数字化仪范文
时间：2023-03-11 16:24:05
数字化仪范文第1篇
【关键词】电子技术 CAD软件 数字化
1 配置Wintab驱动程序
AutoCAD? 支持 Wintab 兼容数字化仪。Wintab 是由独立开发人员使用的 Microsoft?Windows? 规格，其作用是使数字化仪能够用作系统指针和 AutoCAD 定点设备。
只有将 Windows 配置为使用 Wintab 驱动程序，才能在 AutoCAD 中使用数字化仪。要在 Windows 下配置 Wintab 驱动程序，请按照数字化仪制造商提供的设置安装程序进行操作。Wintab 驱动程序不与 AutoCAD 一起分发。要使数字化仪在 AutoCAD 下正常工作，必须先保证它能在 Windows 下正常工作。请确保 Wintab 驱动程序配置了正确的数字化仪型号和正确的数字化仪指针按钮数。
2 将数字化仪配置为数字化仪覆盖
一是配置操作将数字化仪表面的各个区域建立成指定的菜单和屏幕定点区。要将数字化仪配置为使用数字化仪覆盖（Tablet 2004.dwg，与 AutoCAD 一起提供，位于 Sample 文件夹中），最好选择提供的默认数字化仪菜单、列和行。二是AutoCAD 使用屏幕定点区的概念来描述数字化仪的操作。屏幕定点区是数字化仪表面的一个矩形区域，数字化仪在此区域中使用。屏幕定点区绝对地对应计算机显示。例如，数字化仪指针处在屏幕定点区的中心时，图形光标处在绘图区域的中心。三是注意在重新配置数字化仪之前，要确保固定而不是浮动屏幕定点区处于活动状态。四是修改固定屏幕定点区的尺寸。在配置之前，数字化仪的整个表面实际上是固定屏幕定点区，数字化仪指针替代鼠标进行操作。可以使用 TABLET 命令的“Cfg”选项来修改固定屏幕定点区的尺寸。最佳方式为模仿数字化仪覆盖上的屏幕区，在数字化仪上指定一个小型屏幕区。五是使用浮动屏幕定点区。可以使用浮动屏幕定点区来扩大数字化仪上的定点区来创建和选择对象以及在工具栏和菜单中选择命令。但是，浮动屏幕定点区无法校准以用来跟踪，也不支持数字化仪菜单的访问。六是在固定和浮动屏幕定点区之间切换。通过按 F12 键或使用配置时指定的数字化仪指针按钮，可在固定和浮动屏幕定点区之间进行切换。某些 Wintab 驱动程序，仅当光标位于屏幕定点区以外时才允许访问数字化仪指针按钮命令。如果数字化仪指针上的按钮没有相应的响应，请在按数字化仪指针按钮之前将指针移出固定的屏幕定点区。
3 将数字化仪进行跟踪
校准操作在数字化仪表面和绘制对象的实际尺寸之间建立一个比例关系。如果要使用数字化仪进行跟踪或数字化，则数字化仪需要根据图纸图形、照片或其他图形资料校准。校准的目的是使图纸图形和数字化仪对齐，并在图纸图形的点位置和数字化仪表面上的位置之间建立一个比例关系。校准数字化仪后，可以输入命令（例如 LINE、 ARC 和 CIRCLE ）来跟踪现有图形。如果图纸图形过大而不能布满数字化仪，可以局部跟踪图形，确保数字化仪依次根据每一部分校准。在 AutoCAD 中，以这种方式使用数字化仪称为“数字化仪”模式。可以使用“工具”菜单中的“数字化仪”选项或 TABLET 命令来打开或关闭“数字化仪”模式。校准最少需要指定两个点，但最好指定五个点。应选择那些彼此距离不很近且可以输入其精确 X，Y 坐标值的点。校准数字化仪时，最好在输入右上角坐标之前，先输入左下角坐标。如果仅校准两个点，且第二个点在第一个点的右下方（正坐标），则 AutoCAD 的点映射功能不可靠。
（1）使用“数字化仪”模式中的编辑命令。所有需要使用数字化仪指针选择对象的命令仍然在“数字化仪”模式下工作。例如，要删除对象，请启动 ERASE 并移动数字化仪指针，直到拾取框处在对象的上面。
（2）数字化时排除鼠标输入。如果既使用鼠标又使用数字化仪，可以在数字化仪的校准定点区排除鼠标输入。如果“选项”对话框、“系统”选项卡设为只接受数字化仪输入，那么鼠标在其他所有区域仍能正常操作。
（3）在“数字化仪”模式下使用“数字化仪”菜单。可以校准数字化仪以数字化图形，并保持已配置的数字化仪菜单区。但是，要确保在图纸图形上跟踪的区域没有覆盖数字化仪菜单区。根据数字化仪的尺寸和图纸图形的尺寸，可能需要将数字化仪配置为零菜单，以使数字化仪上的固定屏幕定点区足够容纳图纸图形。
如果要从校准为跟踪图形的数字化仪切换到配置为数字化仪覆盖的数字化仪，则必须重新配置数字化仪，因为通常用于跟踪图形的固定屏幕定点区较大。
4 测试数字化仪
如果校准数字化仪后不能正确绘图，则需要仔细检查数字化仪的精度。要检测数字化仪的缩放精度，请使用 TABLET 的“校准”选项。不同的数字化仪有不同的精度。精度规格在每种型号的数字化仪提供的手册中列出。AutoCAD 在校准数字化仪时，使用三点仿射变换来弥补从图纸转换到图形时因为缩放产生的精度损失。如果正交转换的误差大于手动定位数字化仪光标的误差，请使用仿射转换。
5 重新初始化数字化仪
为使 AutoCAD 正常运行，所有输入和输出端口、AutoCAD 参数文件 （acad.pgp） 以及计算机上连接的设备都必须正确初始化。如果数字化仪的硬件设置更改，或由于某些原因需要重新初始化，那么请使用 REINIT 来重新初始化数字化仪参数。
一些 Wintab 驱动程序要求用户关闭并重新启动计算机以确保重新初始化成功。如果重新初始化数字化仪未解决问题，那么请关闭计算机然后重新启动。需要注意的是运行 AutoCAD 之前，确认 Wintab 驱动程序在 Windows 中能够正常运行。
作者简介
刘学，男，现为吉林省四平市污水处理管理处工程师。
作者单位
数字化仪范文第2篇
设计和测试工程师可以使用单个模块化仪器——NI(美国国家仪器有限公司，National Instruments)的可变分辨率数字化仪，实现多种动态测试功能。正如数字万用表将通用的测量功能引入DC测量一样，全新的NI PXI-5922可变分辨率数字化仪对使用通用测量仪器进行动态测量的方式进行了革新。通过将该模块与LabVIEW 7.1结合使用，您可以自己创建各种不同类型的仪器，例如AC电压表、音频分析仪、频率计数器、频谱分析仪和I/Q调制分析仪，而且这些自制仪器与传统高端仪器相比功能相似，测量性能却更高。
“虚拟仪器技术重新定义了测试测量系统的构建方式，”NI总裁兼CEO James Truchard博士表示：“通过为工程师们提供适用于多种领域的设备，NI PXI-5922 可变分辨率数字化仪重新定义了虚拟仪器技术中硬件部分的构建方式。对于一系列需要使用到数字化仪的应用系统，该模块确保了测试的零失误率，并带领我们向通用仪器测量平台的目标又迈进了一大步。”
有别于传统测量设备对所有采样速率只有一种固定分辨率的情况，NI PXI-5922数字化仪使用NI FlexII ADC，具备了可变的分辨率，并能在15 MS/s 16位到500 kS/s 24位的范围内进行采样。NI FlexII ADC结合了NI专利的技术，减少了多位sigma-delta转换器中的线性和温度漂移失误，以便在高采样率的状况下达到前所未有的动态范围。得益于该模块的动态范围和低噪音优势，设计和测试工程师们可以直接数字化低水平信号，而无需用到外部信号调理（例如滤波器和低噪音放大器等）。简化的信号调理功能改进了测量精确度和可靠性，同时也节省了宝贵的开发测试系统的时间。
测量灵活性和极大的动态范围相结合使得NI PXI-5922模块成为一系列应用的理想之选。由于其性能已经超越了市场上最好的商用ADC，所以工程师们可以使用这一模块测试最新的DAC。对于精密音频应用，这一款数字化仪可在高达500 kS/s速率、24位分辨率情况下采集信号，这一强大的功能意味着工程师们可以在动态信号范围内获取高阶和声。这一模块在10 MS/s速率下的18位分辨率使之成为数字通信系统中，采集基带I/Q信号最理想的数字化仪。
NI PXI-5922模块基于同步和存储核心（Synchronization and Memory Core，SMC）构架，与其他基于SMC的产品（例如高速数字化仪、任意波形发生器和数字波形发生器/分析仪等）实现紧密的同步。该模块可完成多仪器同步功能，而模块间的信号偏斜则小于1 ns；强大的、可变的板载内存高达每通道256 MB；并支持高速数据流盘。工程师们可以使用该模块创建混合信号激励响应测量系统，或者通过同步多个NI PXI-5922模块把采集通道扩容至1,632个。
数字化仪范文第3篇
关键字：LXI总线；FPGA；DSP；IEEE1588
引言
LXI是基于以太网技术等工业标准，由中小型总线模块组成的新型仪器平台。它由安捷伦公司和VXI科技公司于2004年9月共同合作成立的LXI联盟提出的，利用现有Ethernet标准、Internet工具、LAN协议、IEC物理尺寸和IVI驱动程序的各方优点，使测试系统的互连平台转向更高速的PC标准的I／O，是构成新一代合成仪器平台的标准。
LXI总线数字化仪模块能够对两种标准频率的中频信号进行数据采集和数字中频处理与分析、并且给出幅频特性分析结果、也可以直接输出数字中频I／Q数据，提供给其他分析设备进行用户需要的特定分析。
总体实现方案
LXI总线数字化仪模块主要包括中频信号处理通路、高速ADC、基于FPGA与DSP的数字中频信号处理、数据存储单元以及嵌入式微处理器等部分，具体实现方案如图1所示。中频信号处理通路部分主要完成模拟中频信号预采样处理、程控增益控制、抗混叠滤波等，处理后的中频信号经过高速ADC采样，采样得到的数字中频信号首先送到FPGA进行数字下变频、数字滤波等处理后得到IQ两路数据，再存储在存储器中，然后由DSP进行本地数据运算，以得到要分析信号相应的特性信息。IQ数据也可以直接送到模块前面板，即IQ数据输出。嵌入式微处理器是整个模块的控制核心，完成系统间的通讯、图形控制，同时提供丰富的接口。
关键电路实现
中频信号处理通路设计
由于中频数字化仪模块能够对两种频率的中频信号进行采样与信号处理，因此整个中频信号通道覆盖两种中频带宽。中频信号处理通路主要完成中频信号滤波、信号放大、抗混叠滤波以及对数检波和预采样等。中频信号在进入模块通道后，首先进行低通滤波，滤除中频信号中的高频分量，滤波后需要对信号进行放大控制，以满足ADC的采样要求。信号进入ADC之前要进行抗混叠滤波处理，在抗混叠滤波电路部分信号通道分成两路，进行第一种中频信号分析时，通过控制开关选择第一中频滤波通道；进行第二种中频信号分析时，选择第二中频滤波通道。信号通道前端的对数检波及预采样电路辅助程控增益放大器实现模块整个通道0dB～30dB的自动增益功能。同时为提高模块的动态范围，在中频信号进入高速ADC之前设计有噪声叠加电路。具体实现原理如图2所示。
ADC电路设计
数字化仪模块ADC采用14位、130Msps模数转换器(ADC)，为减小信号干扰，采用模拟差分输入方式。转换器的数字输出为低功耗LVDS、二元补码数据格式，以方便后续数据处理。
为满足模块能够完成对两种中频信号采集，ADC电路部分设计了可变采样时钟电路，模块会根据用户的测试需要自动选择不同的采样时钟，并且采样时钟始终锁定在模块内部或外部参考上。采样时钟发生电路由参考电路、集成锁相环路(内部自带VCO)及DDS电路三部分组成，如图3所示。基于FPGA的控制电路控制集成锁相环路内部自带的VCO锁定在一个固定输出频率上，采样时钟信号则由DDS对VCO输出的信号分频得到。
基于FPGA和DSP的数字中频信号处理电路设计
FPGA主要完成数字中频信号处理和硬件电路的控制。其中信号处理部分包括数字下变频、数字滤波等，总体结构上由DDS、下混频器、MAC滤波器、系数存储器等组成，DDS完成数控本振(NCO)的功能，用来产生下变频所需的本振信号：硬件电路控制部分包括中频信号处理通路控制、采样时钟控制、数据存储控制及触发控制等。
FPGA处理后数据的最终处理与运算工作由DSP完成，包括中频检波、对数处理、视频滤波、视频检波以及对运算结果进行误差修正等任务，处理完成的数据通过LXI总线接口送到虚拟仪器软面板进行结果显示。由于要进行两种中频信号测量，数据处理复杂程度高，而DSP和FPGA的存储空间有限，因此采用动态更新DSP程序和FPGA程序的方法。根据用户选择的功能，重新配置DSP和FPGA代码到芯片，此方法提高了软件的灵活性和可扩展性，同样缩小了硬件体积，减少了硬件成本。
LXI触发电路设计
LXI规范提供了3种触发方式：基于LAN的触发；基于IEEE1588精密时钟协议提供的时间基准进行定时触发：通过专用LXI触发总线的触发。
本数字化仪模块采用基于IEEE1588精密时钟协议提供的时间基准进行定时触发，该触发需要通过网线来实现IEEE1588协议，使各设备的实时时钟保持同步、各设备根据同步的时间实现事件的同步。由带有以太网外设的CPU处理器和FPGA组成。FPGA仍然实现IEEE 1588时间戳和硬件触发的功能，这样可以大大提高同步精度，同时有利于LXI测试模块的升级和维护。
模块软件设计
驱动软件设计
在以NT为核心的WIN2K、WINXP操作系统中，由于安全性、稳定性的考虑，操作系统不允许应用程序直接访问硬件资源，要实现对LXI总线中频数字化仪硬件电路的控制就必须开发硬件设备驱动程序，作为下层硬件和上层应用程序的纽带，实现应用程序对底层硬件的访问。
在中频数字化仪软件开发中，我们利用工具软件DriverStudio，按照Windows驱动程序模型(WDM)设计了本数字化仪模块驱动程序，在驱动程序中实现端口的读写、中断的响应及DMA传输等。
数字化仪范文第4篇
关键词：AP1000；计算机病毒；单向数据传输；网闸
中图分类号：TK323 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）13-0041-03
计算机病毒是编制者在计算机程序中插入的破坏计算机功能或者破坏数据，影响计算机使用并且能够自我复制的一组计算机指令或者程序代码（以下简称病毒）。病毒具有繁殖性、传染性、潜伏性、隐蔽性、破坏性、可触发性等特点。由于计算机科学技术的发展，病毒也在不断地演变和发展，新病毒的出现更具智能性、隐蔽性、多样性、破坏力强等特点，这给企业病毒预防带来了更高的挑战。
由于数字化仪控系统的先进性，现代核电使用基于计算机的数字化仪控系统已是必然，AP1000同样使用了基于计算机系统的控制平台，如何才能防止病毒攻击，保证仪控系统和核电站安全稳定运行，这是使用全厂数字化仪控系统所面临的问题，伊朗布什尔核电站由于受到病毒攻击而推迟发电，这样的消息让人感到震惊和反思。美国核管会于2009年3月也升版计算机及网络安全相关的法规10CFR73.54。
为了更好地使电站安全稳定运行，AP1000从设计角度采用了分层的仪控系统网络结构、计算机集中布置管理、设置域安全服务器、设置病毒服务器、单向数据传输等多项措施避免仪控计算机受到病毒的危害，并提出通过管理手段更好地保证仪控系统安全稳定运行。
1 病毒防护措施
1.1 仪控系统的层级结构设计
AP1000仪控系统从功能上可分为保护和控制两大块，保护系统主要基于Common Q平台实现，主要系统是反应堆保护与安全监测系统（Protection and Safety Monitoring System，PMS），而控制系统主要基于Ovation平台实现，主要系统是电厂控制系统（Plant Control System，PLS），如图1所示，采取分层结构设计，处于最里面的第四层，是电厂的保护和控制的主要组成部分，其中PMS和PLS的设备处于这一层，这些设备布置在电厂的重要保护区域，对此区域的人员进出实施严格控制，PMS和PLS之间的数据通信采用单向传输，数据只能从PMS流向PLS，避免非安全系统受到破坏而影响安全系统的正常功能；第三层为电厂支持层，主要包括应急运行设施、资产管理、关键通信等系统，与第四层的接口也是采用单向数据传输，通过Ovation的企业数据服务器（Enterprise Data Server，EDS）实现，由此避免第三层数据反向流入第四层；第二层主要是办公局域网等网络，可以从第三层获取数据，以支持电厂管理维护的需求，同样地采取单向数据传输措施，第二层不能向第三层写数据，第一层是最外面一层，可直接和英特网进行数据交换，只需设置防火墙、安装杀毒软件等措施即可。
1.2 详细的设计实现
如图2所示为四层结构的详细实现方式，由图2可以看出，基于Common Q平台实现的保护系统和基于Ovation平台实现的控制系统处于第四层，这些设备都布置在电厂重要保护区域，在附属厂房专门设置四个房间放置PMS四个序列机柜，而Ovation的服务器及交换机都放置在附属厂房两个隔离的计算机房间，此区域未经授权不许进入，数据只能从安全级的保护系统流向非安全级的控制系统，单向数据传输可以避免数据倒流从而非安全级系统影响安全级系统功能，第四层中设备端口都经过严格定义，不使用的端口使之失效定义为“Disable”，远程登录、无线登录、邮件系统等功能都禁止使用，这些措施使得第四层设备受到病毒危害的风险降至最低，它与第三层的接口是通过Ovation的企业数据服务器（Enterprise Data Server，EDS）实现。
第三层包括应急响应设施、关键通信系统、剂量管理、资产管理、数据收集等网络，应急响应设施包括技术支持中心、运行支持中心、应急运行设施等，这些设备从第四层Ovation的企业数据服务器（EDS）获取数据，数据单向传输，应急响应设施为电厂应急情况时提供电站参数信息显示，帮助应急人员了解电站状况，而通信系统、资产管理等相对仪控系统比较独立，不会影响仪控系统功能，就不再作介绍，另外第三层与第二层之间的接口需设置防火墙，且使用De-Militarized Zone （DMZ）提供数据缓冲，建立认证机制，避免第二层网络非法数据进入第三层，保证更低一级的网络不影响更高一级网络的运行。
第二层为公司办公局域网，包括模拟机、电厂电话广播系统等，由电厂IT部门按照公司管理要求建立病毒预防措施，第二层与第一层之间需设置不同于第三层与第二层之间的防火墙。
另外根据国家电力监管委员会的《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）的要求：“在生产控制大区与管理信息大区之间必须设置经国家指定部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置。”所以经过EDS出来的数据如果进入其他系统，还需再设置一个隔离网闸。
1.5 其他病毒预防措施
1.5.1 设备布置。结合电厂的实物保护系统，将第四层的重要设备布置在电厂重要保护区域，对于Ovation平台，采取主机与附属设备分离布置的设计方法，主机布置在附属厂房专门设置的计算机房间，而操作员站仅仅放置鼠标键盘显示器等附属设备，具体实现方式如图6所示，这种设计理念的好处是：将带有USB接口及光驱的主机集中统一管理，此区域严加管控，使用视频监视、机柜门报警、无授权人员不准进入等措施；而操作员站仅仅包含显示器、鼠标、键盘等终端设备，它们通过KVM（Keyboard、Video、Mouse）转换的方式与主机连接，在人员活动相对较多的操作员站未设置主机与交换机等相关设备，减少人员随意使用U盘，随意将其他计算机接入仪控系统，由此减少遭受病毒传染的风险，又给管理带来方便，只需对两个计算机房间加强管理就可以达到目的，然而计算机房间人员活动较少，容易管理，而操作员站人员相对较多的地方只布置终端，不会形成病毒危害风险。
1.5.2 域控制器。设置了对整个Ovation系统进行整体控制的域控制器，使用域的概念对实时网络中的计算机和用户进行统一管理，Ovation所有Drop都必须先在域中注册，且对每个计算机权限都进行严格定义，为不同的角色定义不同的操作权限，也可以限制用户的非法行为，是实现Ovation平台安全的重要设计方式。
1.5.3 病毒服务器。AP1000设置了基于windows系统的病毒服务器，此服务器安装了卡巴斯基杀毒软件，对Ovation网络上的服务器及交换机进行实时监视和保护，一旦发现存在危险将自动进行隔离和修复，并提供报告支持进一步的采取措施。
1.5.4 运行维护管理措施。以上措施是从设计的技术角度考虑如何实现病毒的预防，这是从源头本质安全的角度考虑如何保护仪控系统，但是光有技术措施还不够，还应该从管理角度管理程序和采取一些必要措施，规范仪控系统的维护与使用行为，形成一整套有效的管理机制，牢牢保护仪控系统安全稳定运行，就像一个无形的保护墙，将一系列不安全的行为拒之门外，由此提出通过管理程序的方式规范仪控系统的操作行为，管理程序至少包含以下三个方面的内容：
（1）对工作人员进行授权管理：通过培训授权的方式进行授权上岗，未经授权人员不得进入仪控系统设备间对仪控设备进行操作，对员工进行必要安全教育，加强员工安全意识，预防为主，灌输病毒防护方面的知识和理念，让员工理解病毒危害的隐蔽性及病毒预防的重要性，要求用户严格按照各自授权开展工作，在控制系统上进行工作时，需设置专人监护。
（2）对人员的行为进行管理：禁止在控制系统计算机上使用U盘、光盘、移动硬盘等存储设备，禁止在控制系统计算机内安装、运行与控制系统无关的其他软件，如有需要，必要经过严格的审批程序，除需要使用专用电脑进行调试或维护外，禁止将其他电子设备接入控制系统网络。
（3）控制系统密码管理：控制系统密码应定期进行修改，密码至少一季度修改一次，密码至少8位，不能与用户名相同，且应包括数字、字母及特殊符号，工作人员离开工程师站应登出并锁定计算机。定期对账户、口令、端口和服务等进行检查，及时清理不用的账户。
2 改进建议
尽管Ovation系统不断升级完善，已经可以满足运行控制电厂的需要，但是由于还未集成维护管理方面的功能，目前国内很多核电厂都采用其他系统加以补充，比如使用项目管理信息系统（SPMS）及电厂信息系统（Plant Information， PI）来补充完善管理方面的需要，三门核电就使用项目管理信息系统来实现设备信息管理、工器具管理、工单管理、经验反馈及状态报告等，而秦山三期和田湾核电就开发PI系统来完成运行维护中的某些功能。如果后续控制系统不断完善，能集成管理方面的功能，如重大设备性能分析、状态报告、设备运行台账、运行日志、工单系统、备品备件管理等功能模块，这就使得动态的电站控制与静态的信息相关联，形成一个强大的分布式控制系统（Distributed Control System，DCS），将会给电站的运行维护管理带来极大的方面，也是一个病毒防护的措施，将不再需要采用外部系统导出控制系统数据，从根本上实现了物理隔离，大大提高计算机网络安全，减少病毒进入带来的风险，这也给后续分布式控制系统（DCS）的发展方向提供一定参考。
3 结语
由于仪控系统在电站系统中所起的关键作用，就像人的大脑一样，它控制着整个电站的正常运行，所以保证仪控系统安全稳定运行对核电站的安全稳定运行起至关重要作用，病毒防护又是保证仪控系统稳定运行的一个非常重要的方面，所以本文主要从设计角度分析如何采取措施避免病毒入侵，这是从技术上杜绝病毒进入的方法，这些经验可为核电数字化仪控系统的设计提供一定的参考。然而实际上仪控系统病毒防护无法只通过技术实现，或者说从技术的角度并不是病毒防护的所有，所以从管理上提出要求，通过管理程序方式预防病毒，这是设计的补充，从而也形成一整套的仪控系统病毒防护机制，为核电站仪控系统的高效可靠运行提供保证，这样的思路也为数字化仪控系统的安全运行维护管理提供宝贵参考价值。
参考文献
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数字化仪范文第5篇
关键词:核电;数字化;仪控
一.数字化仪控发展现状
常规电厂的全数字化仪控技术早在八十年代已经得到了很广泛的应用，而核电站由于核安全保守政策的考虑和对数字化技术的疑虑，全数字化仪控技术一直未得到全面应用，但在某些非核安全相关的领域，还是采用了成熟的分布式控制系统，例如对汽机的控制保护、蒸汽发生器水位的控制等，甚至部分系统，在一个系统内使用了两种不同的实现方式，如我国300MW的秦山核电站的通风控制，其非安全级部分全面采用DCS平台，安全级部分用继电器逻辑搭建。随着江苏田湾核电站数字化仪控系统成功投入使用，全数字化仪控技术才开始受到真正关注，在此后的新建扩建项目中，除秦山二期扩建项目继续保留原仪控系统外，其它电站都准备使用数字化仪控系统，如岭澳二期、红沿河都使用了法玛通的TXP＋TXS系统，作为西屋AP1000依托项目的浙江三门核电和山东海阳核电，也将采用了COMMON Q＋OVATION的全数字化仪控系统。
二.数字化仪控的主要特点
基于对国外成熟的数字化仪控系统的研究，可以总结出这些特点，通过了解其性能和特点，有助于在核电站数字化仪控系统选择方案中对目前众多的数字化控制系统更好地进行比较和选择。
（一）多样性
所谓多样性就是用两种或两种以上的完全不同的方法实现同样的一个功能，包括功能多样性、硬件多样性和软件多样性。配置多样性的目的是解决共模故障问题。共模故障即若干装置或部件的功能可能由于出现单一特定事件或原因而失效，在有些资料中也称为共因故障。
多样性只对安全级系统有要求，而对非安全级没有要求。对于传感器的多样性，只对模拟量有要求，对数字量没有要求。(关于安全级说明：根据国标GB/T 15474，可以将核电厂仪控系统分为安全级（1E级）、安全相关级（SR级）、非安全相关级（NS级），后面两个也可统称为非安全级。安全级用于实现反应堆保护系统，包括停堆保护和专设安全设施驱动)。
多样性的配置贯穿到安全系统的各个层次中。第一个层次是系统级的配置，核电站配置了一个非安全级的系统，作为反应堆保护系统的多样性。在秦山核电机组，设置ATWS缓解系统，用于缓解由于反应堆保护系统共模故障引起的未能紧急停堆的预期瞬态，当导致失去核电站二次侧热阱（热导出）的事件，同时又不停堆，则启动ATWS缓解系统，启动辅助给水泵和汽机脱扣。在我国刚引进的第三代核电机组（美国西屋的AP1000），设置了一套DAS系统（Diverse Actuation System），比起ATWS系统，功能更加强大，驱动对象也不仅仅限于二回路设备，还包括了堆芯补水箱、主泵等一回路设备。无论是ATWS缓解系统还是AP1000的DAS系统，都是核电厂保护系统作为系统级的多样性配置，而且它们是孤立系统，与保护系统之间没有任何硬件设备的连接。第二个层次是保护系统内部的功能多样性配置，在保护系统内部，设置了两个功能多样性子组，称之为功能多样性A组和功能多样性B组，这两个子组实现同样的停堆和专设安全设施驱动的功能，但使用了不同的传感器，采用不同的保护参数，采用两套独立的机柜，两个机柜内安装不同的组态软件，采用不同的时序和计算方法，从而实现了保护系统内部的多样性。例如同样对压力的保护，在A组若使用压力参数的触发，在B组则使用温度参数的触发(根据温度和压力的关系)，从而形成不同的触发机制，下图是法马通为田湾核电厂反应堆保护系统设计的一个体系结构图，明显体现了功能多样性的特点。
在核电站全数字化仪控中，表现出来的一个新特点是软件共模故障的影响。针对这个问题，核电厂的数字化仪控根据工艺系统安全分级（安全级和非安全级），用两个不同的软件平台来实现，例如田湾核电厂和岭澳核电站，使用了法马通公司的TXP+TXS的配置组合，前者用于非安全级，后者用于安全级。AP1000仪控系统使用Ovation＋common Q的组合，Invensys采用IA＋Triconex的组合，都是体现了这个思想，这两个平台，采用不同的设备，不同的规范要求，从而消除软件共模故障的影响。但是，由于非安全级软件平台不具有抗震要求，在地震情况下，只有安全级平台可用，不满足多样性要求。此时，必要的基于硬件设备的后备盘可提供给操纵员使用，从而形成了这样一个纵深防御的机制：正常情况下，由数字化仪控系统的两个不同的软件平成对整个电厂的监控和操作；在地震或其它导致非安全级平台故障时，由安全级软件平成对电厂重要系统的监控和操作；在系统的两个平台都发生故障时，由以硬接线为基础的后备盘完成对电厂安全系统的监控和操作；在整个主控室不可居留时，由副控室对其监控和操作。每道屏障互相独立，不会因为一个屏障的失效，其故障传播到更高级别的屏障，而导致该级别失效。两个软件平台互相独立，软件平台之间采用单向传输（安全级向非安全级传输）的网关相联，非安全级平台的故障不会传播到安全级平台；软件平台和后备盘互相独立，后备盘由硬接线直接连到传感器和执行机构，软件故障不影响后备盘的操作；主控室和副控室互相独立，主控室因火灾等原因导致不可居留时，可切换到副控室操作。
与火电、水电等常规电厂比较，多样性是核电厂的特殊要求。
（二）冗余性
所谓冗余性，是指并行的重复配置设备，包括软件或硬件，以保证设备出现故障时，能继续保持系统运行，冗余性配置的主要目的是解决单一故障，提高系统的可利用率。所谓单一故障（单一故障），另外，冗余性配置使得不停运系统时，可进行在线的维修和试验工作，冗余性主要体现在以下几个方面：
操作员站和工程师站的冗余。在一个DCS系统中，往往配置有多台操作员站，在正常使用时，被划分为多个分区，如机操区、堆操区、电操区，各操作员站的功能是相同的，但由于各区域的操作员所关注的信息不同，调用的参数画面也不同。当某个区域的操作员站因故障而退出使用，其他区域的操作员站可替代。必要时，工程师站也可当作操作员站使用，工程师站除具有操作员站所有的功能外，还具有特殊的一些功能，如控制逻辑的组态、下载和上传等。在大多数的DCS系统中，工程师和操作员站除安装位置不同，其是完全相同，只是在登录时，使用不同的用户名，而导致权限不同。
网络的冗余。在DCS系统中，往往有一个实时数据网，所有的过程数据，都在该网中进行传播，上位机和控制机柜之间通过实时数据网进行通讯。实时数据网的配置是冗余热备，当一个网络故障，另外一个网络自动投入使用。
服务器的冗余。在DCS系统，一般配置有若干服务器，如诊断服务器，数据库服务器等，并非所有的服务器需要冗余配置，但对可利用率有影响，或有其它特殊要求，才需要冗余配置。数据库服务器需要冗余配置，以防止服务器损毁，数据丢失。
处理器模件的冗余。处理器模件承担着控制逻辑的计算功能，它将从输入模件传输过来的数据，经过计算后，通过输出模件，驱动现场设备。处理器模件的瘫痪，将导致整个系统瘫痪或退出自动运行转手动，因此处理器模件必须冗余配置，处理器模件之间配有一对冗余的连接线，实现处理器模件之间快速的、点对点的连接。在双冗余配置中，处于运行的处理器模件，称为主模件，热备用的称为从模件，从模件与主模件一样，参与过程数据的计算，但不进行输出，并且从模件检测主模件的运行状态，当检测到主模件出现严重问题时，会在10ms之内无扰切换到从模件。
通道冗余。一个过程参数从现场传感器输入到I/O模件，进行A/D的运算，称为一个通道。通道的冗余，在常见使用中，有二取一、二取二、三取二、三取一、四取二五种。选用哪种配置，是出于对有效性和安全性的综合考虑，或者说，是对误动和拒动的综合考虑，误动率和拒动率这两个指标有一定的矛盾性，降低误动率则将导致拒动率升高，例如对于开关量的二取一触发逻辑，误动率高于二取二逻辑，拒动率低于二取二逻辑。在控制系统中，侧重于考虑低误动率，在保护系统，侧重于考虑低拒动率。还有一些更复杂的应用，比如在三取二后再进行二取一，在四取二后再进行二取一等，在核电站反应堆保护系统中，过程参数量送到四个通道，在每个通道里进行四取二表决（软件表决），表决结果产生单通道停堆信号，该信号送到两个不同类型的停堆继电器，八个停堆断路器分成四组，再次进行四取二表决（硬件表决），这种冗余配置充分体现了核电站保守设计的策略，当需要维修和试验时，可旁通一个通道，变成三取二。
电源的冗余。在控制系统中，电源的冗余也是必要的，一般配置有双交流电源输入的电源模块，当其中一个电源丧失，电源模块自动切换到另一个输入，不影响对机柜的供电。
（三）独立性
保证独立性要求的方式是隔离，隔离可阻止故障的传播，包括实体隔离、功能隔离、电气隔离等。实体隔离使用障碍物或距离，防止设备的故障从一个区域传播到另一个区域。使用功能隔离，降低出现复杂瞬态的概率。使用电气隔离，防止故障通过供电线路或信号线路传播，光电耦合设备是常用的电气隔离的方式。
在核电厂的反应堆保护系统中，有四个序列，这四个序列就是独立的，首先在实体上是隔离的，分布在四个不同的房间，即使其中一个房间发生火灾或其它事故导致该序列不可用，也不会影响整个反应堆保护系统发挥作用，同时，各序列之间没有直接的电气连接，序列之间的通讯，通过光纤或其它专用隔离装置。
（四）其它
除了以上这些基本特点外，还有很多方面，体现了核电数字化仪控的特殊性，例如对于新技术的应用，一般要求经过验证。先进性不是核电厂仪控系统设计追逐的主要目标，可靠性才是。一些企业采用新技术，解决现存的问题，来改进旧的设计，这是合理的，但采用过多未经验证的技术，被认为是危险的。很多企业项目中使用了的国际领先或国内领先的技术数目多，或先进程度高，作为项目的亮点来推崇，这与核电厂的保守策略是相违背的。
另外，对于人因工程的考虑，在近来逐渐得到重视，人因被认为是可靠性和可利用性指标的重要贡献；仪控系统的设计也要保证电厂在整个寿命期内，可维修和试验，包括设备的替换和升级，冗余性也是解决在线试验的主要技术手段；设计简单化和标准化，有助于降低故障的概率；在仪控系统的开发、设计、集成过程中，也有V&V的要求，并且要求一个第三方的团队对其独立评审。
三.结束语
目前国内还没有设计数字化仪控系统安全级平台的能力，但正在通过与国外DCS供货商合作的方式，逐步走进这个领域。
由于全数字化仪控系统采用统一的人机界面，为电厂的运行和维护提供了便利，因此也越来越受到电厂工程人员的青睐。同时，对于在建电厂良好的运行环境，消除了对安全的疑虑，全数字化的仪控系统正全面走上中国核电舞台。
参考资料：
1. 美国URD文件第二卷第十章
数字化仪范文第6篇
关键词：核电厂；数字化；仪控系统
中图分类号：TM623 文献标志码：A 文章编号：2095-2945（2017）19-0185-02
前言
自对外开放深入实施后，我国综合国力显著提升，各类行业均得到快速发展。在核电厂发展过程中，数字化仪控系统是其正常运行的重要因素，因此，对数字化仪控系统进行定期检查，对于核电厂未来的可持续发展，具有十分重要的影响。根据对核电厂数字化仪控系统的发展情况分析，能够了解到仍有不少工作人员，对核电厂数字化仪控系统的了解不足，限制了数字化仪控系统在核电厂中的发展。本文对数字化仪控系统展开研究，主要从该系统的概念、特点、类型以及未来发展模式等方面，对核电厂数字化仪控系统进一步分析，能够为日后促进核电厂的发展，奠定坚实的基础，具有显著的现实研究价值和意义。
1 核电厂数字化仪控系统相关内容阐述
1.1 核电厂数字化仪控系统
核电厂数字化仪控系统是核电厂在发展中比较重要的核心部分，其在核电厂运行中，主要是以系统的方式存在的[1]。数字化仪控系统是基于互联网技术而不断创新而来的，在应用时主要以计算机和通讯为主，属于分布式控制系统。数字化仪控系统在核电厂中的应用，依据的是四种技术，包括计算机技术、通信技术、控制技术以及显示技术等。在利用上述四种技术的基础上，通过互联网技术的支持，实现对新型技术的引入和使用。新型技术包括以智能为主的自动报警技术、能实现远程操控的人机界面等。将上述技术放置到数字化仪控系统中，实现系统化的控制功能，对相应的技术实施控制，使其能够在核电厂运行中充分发挥应有的作用。
1.2 核电厂数字化仪控系统的特点
核电厂数字化仪控系统的发展历程，基本上分为三个阶段，初创期、成长期和扩展期。数字化仪控系统在不同的发展期间，具有不同的特点[2]。数字化仪控系统的初创期特点主要体现为数据的采集和过程的控制，是以单元的方式为主，能够实现对数据通道的高速运转，运行中所应用的硬件和软件质量较高，但是缺乏一定标准性和开放性。数字化仪控系统的成长期特点主要体现为系统主要以局域网络为主，功能较多，能够实现对现场控制、系统管理和网络连接等操作，通过对相应控制技术的应用，能够实现对网络顺序和逻辑的控制，最终实现对该系统的综合管理。数字化仪控系统的扩展期特点体现为系统运行主要以通讯网络为主，运行相对稳定，能够根据网络都需要及时开放标准网络，网络具有一定的开放性。
1.3 核电厂数字化仪控系统的作用
在核电厂发展过程中，数字化仪控系统是其运行的重要手段，能够使操作人员有效观看和聆听[3]。数字化仪控系统中的技术被广泛地应用到核电厂各项工作中，可以通过电子件计算机技术、控制技术等，为核电厂工作人员提供更为精准的电路信息，包括核电厂断路运行路径和情况等，使核电厂工作人员能够充分明确核电厂电路在异常运行现象，从而在各种先进技术的支持下，使核电厂工作人员能够通过对数字化系统中的异常分析，实现对电路运行的检查，促使核电厂的正常运行。
2 核电厂数字化仪控系统类型
2.1 集散控制系统
核电厂数字化仪控系统在发展进程中，可以分为不同的类型，集散控制系统是其重要组成部分。集散控制系统在发展中，是以计算机和模拟量仪控技术为支撑，将二者优势有效结合的控制系统[4]。将该系统应用到核电厂数字化仪控中，不仅能够使其充分实现对计算机的利用，对各种电厂的相关信息进行区分、归类；同时也能可以实现一对一的控制。集散控制系统在应用过程中，虽然能够有效提高工作人员的效率，但其在使用中对模拟量仪控该技术有所保留，因此应解决该系统使用下的对接技术问题。
2.2 现场总线控制系统
现场总线控制系统是为了解决数字化仪控系统使用时存在的缺陷，改变以往单一的控制现象，而研究出来的控制系统[5]。现场总线控制系统有效结合了全自动化控制技术、数字通信技术等，是先进技术的集合，从不同程度上体现出了先进技术的优势。通过对诸多先进技术的应用，可以有效实现核电厂各项工作的分散和、智能化通信管理，改变以往一对一的控制现象。在现场总线控制系统的支持下，能够降低电缆使用数量，从数字智能现场的角度出发，实现对多种信息的传递，同时提高核电厂故障的诊断水平。
2.3 模拟量仪表控制系统
模拟量仪表控制系统是核电厂数字化仪控系统的又一重要控制系统，此类控制系统是核电厂在发展过程中，使用的早期控制系统。根据对模拟量仪表控制系统的分析，能够发现其主要是有小规模的集成电路加以控制[6]。对于核电厂而言，核电厂在发展过程中所需要控制的器件相较多，同时缺乏一定的智能性，需要电厂工作人员手动完成控制工作，在一定程度上影响了核电厂的运行能力。尤其在电厂常年的运行中，各种设备在应用时普遍存在高温高压的工作状态，由此容易导致模拟量仪表控制系统容易在高温的影响下，出现老化问题，阻碍了核电厂的健康可持续运行。
3 核电厂数字化仪控系统的未来发展模式研究
3.1核电厂未来的运行管理分析
在核电厂未来发展进程中，应通过对核电厂数字化仪控系统的把握，实现对核电厂未来运行的管理。通常情况下，对数字化仪控系统加以优化，能够有效地实现对电厂运行参数的记录，从而为数字化仪控系统的发展奠定基础，在日后核电厂运行管理时，核电厂的工作人员要加强对相应数据信息的归类和探讨，明确仪控系统下信息的准确性和可靠性，为促进核电厂的安全稳定运行提供保障。
3.2 核电厂未来发展经济的分析
核电厂的运行与发展，其最终目的是获取更多的经济利益[7]。因此，核电厂数字化仪控系统在应用时，也应从经济利益角度出发，实现对仪控系统的发展研究。在核电厂数字化仪控系统中，现场智能性设备的应用，能够从多功能的角度，实现对核电厂各种设备的数字智能化控制，从而减少核电厂在发展中所需要的器件，极大程度上简化了核电厂发展中，设备与设备之间的连接数量，极大程度上降低了基础建设的成本。由此可见，通过对核电厂设备成本的控制，能够有效节约资金，最终为核电厂未来发展经济的提升奠定基础。
3.3 仪控系统对设备老化问题的解决分析
根据对核电厂数字化仪控系统的分析，能够发现以往核电厂在发展过程中，存在较多的设备老化问题，严重影响核电厂的运行效率。因此，在日后核电厂发展进程中，用充分加强对数字化仪控系统的优化，充分减少仪控系统下所使用的控制器数量，实现对核电工作的远程智能控制，避免核电器件的长时间高热，从而减少设备老化的现象。此外，核电厂在发展中也要通过各种仪控技术，加强对各种设备的在线诊断，明确设备的故障和损坏情况，并对故障进行及时的维修，提高设备的应用水平。
4 结束语
在经济和文化发展日益呈现全球化的新形势下，以能源发展为主的企业逐渐受到社会各界的广泛关注。核电厂在生产发展过程中能够获得一定的电能资源，为人们的生活提供极大的便利。在核电厂发展过程中，通过深入分析发现数字化仪控系统是核电厂发展中重要的核心部分，对核电厂的安全运行具有十分重要的意义。针对当前核电厂数字化仪控系统的发展现状，本文主要对数字化仪控系统相关内容和类型等加以阐述，对其仪控系统的未来发展模式进行探讨。期望通过本文关于数字化仪控系统相关内容的研究，能够为日后提升该系统的应用水平提供宝贵的建议。
参考文献：
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[5]刘中明，陆荆，李红英.核电厂数字化仪表与控制系统的应用现状与发展趋势[J].中小企I管理与科技（下旬刊），2016，01（03）：244.
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数字化仪范文第7篇
关键词：数字化仪控系统；实验室；设备管理及运维；建设与应用
中图分类号：TL82 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）26-0069-03
1 概 述
目前国内新建大型核电机组无一例外均采用数字化仪控系统，其被称为核电站的“神经中枢”，核电站绝大部分的控制、监视、保护功能均通过其实现。但是由于数字化仪控系统在国内核电机组应用时间较晚，数字化仪控系统维修技能及设备管理水平还有待进一步提高。
对于核电站的维护人员而言，如何更好地摸清数字化仪控系统的“脾性”，掌握系统架构与原理，解决工程建设与机组运行期间的技术难题，成为一个不可避免的问题。为满足核电站对数字化仪控系统运维水平及检修质量的高要求，需要一套故障分析诊断，改造验证，功能开发，备件检测，技能培训的试验平台，为此宁德核电结合生产实际需求，于2010年开始进行数字化仪控系统实验室的建设。
2 实验室组成
2.1 总体介绍
宁德核电数字化仪控实验室由安全级DCS（1E-DCS）最小系统、非安全级DCS（NC-DCS）最小系统、汽轮发电机控制（P320）最小系统、PLC最小系统等子系统组成，各子系统之间通过网关、通讯站或硬接线相连，形成一套与生产现场功能基本一致的完整数字化仪控系统平台。宁德核电数字化仪控系统实验室网络拓扑图，如图1所示。
2.2 非安全级DCS最小系统
2.2.1 系统构成
非安全级DCS最小系统采用和利时MACS VI 平台，控制站采用实时多任务嵌入式操作系统，操作员站和服务器分别采用WINDOWS XP 和WINDOWS Server 2003 操作系统。
2.2.2 网络构成及配置
非安全级DCS最小系统网络结构从功能上可分为三个功能层次：管理网（MNET）、系统网（SNET）和控制网（CNET），三层网络都为冗余配置。非安全级DCS最小系统由3台操作员，1台工程师站，2台服务器，2台现场控制站，2台网关和2台通讯站组成。
2.2.3 各站点功能
①节点10、11为现场控制站：属于整个网络结构的LEVEL1层，接收现场设备及操纵员发送的数据，通过配置在控制站中的组态逻辑对数据进行处理。
②节点80、81服务器：接收控制站的数据，并对数据进行报警处理、生成日志、存储，同时能通过人机界面把操作人员的命令发送到LEVEL1层。
③节点90、91、92操作员站：操作员对电站进行控制、监视、维护等操作的人机交互设备，是操作员、工程师监视和控制现场设备的平台，DCS人机接口主要部分。
④节点60、61网关：用于与安全级DCS系统相互通讯，采用单项传输，其中60号网关数据为NC传输到1E，61号网关数据为1E传递到NC。
⑤节点65、70通讯站：与PLC/P320通讯接口。
⑥节点85工程师站：离线组态，现场工程修改。
2.3 安全级DCS最小系统
2.3.1 系统构成
安全级DCS最小系统主要由三菱电机供货，在硬件体系方面，由于维修活动涵盖安全级DCS 系统所有设备，因而最小系统的设计需要充分考虑尽量包含Level 1层系统和Level 2层系统主体设备、兼顾不同实验室及网络。
基于此，对最小系统结构进行了如下设计选型： Lever 1层系统有：主从冗余控制站、并行冗余控制站、GWPa 网关站、GWPb 网关站；
Lever 2层系统有：监视操作站、事故后监视站。这样使得最小系统具备较完整的层级架构。
2.3.2 各站点功能
①Station 1主备冗余站：该站实现主备冗余CPU控制站功能，I/O部分主要包括1个I/O从站（I/O机笼）及1个I/O隔离站，I/O从站中布置数字量与模拟量I/O卡件，I/O隔离站实现部分信号与I/O从站间的隔离。体现安全级DCS主备冗余CPU控制站典型逻辑，运算周期为100 ms。
②Station 2 并行冗余站：该站实现并行冗余CPU控制站功能，I/O部分主要包括2个I/O从站（I/O机笼），包括一个普通I/O机笼、一个PIF机笼。体现安全级DCS并行冗余CPU控制站的典型逻辑，运算周期为100 ms。
③Station 3监视及操作站：该站用于对过程信号进行监视、对设备的控制操作和状态显示，同时该站配备一台VDU显示器。组态部分下装类似于SFOC的设备操作、监视软件。
④Station 4事故后监视站：该站实现事故后过程信号监视功能，同时该站配备一台VDU显示器。组态部分下装类似PAMS软件，实现对其他各站的网络数据的监视功能。
⑤Station 5 GWPa网关站：安全级DCS网关站GWPa与非安全级DCS 60号网关对应，实现从NC-DCS向1E-DCS发送数据的通讯功能，其中包含与 Station 3 （监视及操作站）间的画面调用功能。
⑥Station 6 GWPb网关站：安全级DCS网关站GWPb与非安全级DCS 61号网关对应，实现从1E-DCS向NC-DCS发送数据的通讯功能，根据Station1、Station2中实现的典型逻辑，确定该站的通信点。
⑦Station 7维护工作站：维护站采用一套工控机，配备必要的MELTAC与MR1 500维护软件及一些辅助硬件，实现对安全级DCS最小系统的日常维护、培训及演示功能。
2.4 汽轮发电机控制最小系统
2.4.1 系统构成及配置
宁德核电汽轮发电机控制最小系统使用法国ALSTOM的P320TGC-SV2+系统。由CCL和STG控制器实现GRE汽机调节功能，由STP控制器实现GSE汽机保护的功能。最小系统配置有2台通讯控制器，2台汽机调节控制器，3台汽机保护控制器，1台现场I/O控制站，一台工程师站，一台操作站。
2.4.2 各站点功能
①CCL（通信控制器）：主要实现各控制器之间、控制器与P320人机接口、控制器与DCS之间的通信。汽机调节系统的开环控制逻辑也放在这个控制器中。
②FCL（现场I/O控制器）：主要用于应力计算和控制器故障检测。
③STG（汽机调节控制器）：实现汽机调节功能，保证汽机在各种工况下安全稳定运行。汽机调节系统的闭环控制逻辑放在这个控制器中。
④STP（汽机保护控制器）：实现汽机保护功能，保证汽机在异常情况下安全紧急停机。
⑤HMI（人机接口设备）：主要有工程师站，操作员站，用于工程维护，参数监视等功能。
2.5 PLC最小系统
宁德核电PLC最小系统，配置有AB PLC和西门子PCL两种PLC控制系统，这两种PLC为核电站现场常用PLC类型，其网络结构及主要设备与常规电厂类似。该系统配置了精简的网络、各种卡件以及必须的测试回路，可以对各种PLC卡件进行测试、通电保养维护；对现场的控制逻辑进行验证；对现场的疑难故障进行模拟复现，便于精确地对故障进行定位处理；对PLC的高级应用（如模糊算法等）结合现场的控制案例进行验证、研究，
3 实验室功能及应用创新实例
数字化仪控系统实验室建设的主要目的是服务于生产，通过在实验室开展各项工作，使得生产现场的仪控系统及设备性能更加稳定可靠，设备运维及管理水平上升到较高水准。根据以上目的，对实验室进行了五大功能定位，分别为：
①改造方案及平台升级验证。
②故障模拟及诊断。
③备件检测及卡件在线校验。
④功能开发。
⑤相关技术人员技能及防人因失效培训。以下分别对各项功能的应用情况进行介绍。
3.1 改造方案及平台升级验证
由于与参考电站的DCS系统采用不同的控制平台，且工艺系统有较多改进项，导致在机组调试期间及机组启动后，仍有大量设计变更需要在DCS中实施，DCS系统需要定期进行现场改造。由于核电站的特殊性，即使在完全卸料模式下也要求部分系统连续运行，没有DCS全停窗口，因此核电站的DCS现场改造与常规电站相比风险更高。
宁德核电利用实验室对DCS现场改造工作进行优化，创新性地采用了在实验室进行离线修改，并在实验室进行改造验证后，再下装到现场DCS系统的方法，并对数百条改造项目进行逐项分析，细分了清空下装与增量下装的项目，最终完整地提出了DCS改造的最优策略，充分发挥了DCS最小系统的全面仿真现场环境的优势，将同类型机组DCS改造下装的关键路径平均时间由72 h，大幅度缩短为4 h以内。同时，实验室还通过改造验证的功能，提前发现问题，避免了改造中可能存在的相关风险，共发现了110项改造文件问题，这些问题得以在下装到现场DCS前发现并解决。由于实验室发挥的这些超前、辨识、优化的作用，对机组提前发电投入商运起到了积极的正向促进作用。
3.2 故障模拟及诊断
数字化仪控系统实验室的故障模拟及诊断功能主要包括两部分：
①对数字化仪控系统自身设备的故障模拟及诊断，如DCS卡件异常后，可将故障卡件更换后安装到实验室最小系统进行故障复现，并利用其它检测工具对卡件进行检测，进一步判断故障原因；
②利用实验室，对工艺系统设备的故障现象进行模拟及诊断，如现场温度元件出现闪发温度突变的情况，则可将温度元件拆除后安装到实验室，与DCS系统相连，对温度元件进行各种故障模拟，如断线或电阻突变等，利用实验室可以观察到各种故障在DCS上的现象，进行故障的分析及诊断。
新建核电机组调试启动及生产运行阶段，经常会出现各种疑难故障，通过该实验室可顺利完成相关故障定位及处理。目前已完成了保护信号优选卡输出异常模拟及诊断；汽轮机旁路系统阀门波动模拟；GRH温度波动模拟及诊断等问题的诊断与处理工作。
3.3 备件检测及卡件在线校验
由于数字化仪控系统的设备大都为智能电子产品，无法通过外观检查进行备件是否损坏的判断。电子产品的浴盆效应，使得备件更换后短期内再次出现故障概率较高。为提高维修质量，宁德核电在进行数字化仪控系统备件更换前，都要在数字化仪控系统实验室进行诊断，校验，拷机，经拷机合格后才更换到现场使用。
通过制定相关的备件管理制度，定期对库房中的备件在实验室进行检测及校验，如DCS控制器，输入输出板件，保险，继电器等设备，检测及校验内容包括上电测试、通道输入/输出测试及校验、冗余切换测试，拷机测试等，确认备件的可用性。还可利用该检测及校验功能，在机组大小修期间定期对部分在装的DCS设备进行相应的详细检测，确认在装设备满足要求。
3.4 功能开发
功能开发是实验室的一项重要创新应用，由于该实验室的软硬件配置与生产现场一致，只是规模较小，因此完全可以利用实验室对各项功能进行重新优化或开发。
截止目前，功能开发主要开展了三大方面的工作：
一是利用实验室对工艺系统的控制逻辑、系统画面等进行优化，目前已经完成宁德核电DCS人机界面优化项目，针对DCS画面、报警、部分控制逻辑等进行了优化，这些优化项目先在实验室进行设计、实施、验证，验证合格后再在生产现场实施。
二是对仪控系统自身的软硬件功能进行优化，如开发的优选控制卡自动校验装置，继电器检测回路等，可以使得仪控系统的功能更加完善。
三是针对生产现场对象模型，开发了若干运行仿真系统，如化学与水处理控制回路的运行仿真系统，自动调节系统仿真控制回路，汽轮机冲转并网模拟控制系统等，充分利用实验室的开发优势，设计了一系列与生产现场紧密结合的仿真系统。
3.5 相关技术人员技能及防人因失效培训
在培训领域，可以作为维修人员的模拟机，已经实现将现场多类阀门、仪表等设备在实验室中与DCS互联，维修人员可以利用该实验室完全仿真现场设备故障工况、可以模拟主要系统运行工况。已经开发出诸如主控模块在线更换课程，热电阻温度传感器通道试验与故障判断课程，重要调节阀控制回路的连接与优化，重要辅机控制逻辑的组态等技能培训课程。
另外，针对特别仪控人员易出现人为失误的工作特点，开发相应的防人因失效培训课程，在硬件故障处理、逻辑组态、信号强制等工作流程中针对性的进行防人因培训。
4 结 语
国内外无论二代还是三代核电技术，数字化仪控系统的全面应用已是必然趋势，如何提高数字化仪控系统的设备可靠性，提高设备管理及运维水平，使得其更好地辅助核电站安全稳定运行是相关从业人员面临的一项重要课题。
宁德核电数字化仪控系统实验室的有效应用是核电站数字化仪控领域提高设备管理及运维水平的一次创新性尝试，其建设方案，功能设置，应用成果不仅可以作为目前国内核电站的应用范本，同时也为三代核电技术在相关领域提供了参考。
参考文献：
[1] 王常力，罗安.分布式控制系统（DCS）设计与应用实例[M].北京：电子工业出版社，2004.
数字化仪范文第8篇
在介绍几种数字化仪控系统的特点和差异的基础上，结合仪控系统的发展方向以及核电站发展特点，为核电站数字化仪控系统的改造提出了一些建议。
【关键词】数字化仪表 核电站 现场总线
1 前言
控制和仪表等系统是核电站不可或缺的一部分，它们在核电站机组安全、可靠运行发挥着十分关键的作用。我国早期核电站的控制系统多是模拟量组合单元仪表，这种仪表主要使用集成放大电路作为系统的控制电路，系统的逻辑控制主要使用继电器形成的开关电路，所以这种系统采用许多元器件，结构比较复杂，系统的运行负担较重，不利于维护和管理，使用手动控制安全性低，而且当系统元器件老化时会出现各种各样的故障，安全性和经济性大大降低。目前的核电站电机组大部分在超寿命工作，它们基本都已经老化，性能和安全性不能得到有效保证。
随着计算机技术的迅速发展，核电站的数字化进程越来越快，当前使用的数字化系统已经逐渐发展到集散控制系统（DCS），而且出现了全数字化仪控系统，将现场总线控制系统（FCS）和可编程控制器（PLC）增加到DCS中，使得核电站系统得到更加精准的控制。
2 DCS、FCS和PLC的特点和差异分析
2.1 DCS、FCS和PLC的特点
DCS系统主要使用模拟量回路，它可以尽量分散控制不当所产生的危害，从而尽可能降低危险，它是一种能将4C（Communication、Computer、Control、CRT）技术完全融合的大型系统，系统主要有各种仪表仪器以及连接它们的计算机所组成，形成树状拓扑结构。
FCS系统是上世纪八十年代才发展起来的一种系统，它不在使用传统的：点对点“传世方式，形成了集分散、多向、多节点、多变量等特点的数字化智能系统。现场总线主要的任务是通过各智能仪器仪表连接各智能设备与系统，所以这种系统主要由各现场仪表、现场总线以及总系统中的控制器和监视器等组成。
PLC是融合了计算机、电气、自动化等多种控制技术的微处理器，它的结构很简单，易学易上手，编程简单，应用性强，抗干扰能力强并且具有较高的可靠性所以它广泛应用于各种工业场所。它具有多种逻辑控制功能，而且支持可扩展编程，方便系统的二次开发。
2.2 DCS、FCS和PLC的差异分析
从现有的系统技术来看，FCS兼有PLC和DCS两者的技术特点，而且它具有更加优秀的性能。而且随着技术的不断发展，PLC和DCS的性能也不断得到扩展，它们应用的范围也越来越广发，甚至产生相互交叉。然而，它们三者之间仍然还有很大的差异。下面分析下FCS和DCS的差异。
使用DCS时，更多的是想要了解它的具体工作性能，如满足的用户量或设备量、校验数据完整性的方法、数据公路是否具有普遍适用性等等。而且DCS会采用复杂的通讯协议和检错技术，来保证整个系统具有更高的安全性。然而，DCS具有较强的控制功能并且在整个系统中发挥着重要作用，这在很大程度上取决于数据高速公路的性能，所以DCS系统需要在前期建设好，后期很难对系统进行扩容。想比较而言，FCS的功能基本分布于各现场智能设备，信息的处理也是在现场中完成，所以，系统控制器在功能和重要性上远不如DCS系统，也就是说FCS系统可以再使用的过程中根据需要对系统进行扩容。
另外，DCS一般不兼容，而FCS兼容性较好；DCS需要进行D/A或A/D转换才能进行信息处理，而FCS不需要这种转换，不仅提高了控制精度还能节省时间。
3 常规电站数字化方案的时间与核电站改造借鉴
3.1 DCS+FCS+PLC以及现场总线设备
电站一般会有成千的监控设备，所以系统建设、运行以及维修等工作十分艰巨，以前这些工作只能在系统出现故障后才开始排查维修，这样会影响系统的效率和可靠性。当使用DCS+FCS+PLC和现场总线设备的系统时，不仅会降低系统的成本，还能得到大量现场监控信息，方便系统对各设备进行检测、校核和维护，可以大幅减少维修人员的工作量。这种系统中的现场总线实际上是DCS功能的扩展，使系统不再呈现封闭状态，从而可以由现场的设备来完成监控，减轻了上位计算机的工作量，使得它只需要对系统做出必要的优化和先进控制。
2001年这种系统就开始在英国BNFL核电公司着手建造，它们使用了30各回路的FF（现场总线+现场设备），以证明这种系统是安全可靠的。目前，它们已经取得了初步成功，并逐渐增加回路设备，以便对系统的功能进行进一步扩展。
3.2 辅助PLC和现场设备控制系统
电站中的辅助系统一般都有巨量的信息，I/O信息可能会有3000-5000点，并且它们一般在距离较远的现场，CRT画面较多，如果直接将这些I/O点接入到DCS中，不仅会增加经济成本，还不利于DCS安全运行。所以一般使用另外设置辅助系统来进行系统改造，使各子系统拥有独立的网络，并且分别使用控制器进行监控，对于一些重要的信号，直接送往主控室。改造后的电站系统有以下特点：1.上位计算机能够与各子系统的PLC进行信息交流，使得各子系统的信息能与控制上位计算机共享，并且各系统之间也能进行信息共享；2.各子系统原来的上位机仍然保留，以便应急时使用，提高系统的安全性。
4 结语
随着计算机和自动化技术的不断发展，数字化核电站已经成为核电站开发技术人员不断追求的目标。核电站在不断降低经济成本、提高管理效率的同时，不断提高安全性，使用自动化来主动维护电站体系。在目前应用的核电数字化仪控系统的基础上，不断使用新的控制技术和自动化技术进行适合自身特点的改造，使核电站不断适应新的挑战。
参考文献
[1]崔坚.西门子工业网络通信指南[M].北京：机械工业出版社，2004.
[2]陈小枫，董景辰，曹迎东.过程控制现场总线―工程、运行与维护[M].北京：清华大学出版社，2003.
[3]寥常初.PLC基础及应用[M].北京：机械工业出版社，2003.
作者单位
数字化仪范文第9篇
关键词 核电厂；数字化仪表；控制系统
中图分类号 TM6 文献标识码 A 文章编号 1674-6708（2017）187-0027-02
数字化仪控系统在核电厂的应用，可以使核电厂工作人员能够对当前核电厂运行状态进行有效监控，并判断核电厂工作状态。随着科学技术的发展，计算机应用技术已经深深植根于人们智能化操作系统理念之中，利用数字化仪表可以实时监控的优势，对核电厂模拟电子线路以及功率变量进行准确判断，有效帮助核电厂工作人员对核电厂工作效率，以及安全性能及时掌握，从而达到核电厂控制系统的有效控制。
1 核电厂运用数字化操作系统的原由
众所周知，核电厂利用核能进行发电[1]。核能在地球上储备十分丰富，可以为人力提供的能量要远远超过传统化石能源近十万倍，同时核能在性价比上也要远远高于传统能源，其体积小而能量释放却要高于化学能源几百万倍，同时由于其开采成本低，利用核聚变反应技术更是可以利用海水作为核电厂能源燃料，这就使得核电厂发电成本极低。
据相关部门实验与统计，传统火电站在工作运营状态下排放出的二氧化硫，以及氧化氮等物质会严重污染周边地区环境质量。而核电厂由于在工作状态下严密保护，为防止核能泄漏会设置层层壁垒使得其对外基本零排放污染物质，即使是有其污染程度也要远小于传统火电站。权威部门认证核电站在工作运营状态下，向空气排放的污染物一整年对周边居民影响程度，还远不及居民做一次X光受到的辐射剂量。因此目前世界超过16%的电能皆由世界各国的核电厂提供，有9个国家接近半数的电量直接产生于核子能源。
数字化仪控操作系统基于电子信息技术的控制以及安全防护，能够通过核电厂能量平衡性，以及核能的爆发状态数字化显示，帮助工程师对核电厂全局进行有效控制，从而履行其监控职能。同时数字化仪表控制可以高效处理核电厂工作大数据，通过集成数字化内容，帮助工程师及时测量和检测整个电厂的工作运营装填，保障其可以实现核能利用率高，信息监控系统集中化显示，降低核电厂工作操作难度，减缩工作流程。
所以为有效确保核电能源的安全性质，对核电厂运行情况实时掌握，必须利用数字化仪表对核电厂做到24小时工作状态有效监控。
2 数字化仪控系统在核电厂的可靠应用
2.1 智能化操作界面，简化核电厂监管操作流程
核电站可以为人类生活输送更多电量，更多能源，不过核电厂的安全也是人们一直担心害怕的主要问题。在核电厂过去几十年发展道路上，世界曾发生过两次特大的核能泄漏危机事故。一个是美国三里岛核电站由于工人操作过失，导致核反应堆彻底被损坏[2]。一个是切尔诺贝利核电站四号机组泄漏事件，其也是由于操作者连续操作失误，致使四号反应堆状态不安定，导致爆炸产生。因此可以看出核电厂核心危机基本都是由于人为操作导致，所以利用数字化仪控操作系统，简化核电站操作流程十分重要。
智能化的操作界面可以有效减轻工程师工作压力过大，同时可以帮助工程师克服反应堆监测数据过多，过于分散问题。有效降低观察者判断以及分析监控的负担。最重要的是能够减轻工程师操作需求，提供给核电厂操作工人更为正确的事故解决措施。同时简化核电厂监管操作内容以及流程，使其更加智能化，操作更简便，有效降低核电厂操作事故。
2.2 安全可靠的运行系统，帮助维护安全性能
核电厂数字化仪表具有高度安全准确性能，信号通过仪器汇集以及传输，及时将核电厂工作状态有效传达。仪表仪器的控制系统需要极高的安全性能才可以运用于核电站。并且仪表操控系统因其庞大的操作系统和流程，需要核电厂工作人员及时对其进行定期维护，保障其能够一直可以处于一个安全可靠的工作状态。
数字化仪表以及控制系统是一项工作内容强度较大，技术专业程度比较高的项目。安排工程师定期学习以及维护它，有效控制数字化仪表操作系统工作负担，可以为核电厂的安全运作提供有效保障。
2.3 数字化操作是未来科学进步发展趋势
科学技术的进步帮助人类生活越来越简单、方便。数字化信息操控系统是未来必然发展趋势，其能够将实际具体数值以及信息展示在数字展板上，让人们能够及时掌握系统内部安全性能。相比较传统纸笔记忆操作或者是大量繁琐的按钮操作，数字化面板操作可以提供更全面的记忆关联性，帮助工程师正确掌握电子工作内容，有效控制操作失误，规避庞大工程量所造成的信息记忆掌握失误。
所以，未来核电厂工作运转，必然离不开数字化操作系统。数字化面板仪表控制系统帮助核电厂，提高核电厂安全控制效果，及时掌握核电厂系统内部运作状态。应用数字化操作系统管理核电厂，将是未来核电厂发展必然趋势[3]。
3 核电厂内部操控系统未来发展趋势
未来核电厂安全控制与发展必然离不开分散系统DCS，以及控制器PLC和现场总控制系统FCS结合[4]。因为其三者融合可以有效帮助控制仪表设备翻新问题，并从中检测设备内部可能存在的故障情况，通过加以管理分析，及时掌握核电厂内部运营状态，了解其运行参数。
同时核电厂管理人员通过对数字化控制系统内部大数据进行分析，可以及时得到较为安全的工作实时情况，了解核电厂工作内部运营故障原由，避免事故发生。最后利用现场的智能化工作管理程序，对核电厂设备系统内部进行及时监管。因FCS需求的系统变数较小，能够大大降低核电厂工作运营成本，间接地提高核电厂工作运行状态，提升其直接济利益。
4 结论
最后不得不说一句，核电厂数字仪表操控对于核电厂安全生产来说，极其关键。同时数字化仪控系统在科学技术进步与发展的今天，运用于核电厂也是未来为有效满足核电厂安全、高效、质量的必然需求。在未来核电厂操控系统一定会随科技进步而不断加以创新和改进，使其能够既保障核电厂工作质量还要保证周边地区供电安全。核电厂对于人类来说利要大于弊，为有效控制其弊，减少核电厂操作以及系统漏洞，必须要加强数字化仪控系统的应用，保障核电厂工作人员专业素质，从而确立核电厂工作安全核心定位。
参考文献
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[4]杨成，鲁陈林.核电厂数字化仪控系统的发展及应用分析[J].山东工业技术，2016（4）：138.
作者简介：商海龙，福建福清核电有限公司。
数字化仪范文第10篇
关键词：核电厂、电仪系统、数字化改造
中图分类号：TL48 文献标识码：A 文章编号：
一、数字化仪控发展现状
常规电厂的全数字化仪控技术早在八十年代已经得到了很广泛的应用，而核电站由于核安全保守政策的考虑和对数字化技术的疑虑，全数字化仪控技术一直未得到全面应用，但在某些非核安全相关的领域，还是采用了成熟的分布式控制系统，例如对汽机的控制保护、蒸汽发生器水位的控制等，甚至部分系统，在一个系统内使用了两种不同的实现方式，如我国300MW的秦山核电站的通风控制，其非安全级部分全面采用DCS平台，安全级部分用继电器逻辑搭建。随着江苏田湾核电站数字化仪控系统成功投入使用，全数字化仪控技术才开始受到真正关注，在此后的新建扩建项目中，除秦山二期扩建项目继续保留原仪控系统外，其它电站都准备使用数字化仪控系统，如岭澳二期、红沿河都使用了法玛通的TXP＋TXS系统，作为西屋AP1000依托项目的浙江三门核电和山东海阳核电，也将采用了COMMONQ＋OVATION的全数字化仪控系统。
二、核电厂仪控数字化改造发展趋势
目前,我国核电行业仪控数字化系统还处于起步阶段,但随着全球信息化和数字化技术的迅猛发展,核电仪表控制系统的数字化是当前核电技术发展的必然趋势。日木福岛发生核事故之后,客观上对核电安全的要求提高,这也给仪控设备行业带来了新的发展机遇,确保核电厂核能发电的安全可靠性成为核电厂仪控制数字化改造的驱动力。作为仪控数字化系统在国内首次应用的江苏田湾核电站,其出色的运行业绩为核电站仪控领域的发展提供了良好实践。仪控数字化系统降低了人为误操作引起的非计划停堆停机的概率,井从软件和硬件上确保了电站安全系统的}高可靠性;仪控数字化系统自田湾核电站投人临时运行至今一直稳定运行,从米发生由于系统软件或硬件原因造成的非计划停堆;与传统的模拟仪控系统相比,数字化仪控系统大大提高了核电厂运行的效率、安全性和可靠性。田湾核电站的投运,标志着国内核电市场全数字化仪控时代已到来,目前在建的核电站均采用了全数字化的仪控技术。
三、核电厂电气系统
一般核电厂电气系统示意图如图1所示。
图1一般核电厂电气系统示意图
输配电系统的设计与机组容量、电网系统环境等密切相关,各核电厂设计会有较大差异。将核电厂电气系统纳人DCS监控具有非常重要的意义。其主要特点有:
1、可减少使用控制开关、仪表、光字牌等,降低了事故发生的机率,同时减少控制器占用的面积。
2、DCS监控系统是采用标准化模块集成,降低了设备的维护与维修费用和工作量,井且操作简单,图形化显不更直观。
3、DCS系统具有自检功能,大大的加强了核电仪控的安全性,采用数字化运行规程能够降低人为操作失误带来的安全隐患,并且具有连锁保护功能,可以通过计算机对其控制。
4、数字化操作可以实现信息的实时显不、交换与共享。DCS控制的电气装置能够与核电仪控设备有机的结合在一起,完成远程操控。
5、智能化的设备终端减少了电缆的铺设数量,降低了核电厂仪控数字化改造费用。
四、核电厂仪控数字化系统方案
核电仪控系统是核电站“神经中枢”,体现了工业控制领域的前沿技术,可分为模拟、模拟加数字、全数字三种类型,经历了三代的发展过程。火电厂仪控数字化系统主要形式包括分散控制系统DCS;可编程控制器PLC;现场,急线控制系统FCS。其中,分散控制系统DCS是火电厂采用模拟量控制发电机、发电炉、发电等的主要系统;可编程控制器PLC是火电厂采用开关量控制用水、用煤、用灰等的辅助系统;现场总线控制系统FCS是火电厂仪控全数字化发电控制系统。分散控制系统DCS与可编程控制器PLC经过多年的研究和完善技术已经非常成熟,可以将这两个系统应用在核电厂仪控数字化系统中,将核岛、常规岛和部分核电厂BOP系统采用分散控制系统DCS以模拟量控制发电机、发电炉、发电等的主要系统;部分核电厂BOP系统的开关量控制可以采用可编程控制器PLC系统。另外直接采用现场总线控制系统FCS打造多变量与节点、串行和数字通信系统取代原有的单变量与节点、井行和模拟系统,现场总线控制系统FCS能够实现核电厂数字化智能控制,其中包括的装置有智能仪表、开关、执行器等。
五、核电厂仪控数字化改造研究
1、面对核电厂仪控系统设备的老化问题进行改造
核电厂仪控系统设备老化问题改造无论是采用分散控制系统DCS与可编程控制器PLC结合还是采用现场,急线控制系统FCS与可编程控制器PLC结合都可以解决设备老化问题,但是经过改造后的核电厂仪控数字化系统的耐用度和耐久性是两者比较的关键。其中采用,急线控制系统FCS与可编程控制器PLC结合更具有较高的优势,主要表现在总线控制系统FCS使用控制器数量较少,主要采用现场智能设备,解决了分散控制系统DCS大量控制器老化的问题;总线控制系统FCS的设备与系统之间的相互信息传递可以实现不同厂家、不同元器件的相互沟通,从而能够解决设备元器件停产或者更新带来的兼容性问题;总线控制系统FCS具有自我诊断的能力,从而能够降低设备故障的发生。
2、核电厂仪控数字化系统性能研究
分散控制系统DCS和总线控制系统FCS都可以对核电厂性能进行提高,其中分散控制系统DCS经过多年的经验积累,技术已经非常完善,井为很多核电厂所采用。总线控制系统FCS是采用数字化智能系统,相比模拟信号精准度和可靠性更高。
3、核电厂仪控数字化系统功能研究
分散控制系统DCS和总线控制系统FCS都具有庞大的核电设备控制功能,但是总线控制系统FCS相对是从现场获得信息,能够更及时丫更全面、更真实。
4、核电厂仪控数字化系统可靠性研究
核电厂核能发电的可靠性是核电使用的关键环节,在可靠性方面总线控制系统FCS相比分散控制系统DCS具有无法比拟的优势,其中包括:
（1）总线控制系统FCS的控制环节相比分散控制系统DCS少,所以降低了故障发生的环节。总线控制系统FCS减少了分散控制系统DCS的大部分输人/输出单元和控制站,井且实现全数字化控制减少了数据传输的环节。
（2）具有自我检测和诊断能力,对设备故障具有超前检测、诊断和维护,保证了系统故障的降低。
（3）总线控制系统FCS的设备与系统之间的相互信息传递可以实现不同厂家、不同元器件的相互沟通,从而能够解决设备元器件停产或者更新带来的兼容性问题。
5、核电厂仪控数字化系统运行管理研究
核电厂仪控数字化系统储存着完整的核电运行数据,井具有实时性。通过核电厂仪控数字化系统能够提高核电厂的运行管理水平,对尤其是对核电运行数据库的分析,其中包括安全性分析、可靠性分析、供电能力经济效益等。
6、核电厂仪控数字化改造经济性研究
核电厂仪控数字化改造对于核电的供应造成一定的影响,从改造方案上分析,总线控制系统FCS相比分散控制系统DCS更具有经济性。因为,总线控制系统FCS变送器使用数量较少,采用的多功能现场智能设备直接完成对核电厂设备和一起的数字化控制。
结束语
通过对数字化仪控系统改造的阐述可以看出，核电站厂数字化仪控系统的科技改造，使数字化仪控系统运行很好地满足了核电站机组生产过程监测和控制、保护的要求，优化了数字化仪控系统功能及其维修过程，保证了机组的安全、经济、稳定运行，为探索数字化仪控系统的维护和优化创新提供了良好的借鉴。
参考文献
[1]戴鹏.核电厂仪控数字化改造研究[J].核科学与工程,2011.
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