DCS是继1969年PLC问世后，由HONEYWELL公司在1975年首先推出的系统。即：TDC2000，它只有模拟量控制。随后，相继有几十家美国仪表公司也推出自己的系统。同时，由于DCS的高额利润，负责制造传动设备的公司和计算机公司也开始涉及DCS的开发、生产。 从不同方向发展起来的DCS在结构上、软件方面有些区别。仪表公司开发的DCS的控制器的软件部分比较符合仪表工程人员应用的习惯，特别是组态方式比较方便。传动公司设计的PLC部分比较好。计算机公司设计的核不扩散条约DCS的人机界面比较友好。相继出现的DCS有MAX-1、RS3、MODⅢ、N-90、D/3、WDPF、MICRO、ECS-1200；日本横河的YEPARK MARKⅡ、东芝的TOSDIC；，英国的P4000；德国的TELEPERM、PROCONTROL P、瑞典的AC210等。 在硬件结构、软件应用和网络协议方面，随着计算机技术的发展，大约有三次比较大的变革。表现在操作站、DCS网络、现场总线的出现三个方面。七十年代操作站的硬件、操作系统、监控软件都是专用的，由各DCS厂家自己开发的，操作站也没有动态流程图，只有文本显示。通讯网络的协议基本上都是采用轮询方式的，在网络上设交通指挥器。八十年代就发生变化了，通讯网络较多地使用令牌方式。九十年代操作站出现了通用操作站，打开了DCS形成的自动化“孤岛”。自动化“孤岛”的形成，既有历史原因，也有商业原因，而更重要的是商业原因。九十年代末DCS通讯网络有部分开始采用以太网。21世纪初DCS和MIS系统相结合，组成综合管理信息系统。DCS的信号送到全厂和存入工厂数据库。供管理人员查询。MIS系统的数据传输，载体采用光纤网和电话线网相结合的方式。传输数据多的地方采用光纤，数据少的地方用电话线，很像公共交通中的高速公路和国道联合使用一样。称为对称数字订户线（SDSL）技术。国内已有非对称数字订户线（ADSL）技术。 总的来看，DCS本身的I/O板变化主要体现在I/O板A/D的转换位数。操作站的变化体现在软、硬件的改变，通讯网络结构、协议的改进。控制器相对来讲变化要小的多。它只是由于芯片水平的提高而作一些调整。功能块的算法和组态方式是不变的。操作站主要表现在 由专用机变化到通用机，监控软件由专用逐渐变化到通用。如普通微机（PC机）和小型机、FIX和INTOUCH用于操作站。专用操作站的硬件在90年代初就被淘汰。后来专用操作系统也被淘汰。目前许多DCS系统的操作系统采用UNIX或其变种，也有中、小系统采用NT。相比较来看，UNIX的稳定性要好一些，采用NT系统死机现象发生较多。
DCS的另一个重要发展是：现场总线作为控制器的输入、输出。把现场总线作为DCS的输入、输出板，目的是解决远程信号的数据传输问题。如把HART总线做成DCS的一种输入板，可以有16个变送器连接在HART总线上。又如LONWORKS总线作为MOORE的353回路控制器的输入、输出。把两个控制回路的控制器的控制回路增加到25个控制回路。同时还能有100个开关量。变送器、执行机构和DCS的控制器的距离可达1公里以上。不仅解决了远程信号的数据传输问题，还节省了连接电缆。
现场总线的提出到现在也有将近十年的历史，为节约从变送器到控制器的连接电缆，拟把控制器甩掉而自成系统，即只有I/O板和人机界面。这种方案也在发展。相对于DCS和工厂网的发展来看，显得要缓慢一些。
钟丽丽年龄从理论上讲，一个DCS系统可以应用于各种行业。但由于各行业有它的特殊性，所以DCS也就出现了型号与应用行业是否匹配的问题。有时也由于DCS厂家和用户的技术人员的工艺知识的局限性而引起的。例如：HONEYWELL公司对石化行业比较熟悉，其产品在石化行业应用较多，它缺少其它行业的特殊模块，如事件记录的快速模块。而ＢAILEY的产品则在电力行业应用比较普遍，这些特殊模块都已经有了。用户在选择DCS的时候主要是要注意其技术人员对自己生产工艺的熟悉程度，然后选择符合自己要求的DCS。并应注意行业应用的特殊性，如电厂的SOE、水泥厂的大纯滞后，造纸厂的横向水分控制等。DCS系统适用于多大规模，比如使用NT操作系统的就适应于中、小规模的系统（标签量在10000点以下），最后才考虑价格因素。 各DCS厂家开发有不同类型硬件的操作站，它和控制器的不同组合会有不同的价格，其差异很大。在作系统配置时，即使是同一个系统的不同组合，价格也不一样。 新婚熄与翁公李钰雯专用操作站也是可改变的。以前是因为计算机技术不够发达、没有合适的软、硬件供选择，所以DCS厂家只能自己开发自己的专用操作站，因而造成封闭局面。后来则是由于DCS厂家为了保证其利益造成的，因为采用专用部件，在备件方面可以有很高的利润。但这种封闭局面总会被打破，布热津斯基DCS的用户只要及时了解技术的发展情
况，就能选出合适的系统。
国产的DCS系统在技术上可能不如进口的，但也能满足基本要求。其价格比进口的DCS至少要低一半，算上备品备件、现场服务费用，它的成本则要低很多。 DCS由四部份组成（也可以说成三部分）：I/O板、控制器、操作站和通讯网络。I/O板主要完成模拟和数字的转换（A/D和D/A转换），最初用的最多的是8位，后来是12位加1位符号位。控制器是DCS的核心部件，任务是完成以PID为主要功能的过程控制。在国际上各DCS厂家在模拟量的算法上的技术水平都相差不远，用户编写应用程序都采用很方便的组态方式（填写若干个参数）。如果说有些差别的话是各种控制器内的算法有多有少，算法的组合和组态方式有些不一样。在开关量的处理方面区别很大。有的DCS在开关量的处理方面不很方便，甚至要用语言来编。模拟量和开关量的结合也不十分理想。模拟量和开关量结合得是否好也成为评价DCS的指标。标签量的多少与操作站的软、硬件有关。但从目前PC机的水平来看，10000个标签是能满足要求的。最重要的是DCS与操作站的通讯方式。几万个标签的采用串行口可能速度不够，应采用SCSI接口。I/O板的差别在于有的有智能，有的没有。A/D转换方式是采用调频还是调幅。控制器从结构、软件等方面各DCS差别很大。一个控
制器不管完成多少个PID的运算，但是完成PID运算必须在一秒钟内完成一个循环。操作站差别比较大，主要差别是选用PC机还是选用小型机、采用UNIX还是采用NT操作系统、采用专用的还是通用的监控软件,操作系统和监控软件配合比较好时可以减少死机现象；在通讯网络方面，最差的是轮询方式，在网络上设有交通指挥器。较好的是令牌广播、例外报告方式，根据我们的实验，其速度要相差七八倍。 根据国内外使用经验，DCS的操作站可以使用7年以上，控制器则可用15-20年。DCS的各部件的寿命与平常的维护水平有关。在投运初期，容易损坏的概率比较大，一旦投入运行，几乎是不坏的。从检修的经验来看，经检修过的模件，已修复的部分一般不会重复损坏。从部件故障概率来看，电源的损坏概率最大。
DCS应该是全厂集中控制系统
电气现在绝大多数信号都进DCS.
比如一个断路器:远方操作,跳位,合位,SOE,电流,故障,远方/就地,保护动作,过负荷等等
现在唯一差的就是保护动作记录不进DCS,其他的都进了吧
:离散控制系统DCS(distributed control system的简称)是以微处理器及微型计算机为基础,
融汇计算机技术、数据通信技术、CRT屏幕显示技术和自动控制技术为一体的计算机控制系统,它对生产过程进行集中操作管理和分散控制。即分布于生产过程各部分的以微处理器为核心的过程控制站,分别对各部分工艺流程进行控制,又通过数据通信系统与中央控制室的各监控操作站联网,因此也称集散控制系统(TDCS)。操作员通过监控站CRT终端,可以对全部生产过程的工况进行监视和操作,网络中的专业计算机用于数学模型或先进控制策略的运算,适时地给各过程站发出控制信息、调整运行工况。 分散控制系统可以是分级系统,通常可分为过程级、监控级和管理级、分散控制系统由具有自治功能的多种工作站组成,如数据采集站、过程控制站、工程师(操作员)操作站、运行远操作站等。这些工作站可独立或配合完成数据采集与处理、控制、计算等功能,便于实现功能、地理位置和负载上的分散。且当个别工作站故障时,仅使系统功能略有下降,不会影响整个系统的运行,因此是危险分散。 各种类型分散控制系统的构成基本相同,都由通信网络和工作站(节点)两大部分组成。 分散控制系统可以组成发电厂单元机组的数据采集系统（DAS）、自动控制系统(ACS)、顺序控制系统(SCS)及安全保护等,实现计算机过程控制。 用DCS实现大型火电机组自动化的主要优点是: 1） 连续控制、继续控制、逻辑控制和监控等功能集中于统一的系统中,可由品种不多的硬件,凭借丰富的软件和通信功能来实现综合 控制,既节省投资,又提高了系统的可靠性、可操作性和维修性。 2） 可按工艺、控制功能、可靠性要求由功能和地理位置不同的各个工作站组成控制系统,系统结构灵活,且大大节省电缆。 3） 一个站的故障不会影响其它站的正常运行,系统可靠性高。 4） 各种监视控制功能均采用软件模块来完成,所以修改方便,易于实现高级控制。
刘 俭
第一节 安全工程师必须具备现代热工自动化的基本知识
随着电力工业的飞速发展，电网不断扩大，机组单机容量不断增加，发电厂热工自动化在保证机组安全、经济、稳定运行中的作用越来越重要。没有热控设备的可靠工作，现代化的大机组不可能启停并网，也不可能经济运行，更不可能在事故状态下保障人员、机组和电网的安全。“热工自动化是现代发电厂的生命线”，这一提法是不无道理的。
热工自动化的水平，已经成为衡量一个发电厂现代化程度的标志。一个安全工程师必须具备一定的现代热工自动化基本知识，否则是无法胜任安全监察和管理工作的。
目前，我国火力发电厂的大型机组是指200～600MW机组。由于机组容量大，技术含量高，
设备系统复杂，必须依靠自动化设备实现监控和操作，不具备热工自动化的基本知识，不熟悉热控设备的功能和作用，就不可能有效地掌握现代化发电厂的生产过程，及时发现异常，消除隐患，保证安全生产。
随着科技进行，火电厂各专业技术理论都在不断发展，发展最快的当数控制理论和自动化技术；主辅设备都在不断更新，更新换代最快的，也当数热控设备。从近几年电力部热控装置故障统计资料分析，部分单位有关安监人员由于对热控专业知识缺乏必要的了解，对热控装置故障分析比较粗糙，甚至存在概念错误；统计报表填写不清，甚至混乱，这种状况必须改变。
此外，大型机组一般都实现了计算机监控，当机组故障停机时，可以通过计算机的事故追忆打印功能，尽快判断故障原因，为事故调查分析提供了科学可靠的手段。对于安全工程师来说，这也是必须掌握和充分利用的工具。例如，某发电厂一台300MW燃煤机组1996年1月发生了一次锅炉灭火放炮事故，在分析事故时，锅炉主、副值班员都说，看到CRT屏蔽显示上有火焰信号才投煤粉的。如果真是如此，则不应放炮。后来通过计算机事故追忆功能，调出点火焰油曲线进行分析，曲线图上显示在事故时间段内，燃油压力为零，炉膛根本不可能有火焰，事故的原因和责任分析马上清楚了。
灸除百病第二节 火电厂热工自动化的发展概况
发电厂机组容器的增大、参数的提高对热控设备提出了更高的要求，而最近20年也是电子技术发展最迅速的时期。我们不妨简单回顾一下火电厂热控设备的发展历程。
从控制元件来看，经历了从电子管、晶体管、集成电路、大规模集成电路到超大规模集成电路（微处理器等）的发展历程。
从热控仪表来看，经历了从模拟仪表、单元组合仪表、组装仪表、数字仪表、智能化数字仪表到计算机监控设备的发展历程。
从控制方式来看，经历了从就地控制，炉、机、电集中控制到真正意义的少量值班员对整台机组的集中控制的发展历程。
总之，热控设备的发展可以说是“日新月异”。衡量一个工程的自动化程度有一个指标叫“自动化率”，即自动化设备投资与整个工程投资的比。对于火电厂，包括输煤自动化等在内，已由70年代的5％～6％提高到目前的10％以上，单就热控设备投资来看已从2％～3％提高到5％～6％。为热控设备更新换代创造了条件。
第三节 大型机组热工自动化的现状
全球通家庭计划一、大型机组的被控对象和测点数量多
二、采用计算机监控系统，常规仪表在减少
三、80年代以来我国火电厂控制格局的变化
四、大型机组热工自动化水平的3种类型
一、大型机组的被控对象和测点数量多
如前所述，目前，我国火电厂所指的大型机组是200～600MW机组，蒸汽参数为超高压（13.73MPa以上）、亚临界（17.15MPa以上）、超临界（22MPa以上），温度一般均为540℃。由于机组主辅设备多，系统复杂，被控对象数量多。以300MW机组为例，一般有电动机100～130台，电动阀门180～230台，电动执行器65～75台，气动执行器30台左右。
一台机组的测点（I/0通道）数量也是可观的，据统计：200MW机组测点数约1000～2000
点；300MW机组测点数约3000～4000点；600MW机组测点数约6000～7000点。测点数包括模拟量输入（AI）、模拟量输出（AO），数字量（开关量）输入（DI）、数字量输出（DO）等。
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