作者：刘武林　

摘要：石门电厂2ⅹ300MW机组采用上海新华公司XDPS-400系统对原热控系统进行了DCS系统一体化改造。本文介绍了石门电厂300MW机组DCS系统改造的调试过程，分析、处理调试中出现的问题，指出XDPS-400系统在使用中应非凡注重的问题。经过精心调试，石门电厂300MW机组DCS系统改造工程在大修期内保质保量地完成，取得了圆满成功。
要害词：300MW机组、DCS系统、改造、调试
1概述
石门电厂#1、2机组是湖南省的首批300MW机组，锅炉、汽机、发电机均为哈尔滨三大动力厂的设备，分别于96年初和年底移交生产。石门电厂热控系统由于受到当时控制水平、资金等条件的限制，采用“中等适用”的设计原则，热工自动化水平不高，各控制系统配置五花八门，被戏称为“八国联军”。MCS和FSSS两个子系统采用北京贝利公司的infi-90系统，DEH采用上海新华公司的数字电调系统（DEH-Ⅲ型），DAS系统是由北京电力科学研究院总成套的EDPF-2000系统；而SCS系统在当初设计时就未充分考虑，仅主要辅机启停联锁系统采用了可编程控制器（PLC），辅机及现场执行器全为硬手操。由于各系统控制水平参差不齐，除FSSS、MCS系统外，其它系统之间信号联系都采用硬接线方式，各系统之间的信息共享无从谈起；现场测量元件、传感器的重复配置较多，各系统的I/O卡件配置也相应增加，造成了部分一次元件和控制系统I/O硬件资源的浪费；FSSS、MCS等系统除可进行键盘操作外，还配置了大量手操站和操作按钮（约280对）；此外BTG盘的总长度为11米，配备二次仪表约160块，热工信号光字牌共420个，这都给运行人员的监视和操作带来了极大的不便，控制系统的问题也随时间的推移而不断暴露出来。为了提高电厂的热工自动化水平，保证机组安全、经济运行，减少热工维护工作量，石门电厂决定对热工控制系统进行彻底改造。
石门电厂经过广泛的收资调研、分析比较，决定采用上海新华公司XDPS-400系统对热控系统进行DCS系统一体化改造。利用机组大修的机会，于2000年、2001年对#1、2机组DAS系统进行了改造，于2002年5月-7月、2003年4月-6月分别对#2、#1机组DCS系统（含MCS、FSSS、SCS、DEH、MEH、BPS）进行了改造。
改造后的DCS系统包括MCS、DAS、FSSS、SCS、DEH、MEH、BPS、ETS、TSI等9个系统，其中ETS、TSI保留原控制系统，与DCS通过硬接线实现其操作和监视。每台机组的DCS系统共配置了14对冗余的DPU、4台操作员站（OPU）、2台工程师站、1台历史站,I/O测点达5200多点。两台机组经改造后，DCS运行良好、控制可靠，保护投入率为100，自动投入率为97.6。
2调试内容及分工
石门电厂DCS改造工程的调试分为单体调试、分系统调试和整套启动调试三部分。
1）湖南省电力试验研究所参加了电厂DCS改造前期工作，包括DCS系统改造可行性研究报告、技术规范审查；DCS系统改造的设计联络会；DCS系统设备出厂验收工作。
2）湖南省电力试验研究所负责DCS系统（包括MCS、FSSS、SCS、DEH、DAS等）的分系统调试和整套启动调试。调试工作按照《电力建设工程调试定额》（中华人民共和国电力工业部电建[1996]868号）中的具体内容进行。并负责编写和制定调试技术方案、技术措施，调试报告。
3）机柜安装、电缆铺设、接线、对线、一次元件（包括热偶、热阻、变送器、压力开关、温度开关等）安装和单体校验，以及执行器的校验等均属于安装和单体调试范围，由湖南省石门电厂承担。
4）新华公司负责DCS设备的现场服务工作。
3各控制系统的调试及调试中出现的问题
我们深知保证质量和按期完成调试任务是我们义不容辞的责任，也是我们生存和发展的必要条件，因此，我们抽调精兵强将，全力以赴的开展石门调试工作。在调试期间我们严密组织，实行全过程责任划分，使每一项工作都有具体的责任人；严抓过程进度和质量控制；严格按照技术措施工作；严格把握设备安装、送电和静态调试等环节，确保整体启动、动态试验及系统投运等各项工作顺利进行，使#1、2机组大修圆满完成。下面是DCS改造调试工作的几项主要工作（重点介绍#1机组的调试）:
3.1DCS系统的硬件、软件恢复，受电及I/O通道测试
石门电厂#1机组DCS设备于2003年3月底运到现场，4月初开始对旧设备进行拆除，然后新机柜就位，敷设新电缆，整理旧电缆。4月20日，DCS基本具备送电条件，电子设备间的环境条件基本达到系统送电要求，卡件开始恢复，按照调试方案的要求，严格检查DCS系统的电源系统、接地系统、网络通讯系统，满足新华公司的要求后，于4月22日系统送电，先送DPU、MMI和部分I/O电源。
输入/输出通道测试、组态软件的检查和控制逻辑的仿真试验。DCS送电后，分四个系统，负责应用软件检查、卡件通道测试和电缆接线。在卡件测试前，制定了适用于模拟量和数字量卡件测试记录表，将所有卡件的每一个通道全部测试，通道测试工作于5月4日结束，在通道检查中发现了一些问题，如部分4-20mA信号供电方式设置不对、部分通道量程设置不对、部分通道内部接线错误等，都已及时处理好，I/O通道100合格。
由于DCS的部分组态主要是电厂热工人员根据原有控制逻辑翻译而来，因组态经验欠缺和时间紧迫，MCS、SCS组态中存在许多错误，我们在新华公司的大力配合下，花费大量的时间对各控制系统的组态进行了认真、细致的检查和修改、完善，为DCS改造成功打下了坚实的基础。
3.2MCS系统的调试
MCS系统担负着生产过程中水、汽、煤、油、风烟系统的自动调节及整个单元机组的负荷控制任务，它包括机炉协调控制、锅炉燃料量控制、汽包水位控制、过热蒸汽温度控制、再热蒸汽温度控制、送引风控制、一次风压控制、炉膛/风箱差压控制、除氧器水位及压力控制、高加水位控制、给水泵转速控制（MEH）等系统。
MCS系统占用#4、#5两对DPU。机炉协调控制、锅炉燃料量控制、汽包水位控制、一次风压控制、炉膛/风箱差压控制等在#4DPU中实现，过热蒸汽温度、再热蒸汽温度、送引风控制、高加水位控制等在#5DPU中实现。
3.2.1系统静态调试
（1）系统受电
经过严格的检查工作后，在新华公司工地代表在场的情况下，于2003年4月23日MCS系统送电。
（2）卡件检查、测试
a主、冗余DPU切换试验。DPU组态正确下装后，通过EWS能够进行主、冗余DPU的切换，工作正常；人为停止主DPU的运行，冗余DPU也能够正常切换到主DPU运行。
b逐一检查各个DPU内所有卡件地址，确认设置正确后插入卡件，通过XDPS卡件自检功能，卡件状态指示灯均正常。
c卡件输入、输出通道测试。
（3）组态检查与修改
对机炉协调控制、锅炉燃料量控制、汽包水位控制、过热蒸汽温度、再热蒸汽温度、送引风控制等自动调节系统的控制原理，手/自动切换逻辑进行具体的检查、修改。
（4）控制系统的开环试验
根据机组运行要求，对控制系统组态进行进一步检查与修改，设定静态参数的初始值和动态参数的预估值，根据系统工作过程和调节原理确定各主、付调节器动作方向。用信号发生器模拟现场信号，检查各调节器的作用方向是否符合控制系统的工艺要求，执行器的动作方向与位置是否与调节器输出相对应。检查各限幅、报警功能、各逻辑动作应正确无误。对系统进行手、自动切换试验，检查其是否有扰动。
3.2.2系统动态调试
(1)执行机构的检查与投入：
执行机构应安装正确，阀门能全开、全关，动作灵活、平稳、无卡涩、跳动现象，各开度和位置发送器输出基本保持线性关系。通过操作员站作操作试验，阀门和执行机构的动作方向与操作方向一致，且位置反馈与执行器位置基本对应。
(2)传感器的检查与投入
变送器安装正确，量程范围与设计相符，绝缘良好，在变送器送电、冲洗后投入运行，检查其输出应与其工况相对应，并与别的表计对照检查。
(3)控制系统的动态投入
锅炉点火后，投运燃油压力自动调节系统。汽机消缺期间，利用锅炉蓄热，分别于6月5日、6日进行了A、B小机的超速试验，试验前投入小机转速控制系统。A小机转速调节效果较好，偏差可以控制在10转以内，B小机的调节偏差稍大。
机组并网后，试投下列调节系统：除氧器水位，汽包水位，引风、一次风压；负荷在180MW以上负荷运行，试投下列调节系统：机炉协调，过热汽温一、二级减温，再热汽温度，送风，并优化调节参数。
3.2.3调试中出现的问题及处理
(1)由于油枪角阀开启的瞬间油压下降速度快，下降幅度大，一旦油枪枪体充油完成，油压迅速回升，尤其是在投运第二支油枪的时候该现象最为显著，使用一般的PID调节器，难以达到较满足的效果。通过各个工况的调试观察，引入运行油枪数量作为前馈，并采用自适应PID参数，不仅缓解了油枪投运瞬间油压的下降幅度，而且提高了系统的稳定性。
(2)在机组运行中，过热汽温减温水调节裕量较小，调节阀经常工作在下限，汽温多次超调，不得不切手动，其原因之一是副调节器达低限后，主调节器继续运算，引起积分饱和。根据该现象，增加了副调节器达低限主调节器闭锁增，副调节器达高限主调节器闭锁减逻辑。
(3)给粉机调节的反馈取的是给粉机层操指令反馈信号，当启停给粉机的时候，反馈信号没有变化，而锅炉的实际燃料量却有了变化，为维持锅炉负荷的稳定，锅炉主控必须通过热量信号的变化去改变主控指令从而降低其它给粉机（投入自动的给粉机）的转速。为了快速消除给粉机的启停所带来的扰动，对给粉机层操反馈进行了修正，在给粉机启停操作后，系统能迅速改变其它给粉机的转速，避免了给粉机启停引起的汽压波动。
(4)汽泵同操器原组态无跟踪逻辑，假如运行人员投给水自动前未将同操器人为操作至汽泵工作指令，可能造成给水自动调节器工作区不当，引起水位调节不能正常工作。增加两台汽泵均手动，同操器强制跟踪逻辑，跟踪量取两台汽泵指令的平均值。
(5)经过一段时间的机组运行，发现再热事故喷水调节左右两侧分别调节效果较好，在征求电厂同意的情况下，作了相应的修改。修改后，再热事故喷水调节的设定值左右侧分别设置。烟气挡板维持原组态。
3.2.4调试结论
经过调试，MCS系统的控制回路的远方手动操作正常；机组协调、汽包水位、主汽压力、蒸汽温度、高加与除氧器水位等调节系统能投入自动。2003年6月19日9点进行了协调变负荷试验，变负荷速率设定为9MW/min，首先机组负荷从240MW降到200MW，再由200MW升到240MW时，机前压力最大偏差0.47MPa、稳态偏差0.12MPa，主汽温度最大偏差3.96℃、稳态偏差1.5℃，汽包水位最大偏差39mm、稳态偏差-24.1mm，炉膛负压最大偏差-102Pa、稳态偏差-60Pa,氧量最大偏差1.9、稳态偏差0.85，主要系统调节品质满足要求。
3.3FSSS系统的调试
石门电厂＃1机组的FSSS系统占用#6DPU和#7DPU两对DPU。其中#6DPU主要实现油枪治理；#7DPU治理煤燃烧器和实现FSSS的公共逻辑，保证炉膛安全。
石门电厂#1机组有F层和G层两层油枪，F2角和F4角油枪由压缩空气雾化，F1角、F3角和G层油枪用雾化蒸汽雾化。DCS通过#6DPU实现对各油枪、油角阀、雾化蒸汽阀、吹扫阀和点火枪的单体控制，同时还能实现油枪的单角和单层顺序投退，方便运行人员操作。
炉膛燃烧设计有A层、B层、C层、D层和E层共五层煤燃烧器，各台给粉机电源投退由#7DPU控制，而给粉机转速由MCS控制。煤层的一次风门由SCS系统控制。
FSSS公共逻辑监视影响炉膛安全的各重要参数，一旦出现危急炉膛的情况，发出MFT信号，切断所有进入炉膛的燃料，实行紧急停炉，保证炉膛安全。火焰检测系统采用Forney公司的设备。控制系统逻辑总体上是依据原来的老逻辑。
FSSS调试工作从2003年4月22日开始，到5月31日结束，调试期间，无论是做保护试验，还是保护实际动作，FSSS系统运行稳定，动作正确及时。机组从6月11日到6月20日带高负荷运行非常稳定。
3.3.1硬件调试
包括机柜电源、接地系统检查、系统上电、I/O通道检查、信号回路检查等。
3.3.2组态调试
逻辑检查包括炉膛吹扫条件、炉膛点火答应条件、油点火答应、煤点答应、OFT条件、油枪跳闸条件、给粉机跳闸条件、MFT等逻辑逐一检查、修改。
3.3.3就地设备操作试验
就地设备首先由电厂热工人员在就地操作正常后，再由运行人员在操作台上远操。重要辅机都是在做完其所有保护试验后才开始试运的。工作进度依据电厂大修计划进行，每一台设备都在经过试运后才投入正式运行。
3.3.4MFT逻辑试验
调试中进行了多次MFT试验，试验时尽量从就地加信号，MFT动作后检查声光报警、MFT首出原因、所有MFT输出继电器输出接点动作全部正确，所有联跳设备都正确跳闸。
MFT跳闸条件为：1）汽机跳闸；2）两台送风机全停；3）两台引风机全停；4）汽包水位高三值；5）汽包水位低三值；6）炉膛压力高二值；7）炉膛压力低二值；8）紧急停炉；9）失去探头冷却风；10）失去全部燃料；11）全炉膛灭火；12）两台一次风机全停；13）再吹扫请求；14）锅炉风量<30：锅炉负荷大于10，且炉膛风量却小于30。
3.3.5火检调试
石门电厂的火焰检测系统由电厂热工人员自己调试。对于油枪，油角阀打开15秒后，任何时间检测不到对应火焰，该油枪就会跳闸。给粉机不一样，只有检测不到火焰和该煤层点火能量不满足两个条件同时出现才会跳给粉机。
3.3.6调试中出现的问题及处理
(1)硬件修改
汽包水位保护依据国家电力公司最新要求进行了修改，汽包水位保护信号原来有三个，一个来自汽包水位变送器的模拟量信号，另外两个为电接点水位计来的开关量信号。现已改为三个独立的汽包水位变送器的三路信号，分别经MCS进行压力补偿等处理并进行三取中后，再进行水位高低判定，MCS发出的汽包水位高三值（或低三值）信号通过硬接线送到FSSS。
炉膛压力保护信号通过加装的炉膛压力变送器和原来的炉膛压力开关综合实现。
(2)组态修改
a.汽包水位保护
FSSS中汽包水位保护仍然采用三取二逻辑，但信号来源都已改成从MCS来。
b.雾化介质压力低OFT
因油枪F2、F4角的雾化介质是压缩空气，G层和F1、F3的雾化介质是雾化蒸汽，原OFT逻辑设计中未加区别，不管运行工况如何，任一个压力低都发生OFT，这样轻易产生误跳，调试中添加了自动判定逻辑，杜绝了逻辑上的误跳。
c.F层和G层的油点火答应信号
因油枪F2、F4角的雾化介质是压缩空气，G层和F1、F3的雾化介质是雾化蒸汽，所以油枪F2、F4角的油点火答应信号及G层和F1、F3的油点火答应信号的相关逻辑进行了修改。
d.油泄漏试验不成功
当油泄漏试验不成功时，将引发燃油快关阀往返动作。对油泄漏试验逻辑进行分析后认为，主要原因在于引入到D7P31B53-1的信号不对，不应当引入D7P31B38-1信号，而应当引入D7P31B24-0信号。逻辑修改后，经实际检验，燃油快关阀动作正常。
(3)画面修改
调试中依据运行人员的需要和出于系统安全的考虑，对系统的画面不断进行了改进和优化。
3.3.7调试结论
#1机组FSSS系统的改造调试，因为基础工作做得非常认真，及早发现和修改了组态中不合理的部分，使FSSS系统的试验运行进展顺利，锅炉点火一次成功，锅炉运行稳定，杜绝了设备损坏，保证了调试进度。FSSS设备在上电、接线、查线和设备试运中没有出现任何损坏卡件和设备误动的现象。系统逻辑经运行证实是正确的，合理的。
3.4SCS系统的调试
石门电厂原辅机顺序控制系统没有进DCS，启停操作采用常规仪表（按钮）控制，联锁保护通过AB公司可编程控制器（PLC）实现。本次改造将顺序控制系统纳入DCS。SCS一共占用五对DPU，其中，锅炉侧SCS系统（BSCS）占用#13和#14DPU，汽机侧SCS系统(TSCS)占用#8、#9和#10三个DPU。因为石门电厂2年前已进行了DAS系统的改造，改造时许多信号如阀门的开、关状态信号已进入DAS系统，为减少此次大修放电缆的工作量，节约成本，故在SCS系统中许多输入信号是通过通讯从DAS系统中取得的。
石门电厂#1机组SCS系统共有23套程控功能组，其中炉侧有17套：空预器控制(A、B组)、引风机控制(A、B组)、送风机控制(A、B组)、一次风机控制（A、B组）、排粉机控制（A、B、C、D组）、磨煤机控制（A、B、C、D组）、锅炉定排程序控制；汽机侧共有5套程控功能组：电动给水泵控制（1组），低压加热器程控(＃5、＃6和＃7、#8)、高压加热器控制。
单项控制包括互为备用的辅机、单台辅机及相关阀门的控制以及单台设备如阀门、挡板等的控制，单控方式时，操作员在CRT画面的操作指导下进行操作，完成每一驱动级设备的单独操作。
3.4.1硬件调试
包括系统上电、卡件检查与测试、卡件的I/O通道测试等工作
3.4.2组态调试
根据系统设计及运行的要求，检查组态逻辑的合理性，正确设置各功能块的参数，并对各重要辅机、阀门的控制、联锁、保护逻辑进行了仿真试验。
3.4.3远方操作试验
在电厂检修人员就地进行了阀门的开关、电机的启停试验后，调试人员再次核实系统组态，然后通知运行人员在操作员站上进行远方操作试验，检查就地设备动作是否正确，反馈信号及OPU工艺画面显示是否正确。在保证设备安全的前提下，通过部分功能块的关闭，切断设备间的联锁逻辑，完成了各单体设备远方操作的调试，包括电机的启停、阀门的开关等。
3.4.4重要辅机联锁保护试验
重要辅机如引风机、送风机、一次风机、电动给水泵、汽动给水泵等的热工联锁、保护功能的实现是SCS系统的一个核心功能。开机前进行了各辅机的保护试验并经运行人员签收合格，试验中6KV电机开关置试验位，其他设备实际操作，试验信号尽可能来源于就地一次元件。
3.4.5程控系统的试验及投运
调试中对程控逻辑进行了仔细检查和仿真，逻辑正确合理。2003年5月中、下旬，对设计的程控系统进行了实际投运。
3.4.6调试中出现的问题及处理
（1）对大量的工艺画面错误，如标签连接错误等进行了更正；
（2）原来辅机系统的联锁、保护逻辑过于简单，对机、炉辅机联锁逻辑（非凡是机侧）进行了适当的优化，并在整套启动前进行了组态修改。
（3）按电厂所提逻辑要求，修改了高、低旁路系统的联锁控制组态。
（4）对大量的既带行程开关又带位反馈装置的可调阀门、挡板，增加了开关到位的模拟量位反判定。
（5）对于重要辅机的跳闸，增加了跳闸首出原因分析画面，便于运行人员分析、查找事故原因。
（6）2003年5月31日，机组运行中，发生送风机电机轴承温度3高跳闸，引起锅炉MFT动作，通过历史数据分析为该测点松动造成送风机保护误动，实际检查后确认该温度测点松动。经新华公司确认后，所有重要辅机温度保护全部改用慢信号保护功能块。
3.4.7调试结论
通过两个月的精心调试，石门电厂#1机组的SCS系统设备性能稳定，控制逻辑比较完善，系统运行情况良好。经过分部试运和多次开机运行的考验，证实SCS系统动作正常，保护正确，系统运行完全符合逻辑要求。能够保证电厂安全、经济、稳定运行。
3.5DEH系统的调试
DEH系统是控制汽轮机启动、停机及转速控制、功率控制的唯一手段，是电厂实现机组协调控制、远方自动调度等功能必不可少的控制设备。改造后的DEH控制系统共占用#12、13两对DPU，包括两个模件柜、两个端子柜，#12DPU为基本控制部分，#13DPU为ATC控制部分。
3.5.1硬件调试
包括系统上电、卡件检查与测试、卡件的输入与输出通道测试等工作
3.5.2系统组态检查及仿真试验
在工程师站上运行NETWIN软件后，检查DEH仿真组态，包括各通道地址设置及内部控制组态，组态无误，进行纯仿真试验，包括汽机转速控制、功率控制、超速保护、阀门试验、阀门切换等功能，从汽机升速至机组带300MW负荷全过程仿真，控制正确、可靠。
3.5.3伺服系统静调
在整套EH液压控制系统全部安装就位，油质合格后，对伺服系统进行开环、闭环静态调试。测量油动机最大开度Lmax，根据油动机额定行程LH，计算LVDT变送器应有的最大电压Vmax，所测数据作好记录。根据数据，调整好VCC卡零点和量程及偏置。
3.5.4电磁阀试验
将DEH系统的所有电磁阀送电，包括OPC和试验电磁阀，进行操作后均能正常动作。
3.5.5电液联动试验（混合仿真）
先对各阀门做迟缓率测试，试验结果均合格。通过带现场真实的阀门进行联动试验，联动试验包括转速控制功能、阀门严密性试验、超速保护试验（103、110超速）、同期与并网试验、负荷控制功能、阀门关闭与松动试验、单阀/顺序阀切换试验、CCS遥控试验等，观察阀门的动作情况，阀门均动作正常。
3.5.6DEH控制下汽机启动
汽机满足冲转条件后，在DEH系统控制下进行汽机启动，采用“操作员自动”的启动方式。
挂闸前，DEH处于“自动”状态。在操作画面上按“挂闸”键，挂闸灯亮，中主门全开。阀限设置为100，中压调门全开，在转速操作画面上按“主汽门控制”键，高压调门全开，灯亮后设定转速目标值为600r/min，升速率为200r/min，按下“进行”键，开始升速。汽机转速达到600r/min后，进行低速暖机。汽机状态符合要求后，依据同样方法升速至2200r/min高速暖机。暖机结束，升速至2940r/min，按下“高压调门控制”键，进行阀切换。之后，将汽机转速升到3000r/min，预备并网。应电气要求按下“自动同步”键，灯亮，DEH受自动同期控制并网，带5负荷，然后，升负荷。根据主汽压等工况，逐步升至较高负荷，在线试验各阀门，动作正常，在“CCS答应”条件满足时，投入“CCS遥控”，由CCS设定负荷至100，满负荷运行。
3.5.7调试中出现的问题
（1）在对伺服系统进行开环、闭环静态调试时，GV1、GV2的伺服阀有问题，拔掉其插头，调门全开，关不下来，更换伺服阀后，GV1、GV2调门开关正常；GV1的LVDT信号不显示，更换VCC卡后正常。
（2）功率MW、主汽压TP、调节级压力IMP等信号原设计为三个，实际进DEH的只有两个，从MCS通过网上再各取一个信号。
（3）DEH系统内部确定的临界转速与汽机实际临界转速不同，不能保证汽机冲转的安全性，根据汽机专业提供资料，在组态中作了修改，具体数据如下：第一临界：1400r/min-1500r/min；第二临界：1600r/min-1700r/min；第三临界：2300r/min-2350r/min。
3.5.8调试结论
通过对DEH系统的调试，汽轮机的转速控制、功率控制功能正常，调节品质良好，保护功能正确可靠，能够保证机组安全、正常的运行。
4几点体会
使用新华公司的XDPS系统为我们调试工作带来了很大的方便。与其它厂家非凡是国外厂家的DCS系统相比，首先XDPS的汉语界面让人觉得亲切易懂，便于操作；其次它的在线组态功能很强大，可随手调出所需功能块，略加连接，即可实现所需逻辑功能；方便的图形生成、数据一览、实时趋势、历史趋势以及报警历史记录的具体性、可靠性，为我们查数据、查事故原因，提供了很大的方便，也受到了一致的好评。
1）在改造过程中，由于电厂大修领导小组的严格要求与精密组织，调试人员一丝不苟地工作和严把质量关，未损坏卡件，只损坏了两块端子板。通过周密安排与精心调试，使DCS系统改造工程在大修期内保质保量地完成，取得了圆满成功。
2）XDPS-400系统的在线组态功能很强大，组态在线修改非凡方便。因此，需要加强治理，只能是有权限的人在需要修改组态时才答应进入读写方式，其他的人一律只准进入读方式，能阅读组态，但不能修改。否则，在无意中修改了组态中的连线或删除功能块，会引起严重后果。
3）XDPS-400系统的操作员站、工程师站、历史站可以通用，因此，要注重点目录piontdir、控制画面等文件的保存与统一，不要相互覆盖。非凡是点目录piontdir要统一，否则会出现一些怪现象。
4）XDPS-400系统能调出每一点的历史数据和历史趋势，为电厂的事故分析提供了非常有利的条件。
5）限于当时的客观原因，DAS系统的改造与DCS（MCS、FSSS、SCS、DEH）的改造分开进行，阀门的开、关状态信号已进入DAS系统，为减少放电缆的工作量，节约成本，SCS系统中许多阀门的状态信号通过通讯从DAS系统中取得的，这不是太好，建议对DAS、SCS的I/O测点进行优化，尽量减少SCS通过网络从DAS取数据。