针对性的抗干扰措施。在实际应用中，我们对硬件采取了一些保护措施：
（1）首先是将通讯电缆与动力电缆、信号电缆分设隔离；
（2）其次在通讯电缆的连接处加装金属保护套管；
（3）再次是计算机系统设置独立接地。
这样基本上了干扰信号，从而保系统通讯可靠、稳定、安全运行。
4 稀相除灰系统及PLC的设计改进方向
下面提出新系统设计与改进的几点建议。
4．1 系统出力计算
输灰系统采用间断输送方式运行，系统出力按200％冗余设计。若有水力除灰作备用，系统出力可以按120％～150％冗余设计，给检修、维护留有足够的时间。
系统出力、系统阻力、灰气比、当量长度、送风量在参照国外技术的基础上，应根据燃烧煤种变化的实际工况，通过模拟试验结合现场试验不断加以总结，形成我国自己的设计计算方法。确保设备选型数据的准确性，使所选设备与系统完好地匹配，以保证整个系统设计合理与运行可靠。
4．2 远程通讯
电厂灰库区域的自然环境一般比较恶劣，附近还有许多场源、电磁噪声等干扰因素，DH＋单缆通讯（冷备用通讯电缆）不适应中国电厂的运行环境，所以都要求双缆热备通讯，以防突发故障。远程站采用主－从通讯方式，当就地出现故障时，从站没有在线控制能力，要返回主站寻找故障，在实际应用中，给检修判断故障带来许多不便。
主控PLC与远程站的设置应改用ControlNet网络双缆热备通讯，增加PLC－5／20主机，改适配器通讯主－从方式为令牌环方式。该网络具有遥控输入／输出的功能和5 Mb／s的数据信息传输能力（DH＋通道）。高通数据用于改进输入／输出信息和PLC的联锁功能；ControlNet网络媒介预选件还能提供更高级的系统潜能。安装双缆可以防止网络失误、线路断裂、节点丢失或外部声源的干扰等。该网络还可帮助用户确信所需的确定性和重构性，只要相应的设备和各模拟卡，该软件可对其提供反馈，对控制系统进行严密的控制，真正从根本上解决远程通讯中所出现的问题。
4．3 机电接口
国内的6 kV开关触点为常开形式，而国外采用负逻辑设计与国内正好相反。故在1号炉调试时，风机经常跳闸、启动失败，一直查不出这个原因，后经中方技术帮助查找，解决了这一问题。希望以后设计时应考虑系统接口的问题。对于用6 kV电动机控制的输送风机，应设计系统联锁保护，为确保风机可靠运行，必须设计风机低压及超压保护。建议在今后的设计中采用智能马达控制或变频调速技术。机电接口是整个除灰系统设计中一个十分关键的部分，它的成功与否将直接影响整个系统动力源的输送。
4．4 信号联锁
对参予系统联锁的模拟量信号（如4～20mA，0～5 V），为确保万无一失，除了在硬件上采取必要的保护措施以外（如加装屏蔽电缆，动力、信号电缆分层走向），为防止数据漂移，还要在软件设计上增加抗干扰措施。为提高该系统综合抗干扰能力，可改用总线系列（PROFIBUS—PA）或智能传感器，这种总线专为过程自动化而设计，它可使传感器和执行器接在一根共用的总线上，甚至在本征安全领域也可接上。
4．5 输出模块
220 V交流输出模块至直接驱动负载，不带隔离继电器，容易受瞬时电流冲击而损坏模块。可改用隔离输出方式，独立设置电气控制回路，保护模块，确保程控系统的连续可靠运行。对气锁阀所有的电磁阀均应带手动按钮，以备检修时试验用。
4．6 高料位优先出灰
原设计中有集灰斗程序高料位优先出灰这一功能。但在实际优先的程序中，集灰斗的料位高（满仓）时仅起报警作用，必须等该满仓的这一列出灰完毕，再由人工干预，或旁路其他灰斗，等其他电场除灰结束后再回来单独清这一列灰斗的集灰，这等于高料位仅起报警作用，没能优先出灰。该功能不适用于稀相除灰系统，选电容式料位计且探头上粘灰，会产生误报警。许多电厂现在已经将其拆除，在集灰斗上选用何种物位检测装置更加合理值得大家思考（核辐射料位测量具有穿透力强，反应速度快等优点，最适合集灰斗这种场合的使用，但对人体危害极大，使用受到限制，故不宜选用）。
4．7 灰位测量
灰库是暂存飞灰的最后区域，由于它类似一个大密封容器，库内存在着压力偏大、温度偏高等恶劣因素。监测灰库灰位变化有助于整个系统正常的排放。因此灰位检测成为其关键部分，而该系统配置美国BINDICATOR的YO—YO重锤式料位计。其精度及输出信号与计算机的标准接口是能够满足要求的。但其使用范围受到一定条件的限制，尤其不适应密封灰仓的测试，经常发生断锤、埋锤的现象。为此，我们对1号／2号细灰库的料位计进行过改进，改用美国PRINCO的L3610型射频导纳式料位计。据介绍，其探极由TWFLE材料特制而成，对于灰仓内的粉尘飞扬没有影响，且具有拆卸方便、安装灵活（即一次仪表坏，不影响探极）等优点。但从应用情况来看并不理想，经过一段时间的试验使用，我们发现有严重的数据漂移，甚至在显示上出现“死”数据的现象。
这是一个困扰人们已久的问题，令当今世界各国物位测量制造商十分棘手。传统的电容式、重锤式测量仪表或多或少都存在一定的问题，特别是对水泥结构的密封粉仓的灰位测量都不够理想。为此，我们也在积极寻找更加合理、更适应灰库工况运行的灰位检测装置。据说近日已有采用微波相位跟踪原理的测量仪器问世，另外还有加拿大MILLTRONICS公司已推出抗粉尘的超声波测量仪器，测量范围在15 m左右，且有海外电厂600 MW机组应用实例，是否符合中国电厂要求，还有待进一步考察。
4．8 保护装置
增加主控系统与远程站通讯突然失电时的保护措施，改进主控机与远程站的电源配置，加装UPS电源应急装置，使突发故障时数据不至丢失。设置系统大连锁的紧急按钮，如遇到特殊紧急情况，甚至危及人身安全时，应停止系统运行。
4．9 开放网络接口技术
新设计的PLC控制系统设计应留有与其它DCS网通讯，或由PLC独立组成的分散控制系统（电厂外围辅机程控系统，如排渣、化水、输煤、油库、循环泵等）网络通讯的接口。
、引言
传统火电厂培训用机在我国已经有十几年的发展历史，但作为一种高科技产业而言并没有真正发展起来，其原因既有技术方面的因素，也有体制方面的因素。
技术方面的因素是:火电厂控制系统技术的迅速发展(从常规仪表控制向DCS控制转变)，使得传统培训用机的生命周期迅速缩短，而作为传统培训用机的生存基础的开发周期和功能适应性并没有多大的改变。 体制方面的因素是:国内电厂机的开发单位与电厂控制系统开发单位互不相关，使得传统培训用机的软件开发完全是被动地适应电厂控制系统的改变，这进一步加剧了传统培训用机与电厂培训需求的脱节。
在当前的新形势下，要想使电厂机产业真正发展起来，唯一可走的路线是将机的开发与电厂DCS系统的开发真正结合起来。
二、电厂用户对机的需求
在电厂采用DCS控制的情况下，电厂对机的主要需求仍然是培训。与传统控制机组不同的是，机不仅要支持运行人员培训，同时还要支持热工人员培训。而且，在机的应用时效上，机应能做到机组投产前培训。如果能将传统培训用机的开发技术与DCS控制系统的开发技术有机地结合起来，无疑将提供一种满足电厂需求的最佳解决方案。
三、控制系统开发厂商对机的需求
控制系统开发厂商对机的需求主要是希望机能提供一种关于对象的闭环环境，使得某些新型控制策略能在机上先行验证后再用于实际系统。显然，最合适的方法是机上能直接采用实际机组的控制策略组态。
四、技术因素——支撑系统
不管是机的开发、应用还是DCS系统的工程开发、应用，都需要有专门的支撑系统，就像所有计算机都要有操作系统一样。 本方案是以新华公司的XDPS系统(DCS的支撑系统)为基础开发的面向DCS的支撑系统和某专业公司的微机化支撑系统实现有效衔接的一种解决方案。
本方案中，XDPS系统是新华公司在bbbbbbs系统上开发的具有自主知识产权的DCS系统的支撑软件，具有优良的DCS工程软件(控制策略和人机界面)组态工具，且具有虚拟DPU(VDPU)功能;某专业公司开发的微机化支撑系统，是基于Mi-架构实现的分布式支撑环境，这两个支撑系统具有相互衔接的技术基础。
在两个支撑系统良好衔接的基础上，我们可以利用专业支撑系统优越的支持对象模型的开发功能和整体模型的运行控制功能，构造实际机组的对象侧的模型和进行整个机的运行控制；利用XDPS系统的虚拟DPU功能，直接使用DCS系统的控制策略软件和人机界面软件。这样我们就构成了一种新型的全功能、高逼真度机。
五、新型机的优点
这种新型培训机以新华公司XDPS-400分散式控制系统软件和国内开发出的基于bbbbbbs平台的微机化支撑系统软件为基础。它具有以下几方面的优点:
(1)功能全。新型机不仅具有和实际机组完全一致的操作员界面，而且具有和实际机组完全一致的工程师界面，控制策略和人机界面的组态方式与实际机组基本相同。因此，新型机不仅能够培训电厂运行人员，还能够培训电厂热工人员;同时还能用于控制策略的组态验证，辅助DCS系统的调试和维护。
(2)开发。由于完全不必重新控制策略和人机界面，新型机的软件开发、调试完全可以紧跟实际机组DCS系统的组态和调试，使机真正做到在实际机组投产前投入培训。
(3)逼真度高。在新型机中，除了用一台服务器通过软件计算产生实际机组的监视参数外，在软件结构与网络结构上与实际机组具有高度对应关系。
(4)功能分散机制。新型机软件可在普通PC机上运行，这使我们能够采用"分散式"的软件开发结构，锅炉、汽机、电气应用软件独立成篇，开发、使用灵活方便。
0 引言
大亚 湾 、 岭澳、秦山等在役核电站的主要仪控系统采用的是常规仪表系统，其特点是模拟量系统采用以小规模集成电路运算放大器为基础的元件来控制，逻辑量仪表采用继电器等硬逻辑电路来控制。此类系统所需的元器件数量大，运行操作管理和维护工作任务繁重; 控制系统的性能落后，随着仪控设备的老化和淘汰、备件减少和故障率的升高，安全性和经济性明显降低，因此，核电站仪控系统进行数字化改造是十分必要的。
1 改造的目标
进行核电站仪控系统数字化改造首先需要明确通过改造所要达到的目标。
1.1 解决备件淘汰和短缺问题
电子技术的发展日新月异，旧的技术和设备将很快被淘汰。目前在役核电站中大量采用的如单元组合仪表、核级变送器等仪控设备已经被淘汰，厂家已经停产，备件短缺成为运行维护过程中日益突出的问题，过仪控系统数字化改造可以在一段较长的时间内彻底解决备件淘汰和短缺问题，但是改造后的系统在经历了一段时间后同样会面临备件问题，因此需要在确定改造方案时就充分考虑今后的备件问题。造成备件问题的另一个原因是仪控设备种类多， 兼容性差，缺乏统一规划，因此在数字化改造中需统一规划，提高兼容性。
1.2 解决仪控设备老化问题
对仪控系统来说，系统故障率在设备寿期内遵循由高到低再到高的规律。在运行初期由于设备中存在的一些隐藏缺陷以及系统设计中未曾考虑周全的小缺陷会在使用初期暴露出来，使系统故障率较高，这一过程通常有一、二年的时间;经过适当的维护及修正后系统便进人一段较长的相对平稳的低故障率区(中期)， 这段时期的长短与设备的寿命、质量相关，有几年至十几年左右;之后随着设备及元器件的老化进人其寿命的末期，故障率又会逐渐增高，使维修工作量大大增加，这时就需要考虑采取系统性的更新、改造。新的数字化仪控系统在最初设计时应引人老化管理，以应对其今后将会面临的老化问题。
1.3 进一步提高仪控系统的性能
经过十多年的核电站运营，我国核电运行技术得到快速发展，但目前的仪控系统在部分性能上难以很好地满足运行技术的要求，例如数据精度、定期在线试验、在线参数修改、运行优化、信息共享等。随着测量、 电子、计算机、软件、网络等技术的发展和应用，核电站数字化仪控系统在性能上将比原系统有很大的提高。
1.4 进一步完善仪控系统的功能
数字化仪控系统除了完成其自身的测量、数采、控制等功能外，还具备自检功能，能完成自我诊断、自我
管理、在线、信息等，为预防性维修提供了有效手段。数字化仪控系统依靠大量数字化的信息，能
够有效地实现电站主体设备的实时状态监督、热力优化、机组性能在线评估、机组经济性分析等。
1.5 进一步提高核电站的安全性和可靠性
具备高容错性、高冗余度是目前的数字化仪控系统的一项重要要求，通过数字化仪控改造，进一步提高了核电站的安全性和可靠性。
仪表、智能开关、智能执行器等;FCS以统一的总线协议为核心，所有设备遵循同样的总线协议，以保证其可互 操作性和开放性;FCS的本质是信息处理现场化，以此获得更多的现场信息，同时在现场完成控制任务。不难看出 ，FCS对于来自现场的开关量信号并没有新技术新设备，因此FCS仍需要处理开关量信号十分成熟和完善的PLC，PLC可以作为一个站挂在高速总线上，充分发挥其在处理开关量方面的优势。核电厂BOP系统中，例如补给水处理车间等，这些车间的工艺过程多以顺序控制为主。PLC对于顺序控制有其独特的优势，因此核电站数字化仪控的另一种方案是FCS+PLC。
2 数字化仪控方案
目前的数字化仪控系统主要包括:分散控制系统 (DCS)、可编程序控制器(PLC)和现场总线控制系统(FCS)三种，但能称为全数字化仪控系统的只有FCS 一种。
目前在火电站，DCS主要应用于以模拟量控制为主的包括机、炉、电等在内的所谓主系统，PLC主要应
用于以开关量控制为主的包括水、煤、灰等在内的所谓辅助系统，FCS应用于火电站尚处初级阶段。Dcs 在火电站的应用经历了二三十年，它的设计思想、组态配置、功能匹配均已达较完善的程度，新型的DCS也具备了很强的顺序控制功能，因此DCS已渗透到火电厂控制系统的各个领域。PLC 对于顺序控制有其独特的优势，在火电站的应用经历了二十多年，已相当成熟与完善，并开发了模拟量闭环控制功能。
借鉴数字化仪控系统在火电站的应用经验，将DCS和PLC引人核电站仪控系统，作为其数字化仪控的方案是可行的。核岛、常规岛及部分BOP系统是以模拟量控制为主的，采用DCS系统，部分BOP系统是以开关量控制为主的，采用PLC系统。这种DCS十PLC的方案在岭澳核电站二期新建机组中正在实施。
另一种可选方案是FCS系统，即多变量、多节点、串行、数字通信系统取代单变量、单点、并行、模拟系统;全数字化、智能、多功能取代模拟式单功能仪器、仪表、控制装置;互联、双向、开放的系统取代单向、封闭的系统;
大量分散的虚拟控制站取代集中的控制站。FCS以数字智能现场装置为基础，数字智能现场装置包括:智能仪表、智能开关、智能执行器等;
3 改造方案分析
从在役核电站仪控系统数字化改造的目标出发， 针对DCS+PLC和FCS+PLC这两种改造方案进行分析和较。
3.1 基于备件问题和设备老化问题的分析
在役核电站仪控系统数字化改造首先要解决的是备件淘汰和短缺问题、仪控设备老化问题。无论采用DCS+
pLC方案(以下简称DCS方案)，还是采用FCS+PLC方案(以下简称FCS方案)都能解决目临的问题。 但是仪控系统数字化改造不仅仅是要解决目前的备件和老化问题，而且要充分考虑未来的备件和老化问题。两种方案进行比较，FCS方案在备件和老化问题方面与DCS方案相比具有优越性:①FCS主要依靠现场智能设备，不再以控制器为核心，因此可以减少大量控制器方面的备件。②FCS具有互可操作性与互用性，前者是指实现互连设备间、系统间的信息传送与沟通，后者是指不同生产厂家的性能类似的设备可实现相互替换，因此备件的选择范围比较大，来自某个生产厂家的某种产品停产的威胁将降低，相应的备件数量也可以减少。③FCS所采用的现场智能设备具有自我诊断、自我统计和自我管理的功能，这极大地方便了设备的老化管理。
3.2 基于系统性能的分析
通过仪控系统数字化改造可以显著地提高核电站的系统性能。DCS方案和FCS方案在技术性能方面都是可以满足核电站的要求的，特别是DCS方案在火电站已是相当成熟。FCS方案由于采用的现场设备是智能化和数字化的，与模拟信号相比，从根本上提高了测量与控制的精确度，减少了传送误差。
3.3 基于系统功能的分析
DCS和 FCS两种方案都提供了强大的功能，这些功能很大程度上都是基于数字化的信息与信息的共享。 相比较而言，由于FCS能从现场获得更多的信息，因此在功能上，FCS方案能更全面、更完善也更容易实现。
3.4 基于系统性的分析
是核电站仪控系统追求的目标，仪控系统数字化改造的目标之一就是进一步提高核电站的安全性和可靠性。比较DCS和FCS两种方案，在性方面，FCS有着DCS无法比拟的优越性:
① FC S简化了控制系统，减少了故障环节。第一，FCS废弃了DCS的很大一部分的输人/输出(FO) 单元和控制站，简化了系统结构。第二，FCS的信号传输是全数字化的，这样一方面免去了像DCS那样需要进行的数字/模拟(D/A)和模拟/数字(D)转换，从而减少了中的环节，减少故障率;另一方面， 数字化的传输减少了干扰和数据误差，从而减少了由此引起的事故。第三，FCS可以大幅度减少电缆，从而减少了由电缆引起的故障。第四，一台智能化的多变量的变送器可以同时测量压力、温度和流量等多种变量，从而可以减少系统中仪表的数量，相应地减少了由此引起的故障。
② 预测将要出现的故障，进行前瞻性维护，减少系统故障。利用总线技术和智能仪表的自诊断，可以连续监视因磨损、受力、极端的环境条件和运转次数等原因出现的“先导性指示”，在不需要人工收集和输人数据的情况下，预测将要出现的故障，通过及时更换的方式避免故障的发生。而连续监视的工作都是在现场进行的，不会对网络增加负担。
③ 进行状态监视，随时排查故障。可以充分利用现场总线对设备、仪表进行健康状况的连续监视，一旦出现故障，可以立即被排查出来，并确切地掌握故障点，从而缩短了排查故障的时间。
④ FC S 的现场设备具有互可操作性和互用性，不同厂商的现场设备既可互联也可互换，并可以统一组态。这就意味着，一旦现场设备出现故障，能够很快地找到可以更换的设备，并且可以即换即用，大大缩短了
故障处理的时间。
3.5 基于运行管理的分析
核电站数字化仪控系统可以为核电站提供完整实时的运行数据库，在此基础上能很大程度地提高核电站运行管理水平。首先能提高运行人员对电站各设备的掌控能力，其次运行数据库为安全分析、可靠性分析、热力经济性分析等提供了准确、必要的信息。对于FCS方案来说，预防性维修、在线试验、在线组态等运行管理方面的技术措施都更容易实现。可以说，FCS带给核电站运行管理的是一场变革。
3.6 基于经济性的分析
核电站仪控数字化改造是一项大工程，不可避免地需要讨论经济性。比较两种方案，FCS 方案在经济性方面具有优势:①由于FCS采用多功能的现场智能设备，能直接执行多种检测、报警、计算和驱动等任务， 因此可以减少变送器的数量，不再需要单独的调节器、 计算单元等，也不再需要DCS系统的信号处理单元，
从而可以节省硬件数量和投资;②FCS依靠现场总线连接设备，因而电缆、端子、槽盒、桥架的用量大大减
少，节省了这方面的投资，同时也减少了这方面的设计、安装、调试的工作量及相应费用;③由于FCS的现
场设备具有自诊断和简单故障处理的能力，并将诊断维护信息送往控制室，以便早期分析故障原因并快速
排除，缩短了维护停工时间，同时由于系统结构简化， 也减少了维护工作量，因而能节省维护开销图。
3.7 基于改造实施的分析
对在役核电站进行改造，尤其是涉及全厂的仪控系统的改造，不可避免地会影响到正常生产，如何将这
种影响降到最低的可接受的程度是确定改造方案的一项重要指标。仪控数字化改造可以分为一次性全面改
造和分步实施两种方式:一次性改造的优点是运行维修可实现一次性切换，不存在新旧设备间的接口，缺点
是一次性投人费用高，施工时间长影响机组的发电量; 分步实施的优点是设备采购费用可分步投人，施工可
根据正常大修工期进行安排，对正常发电无明显影响， 缺点是从改造开始到最终完成期间新老设备共存，改
造设计和施工中必须考虑大量的接口问题。
DCS是个整体系统，其控制器功能强而且在系统中的作用十分重要，数据公路更是系统的关键，所以，
必须整体投资一步到位，事后的扩容难度较大。而FCS功能下放较彻底，信息处理现场化，数字智能现场
装置的广泛采用，使得控制器的功能与重要性相对减弱，因此，FCS系统投资起点低，可以边用、边扩、边投 运。如果采用DCS方案，则比较合适的是采用一次性全面改造的方式;而如果采用FCS方案，则一次性全
面改造和分步实施两种方式都可采用。
DC 系统是封闭式系统，各公司产品基本不兼容。 而FCS系统是开放式系统，用户可以选择不同厂商、
不同品牌的各种设备连人现场总线，达到最佳的系统集成。采用FCS方案的话，用户将具有高度的系统集
成主动权，对于现场设备情况极其复杂的改造项目来说，这一点显得尤其重要。3.8 基于成熟供货商的分析
核 电站 数 字化仪控系统目前比较成熟的主要包括:FRAMATOME一ANP的TXS/TXP、WESTINGHOUSE
的OVATION/COMMON一Q，A巧TOM的A岱pA珍20、DS&5的SPINlNE一等，这些都是基于DCS技术的。
基于FCS技术的成熟的核电站数字化仪控系统目前还没有。由于FCS是一项新技术新系统，考虑到核电
的特殊性及其在国际上的发展情况，暂时缺乏成熟应用是必然的，也是FCS方案的最大缺陷。但是，在石
化、化工等行业，FCS的大规模应用并不少见，例如国内的上海赛科项目、安徽海螺项目等。在火电站，Fcs
也逐渐开始规模化应用。在今天倡导核电自主化设计、自主技术的形式下，在国内开发和应用核电站FCS仪控系统是一个可行的发展方向。
