彭城电厂2×300MW机组系国产引进型燃煤机组，分别于1996年9月及1997年5月投产，其DCS分散控制系统为美国MCS公司生产的MAX—1000分散控制系统。该系统自动化程度较高且人机界面友好，处于二十世纪九十年代初期国际领先水平，自试生产以来，尤其是基建达标期间比较稳定，基本保证了机组的安全经济运行。
1.投产时设备系统简介
MAX—1000分散控制系统包括三个工作站，每个工作站均包括一台实时处理器 (RTP)，共计三台;系统中还包括两台应用处理器(AP)，六台图形处器(GP);还有两条数据高速公路、分为1号和2号，每条数据高速公路均由两根冗余光纤组成且形成环路。通过光电耦合器在1号数据高速公路上直接挂着CCS及FSSS两个子系统，各由5对分散处理单元(DPU)组成(每对DPU相互冗余)，在2号数据高速公路上则挂着SCS系统由4对DPU组成(每对DPU相互冗余)，而DAS系统由5个DPU组成。各子系统又通过电气高速公路将输入输出(I/O)卡件与 DPU相连。
三个工作站(RTP)挂在两条数据高速公路上，而AP、GP则是通过SCSI总线与RTP进行通讯。其中工作站1带三台GP，工作站2带一台AP、两台GP，工作站3带一台AP、一台GP。工作站1和工作站2所带的GP专供运行操作人员使用，工作站2的AP及工作站 3中的AP、GP则为专供热工人员使用。
在系统功能上，MAX—1000实现对DAS (数据采集系统)、CCS(协调控制系统)、SCS (顺序控制系统)和FSSS(炉膛安全监测系统)的管理控制。
DAS系统完成对机组的开环监视，对运行中的相关信号进行采集和监测，具有屏幕显示、事故追忆、报警、提供数据给性能计算软件包等功能。
CCS系统完成对机组运行的自动调节，它采用直接能量平衡DEB—400控制策略，控制方式有五种，分别是手动方式(MAN)、锅炉基础方式(BOILER BASE)、汽机基础方式(TURBINE BASE)、协调控制方式 (DEB)和自动发电控制方式(AGC)。
SCS系统则实现对主要辅机的启停或切投采用顺序控制。本系统可达到功能组级。
FSSS系统主要实现对油枪点火控制、煤粉燃烧器的切投、磨煤机控制、给煤机控制、MFT以及RUNBACK等功能的控制。
2.DCS系统运行情况
彭城电厂两台机组均由江苏省电力试验研究所调试，在168小时期间，机组即投入协调控制，移交试生产后，各项自动装置投入良好，投入率达到95%以上，有力地保证了协调控制的投入。
在机组投产初期，由于汽轮机设计要求在投运的一段时期内需采取全周进汽方式， CCS的控制方式一般放在汽机基础(T.B)，此时调门处于全开位置，由锅炉通过增减给煤量来控制负荷。基本上能够满足负荷调度要求。但在投运一段时间后，为减少节流损耗，将汽轮机运行方式改为顺序阀控制，通过大量的实验基本确定了压力与负荷的关系曲线，维持调门两阀全关、四阀全开运行方式，既提高了主汽压力，又使节流损失降到最小。这样，投入DEB后，机组自动按照压力与负荷关系曲线运行，提高了经济性。
机组在基建达标期间进行了性能试验，试验中.除考核汽机、锅炉的性能之外，还对热控系统的各项性能进行了检验，结果证明，本DCS的应用情况比较令人满意，其中RB试验除跳单台给水泵试验未成功外，其余均圆满完成。并且#2机组在投入正式运行后， 20天内即投入AGC运行，基本上达到了AGC同步投运的要求。#1机组AGC也于同年7月份投入运行。
3.DCS系统常见故障及处理
自机组投入运行以来，DCS系统也出现过一些问题，为此做了大量的维护处理工作，总的看来，主要有以下几个方面：
3.1系统显示光环中断
3.1.1重新启动RTP及GP看能否恢复正常;
3.1，2若未成功，重新分配工作站的相关地址，看能否恢复正常;
3.1.3如上述两步均未成功则可判断为光纤中断，通过分段查找的方法判断出损坏光纤进行更换。
3.2系统显示通讯出错
3.2.1如只是某个DPU的全部信息或部分信息出错，在该DPU的交互页中消除错误信息，下装运行;
3.2.2如某台GP的信息出错，则看SC— S1是否关掉或重启该GP;
3.2.3.1重启RTP，看能否恢复;
3.2.3.2如未成功，查看一下有无系统方面的报警信息，并且对报警进行确认，看能否确认掉，如不能确认掉，可针对不同情况进行如下处理：
A：对SCSI总线进行检查处理;
B：对HPI卡进行检查处理;
C：对硬盘进行检查处理;
D：对接口卡件、线路检查处理。
3.3某台GP故障
3.3.1如死机.重启GP
3.3.2检查线路;
3.3.3检查处理软件;
3.3.4检查GP硬件。
3.4卡件故障
3.4.1运行模块置手动，卡件抽出再插看能否恢复正常;
3.4.2检查卡件地址、型号;
3.4.3如上述两步未处理好，则更换卡件。
4.改进措施
根据机组运行情况，做了以下改进：
4.1对六大风机轴温保护加入了断线保护，延时跳闸，提高了风机运行的安全稳安性。
4.2对于一些泵类及风机的联锁设计进行修改将按钮由一个改为两个，大大降低了烧电机的可能。
4.3根据运行实际需要，为保证锅炉尽快投入燃油助燃，在FSSS系统逻辑中加入了油枪快投程序。
4.4根据实际情况，将部分原跳磨条件改为报警信号。
4.5在风机停用时.如运行人员把动叶调整到一较大开度，当油站启动时，对执行器及动叶将产生较大的冲力，易损坏设备，故在 CCS中加入禁开指令。
4.6根据运行情况，有些PID调节参数不是最佳状态，为此修改了部分PID参数。
4.7由于卡件的某一通道损坏，改用其它通道，避免更换整块卡件。
4.8合理配置资源，把一台GP由工作站1移至工作站3，减少了死机机会。
4.9对周界风的自动设定进行了改动，加强了对停用喷嘴的冷却，避免烧毁喷嘴。
4.1.10修改与实际系统不符的画面。
4.1.1l根据生产需要，重新编制了计算机报表及部分趋势图。
5.升级改造
5.1改造原因
5.1.1由于早期计算机在硬件和软件上设计的失误，造成原投产时的DCS分散控制系统同样也存在Y2K问题。虽然DPU及I/ O卡件不存在Y2K问题，但所有的上位机都有Y2K问题，即RTP(INTEL 486底板、 RTP D3版本)、AP(INTEL 486底板、AP D3版本)和GP(INTEL 486底板)、 DATAVUE D3版本)
Y2K问题主要表现在系统运行、系统事件、系统过程趋势、系统打印、系统数据调用及工作站上电等方面。
5.1.2原DCS分散控制系统中所使用的连接AP、GP、RTP之间的SCSI总线通讯技术比较落后，且RTP之间的不冗余性显得异常突出。因为GP的操作及数据采集都是通过RTP从DPU上取得的，所以当RTP出现异常或故障时，与此RTP所连接的三台或两台GP既得不到任何数据，也无法进行操作，从而给机组的安全运行带来很大的隐患。曾经出现过一台机组所有集控室操作员站(GP)无法操作的情形。
5.1.3 GP、AP、RTP中的CPU都采用的是INTEL 486/66，且其内存和硬盘容量都比较小，因此运算速度较慢，尤其是在较复杂画面切换和调用时，更显得突出，也给机组的安全造成不利影响。
5.1.4各RTP、GP、AP中的配件都由于生产时期早，通用性差，价格非常高，经济上不合适，甚至于有可能无法有足够的备件供应。
5.2升级改造过程
5.2.1将AP、GP、RTP中的主板及 CPU改为奔腾166，软件也相应升级，从根本上解决了Y2K问题，同时也提高了运算速度、存储空间及控制性能。
5.2.2将系统中所有GP、AP都通过以太网与三台RTP同时联接，从而使得RTP之间为冗余关系。解决了多台GP同时出现异常或故障的情况，提高了系统的可靠性。
5.2.3将各配件由专用的改为通用性强的配件产品，从而大大降低成本，减少供货周期。
5.3升级改造结果
#1、#2号机组DCS系统的软、硬件升级和网络改造分别在1999年10月和1999年4月实施完成，结果十分理想，两台机组没有出现Y2K问题，且系统的运算速度、可靠性能等各方面均有较大的提高。同时，也为管理信息系统的建立打下基础。
6.与管理信息系统的联接
随着电力市场的逐步扩大和竞争的日益激烈，如何最大限度地发挥机组的效率，更加灵活地应付竞价上网，取得上网优势，提高企业的市场竞争能力，就呈现在面前。管理信息系统(MIS)技术就成为本厂现阶段的目标，但MIS系统基本上没有生产过程的实时数据，同时由于在DCS中包括有机组性能计算、长期历史数据存贮等管理功能，也使得 DCS日趋复杂。
因此也就需要简化DCS的功能，主要服务于机组的直接监控，把实时性不强的管理功能上移至MIS系统中。为保证DCS网络的安全可靠性，使用一个网关进行DCS与 MIS之间的连接。DCS系统将生产过程中大量的实时数据和信息送入网关中，再由网关机利用数据库等技术进行相应存贮、分析、提炼和发掘，供给MIS数据和结果，为管理者提供决策依据。
7.尚存在问题
7.1燃烧器因热态时卡涩上下摆动不能对应，自动投入效果不佳。这也是大型机组的共性问题。
7.2主、再热汽温的调节品质差
正常情况下，主再热汽温的调节能够满足设计要求，但在升降负荷、启停磨时，由于工况变化较大，汽温调节很慢，往往在实际值偏离设计值10℃以上时，减温水调门还没有动作，即便动作以后，调节也很慢，因此，有时需靠手动调节。
7.3二次风挡板开度不能随负荷、喷燃器投停而自动进行调节，周界风开度也因原设定值不合理而解除自动。在机组负荷变化或投停燃烧器时，各二次风挡板始终根据设定的压力差来调节开度，而没有考虑工况变化后的影响，所以二次风挡板的开度基本上都是人为干预。
7.4在CCS方式下，负荷的升降及稳定性(指显示值)有时不能满足运行需要。负荷指令发出后，实际负荷往往不能按照设定的升降负荷速率变化，有禁升禁降信号，而且如果设定负荷与实际负荷差值过大，负荷显示就会在跟踪值与实际值之间跳动，影响96点考核，因此，运行人员有时将CCS解除。
7.5设计中送引风自动的正常投入范围为220MW~300MW，而实际运行中的负荷不可能只在此范围调节，因此需对此进行改进。
7. 6DPU出现故障后，如果不能及时自动切换，则会将一些通过高速公路传输的信号进行初始化，从而造成传输信号出错甚至于引起MFT。
7.7SCS系统包括对CCS系统大部分气动调节阀的供气电磁阀的控制，以实现对它们的保护功能，但保护动作后电磁阀失电，调节阀不能动作，CCS工作人员查清SCS系统对这些调节阀的保护逻辑后才能消缺，不便于维护。
总之，在两台机组投产后尤其是在升级和改造后，针对DCS管理积累了一些经验，但这些对于安全地管好用好DCS系统还是远远不够的，有些发现的问题还没有解决，也有更多的问题还未发现或遇到，在下一步的工作中要以提高自动投入率为入口，使得对DCS系统的管理更加完善。
