当前，火电机组特别是大容量、高参数机组的控制系统越来越复杂，同时在机组运营管理中愈发趋向于信息化、智慧化，所以对现场层的数据需求量逐步增大。现场总线技术作为一种开放式控制技术，其交互性、互换性、可集成性较高，具有较强的现场级信息集成能力，很好地满足了机组信息化建设中对“大数据”的需求。较早之前总线技术已在工业领域多个方面得到了应用，但多以进口技术为主。

当前，随着我国科技水平的不断提高，国产化现场总线技术逐步得到大范围推广。邯郸东郊热电工程新建投运的两台超临界机组中，较大范围地使用了纯国产化的现场总线技术，并获得了良好的使用效果。通过研究分析其总线技术应用及维护的情况，有助于更加深入地掌握总线技术的内涵，同时也可为Profibus现场总线技术在同类型火电厂的安全、稳定应用提供一定的参考。

1 主系统介绍

邯郸东郊热电新建两台350MW热电联产机组，2017年底双机并网运行。锅炉采用北京巴布科克•威尔科克斯有限公司生产的超临界参数、一次中间再热、单炉膛、变压运行直流炉。

汽轮机发电机制造商为北京北重汽轮电机有限责任公司，汽轮机采用超临界参数、单轴、一次中间再热、两缸两排汽抽汽凝汽式汽轮机。发电机采用水-氢-氢冷却方式。分散控制系统（distributed control system, DCS）采用北京国电智深控制技术有限公司生产的EDPF NT+系统。

现场总线控制系统（fieldbus control system, FCS）采用北京华电天仁电力控制技术有限公司设计生产的FCS，采用Profibus通信协议。FCS具体由控制器、光电转换器、DP/PA转换器、PA分线盒、Y-Link连接器、终端电阻等组成。FCS通过国电智深公司生产的NT300-PB通信模块（简称PB卡）实现与DCS的信息交换。

2 现场总线的应用情况

Profibus通信协议还可细分为Profibus-DP、Profibus-FMS、Profibus-PA。邯郸东郊热电采用了Profibus-DP和Profibus-PA两种协议的系统设备。Profibus-DP网络的通信速率是187.5kbit/s，采用RS-485方式传输，专门用于设备级控制系统与分散式I/O的通信方式，取代了24VDC或4～20mA信号传输，通信方式为循环数据通信。

Profibus-PA网络通信速率是31.25kbit/s，应用于过程控制，它取代了过程控制中传统的4～20mA标准信号，以模拟量控制为主，通信方式不仅有循环数据通信，而且还有非循环数据通信。

2.1 总线系统组织架构

总线系统的组织架构由管理层、设备监控层、现场层3个层级组成。管理层是现场总线控制系统的人机交互口，负责系统组态、监控、参数设定以及报警显示、记录和故障诊断等。典型构成有操作员站和工程师站。

设备监控层由分散处理单元（distributed processing unit, DPU）控制柜（内含有一对冗余总线控制PB卡）和分布在现场的就地控制柜组成，就地控制柜包含光电转换器、冗余/单路转换器（Y-LINK）、Profibus DP/PA转换器（耦合器）、终端电阻、中继器、电源模块、DP/PA电缆等。现场层由智能终端设备如马达保护器、变频器、智能电动阀门、就地仪表等组成。

邯郸东郊热电在设计中要求主机系统的总线设备实现双网同时运行，在上位机可完成网络的相互交换；而辅助车间的控制系统在设备层处实现单网运行，这样既能满足安全要求，又节约成本。网络架构如图1所示。

图1 总线系统网络架构

2.2 总线技术的应用范围

全厂包括主机和辅助车间（化水、脱硫、脱硝、尿素、燃料等）范围内，汽轮机数字电液控制系统（digital electric hydraulic control system, DEH）、小汽轮机电液控制系统（micro elctro-hydraulic control system, MEH）、汽轮机跳闸保护系统（emergency trip system, ETS）、小汽轮机跳闸保护系统（micro emergency trip system, METS）、旁路控制系统（bypass control system, BPS）、炉膛安全监控系统（furnace safeguard supervisory system, FSSS）、汽轮机监视系统（turbine supervisory instrument, TSI）、炉膛壁温及6kV电压等级以上的电气系统仍采用硬接线控制方式，剩余其他系统均采用总线控制。

总线设备类型包含了变送器、电动执行机构、气动执行机构、分析仪表、热电偶阻、380V马达保护器、综合测控装置等。各类现场总线仪表及监控总线覆盖率达95%左右。全厂总线设备分布情况见表1。

表1 全厂总线设备分布表

全厂总计使用总线技术的智能终端达到2307台，其中PA设备927台、DP设备1380台；PA设备包含了来自多个不同品牌的流量计、压力表、液位计等等，DP设备包含了多种型号的马达保护器、变频器、电动阀门等等。就使用总线的范围上来说，邯郸东郊热电在同类型火电项目中走在前列。

3 故障处理分析

总线设备自投运至今，运行稳定，真正突破了信号传输传统的“点对点”模式，实现了现场仪表与主控单元的双向数据传输交互，尤其是其自诊断功能，极大地提升了火电机组运行管理的自动化和信息化水平。但在使用初期，由于安装、调试期间的一些缺陷，使总线设备在运行中出现了一些问题。下文选取了3个典型的故障案例进行剖析，进一步掌握现场总线排除故障的方法。

3.1 设备离线

#1、#2石灰乳输送泵变频器无法操作，#1、#2泥浆输送泵变频器无法操作。

查图纸可知#1、#2石灰乳输送泵变频器，#1、#2泥浆输送泵变频器均连接于Y-LINK Y03和Y04，而Y03和Y04两者均送至了DCS的DPU06 A2卡。通过工程师站查看以上设备的实时状态可看到涉及DUP06 A2卡网段设备均处于“离线”状态。

故障排查方法如下：首先采用支路停电的方法，将Y03支路从网段中隔离出，发现Y04所带网段恢复正常；而恢复Y03支路将Y04支路从网段中隔离出时，整个网段故障并未能消除。可知，故障处于Y03支路。

将Y03卡和终端电阻与各个接地设备的连线依次断开，测量DP总线电缆红线和绿线之间电阻值及红绿线分别对地的电阻值。正常情况下，DP总线电缆的两芯线（红线和绿线）之间及红绿线对地都应是绝缘的，总线电缆的内部结构如图2所示。而此处红绿线之间的电阻为八十多◆，属不正常状态。

再进一步缩小目标范围，依次检查各个马达保护器后端九针串口的“拨码开关”，发现#2泥浆输送泵变频器后的九针头拨码开关位置打错了，恢复拨码开关位置后，再量红绿线间电阻值已恢复至k◆级。将所有线路恢复后，通过工程师站查看，系统已恢复正常。

图2 总线电缆内部结构

经分析可知，九针串口（如图3所示）的拨码开关关乎的是并联在通信线路上的负载阻抗的投入与退出，阻抗一般为100～120欧姆，合理投入或者退出负载阻抗可以有效抑制反射波从而降低噪声信号干扰。

图3 DP九针串口外形及内部图

3.2 通信中断

经检查发现380V除灰动力中心（power center, PC）段低压开关设备在DCS画面无电流显示。

380V除灰PC段设备均通过综合测控装置实现DCS实时监控和操作，电流量来自综合测控装置。现场查看各开关测控装置无问题，查以上设备所属PB卡运行情况，发现DPU51 A2卡（如图4所示）、DPU52 A2卡（如图5所示）所带设备通信状态为红色，即设备“离线”通信中断，故电流无显示。

图4 DPU51 A2卡运行情况

图5 DPU52 A2卡运行情况

经过类似案例1中的方案进行逐一检查后，发现PB卡、就地控制柜、保护装置、九针串口均无明显故障。

这时需要有进一步的手段去排除故障。采取在总线就地控制柜对通信报文进行“监听”。需要用到总线调试工具“ProfiTrace”，对网段内各个设备的运行情况进行一次实时监测，即通过读取报文来确认，当主站DCS对各个从站（测控装置）发出询问信息时，各个从站是否在规定的时间内答复主站。通过监测，可以看到地址为22、23、24、25的从站在面对主站的问询时，无答复。

其中地址22代表除灰PC 01A段工作进线开关，地址23代表01A段电压互感器开关，地址24代表灰库电机控制中心（motor control center, MCC）电压开关，地址25代表除灰PC段母联开关。因此可以确定的是从站未能与主站保持良好的通信，此时就将故障范围锁定在了总线就地控制柜与就地从站之间。

对DPU52 A2卡网段进行相同操作，结果相同：DPU52 A2卡的地址21、地址22、地址23均未能答复主站的询问信息。

总线就地控制柜与从站装置之间是通过DP总线电缆进行连接的，所以故障点可能出在：测控装置、九针串口、DP总线电缆这三方面。经检查，DP总线电缆、九针串口、综测马保装置均无明显问题。

这时通过分析整个网段的通信故障及接线方式发现问题有可能出在接线方式上。具体来说，现场的接线方式如图6（a）所示，该种连接方式不利于通信数据的传输，而正确标准的通信连接方式应该是如图6（b）所示“手拉手”式有进有出的形式。按照图6（b）所示进行现场修改接线后，故障消失，系统恢复正常。

图6 通信网络接线图

另外，为进一步排除主站DCS的影响，还通过在PB卡处建立虚拟主站的方式进行了通信测试，结果显示在图6（a）所示的接线方式下无法进行正常的主从站通信，在图6（b）所示的接线方式下主从站通信正常。

此次故障为前期布线施工不规范所致。图6（a）所示为星型接法，尽管在某些短距离、低速率情况下可以正常工作，但随着通信距离的延长或通信速率的提高，信号会在支路突变部位或者末端产生很大的反射干扰信号，造成通信传输信号质量的急剧下降，直至导致通信中断。

而图6（b）的接法为真正意义上的串接，所有设备节点均平滑过渡，没有突变，大大减少了不连续的反射，极利于信号传输。排除故障后通信报文恢复正常。

另外，在运行中还出现了其他情况下产生的通信中断：由于就地设备受潮引起通信板故障，而造成通信故障；由于设备通信接口隔离芯片受损，而造成的通信信号时好时坏的情况。以上异常情况，均可通过在线测量总线电缆红绿线之间的电压和断电情况下测量总线电缆红绿线之间的电阻，来判定故障的原因。

3.3 双网瘫痪

运行中，#1机组DPU19 A1上互为冗余的A网和B网同时出现“准备中”的不正常状态。同时表现为，该网段上所有电动执行机构、马达保护装置均无法操作，压力、流量等测点不再变动。不久之后#2机组也出现了类似情况。

依据总线系统双网冗余配置的运行规则，当A网发生故障后应自动切换至B网，以便保证网络继续运行。而如果B同时也发生故障，则A、B网均表现为“准备中”，出现双卡死机、通信瘫痪的恶劣情况。针对这种情况，推测为PB程序存在缺陷，于是联系国电智深公司对PB卡进行软件升级，消除缺陷。升级后再次模拟相似故障进行测试。

采用在电动执行机构处人为制造短路故障的方式测试双网通信瘫痪是否还发生。选取某具有双通信口的电动阀门作为测试对象，分别将其A网通信线中的红绿线短接，之后将其B网通信红绿线短接，再同时将A、B网的通信红绿线短接，查看通信情况，具体试验情况见表2。

表2 升级前后设备故障状态对比表

随后，又在其他执行机构、马达保护器处及Y-Link处进行了相同试验，均未再出现通信瘫痪的情况，证明此次PB卡升级彻底解决了双网死机情况下造成的系统通信瘫痪问题。

4 应用现场总线技术的优势

1）节约施工费用，后期扩容较为便捷。总线设备接线简单，通过一对DP或PA电缆可“挂接”多个就地设备，可节约大量控制电缆，减少电缆的安装接线工程量。更重要的是，当后期需要增加新设备时，无需重新敷设电缆，可就近连接在原有的总线电缆上即可。

2）系统自行诊断，增强设备维护管理水平。现场总线系统采用全数字化技术，终端智能现场装置可发送多变量信息，而不仅仅是单变量信息，并且还具备检测信息差错的功能。因此，可对现场装置进行远方诊断、维护和组态，这方面优越性是DCS无法比拟的。

3）网络冗余配置，提高设备可靠性。总线系统采用双网冗余配置，一旦单个设备或单条网段发生故障，可自动切换至另一网段，不影响其他设备或另一网段的运行。

4）全数字化通信，实现快速准确响应。DCS的信息全都是二进制或模拟信号形成的，必须有D/A与A/D转换。而总线系统是全数字化，免去了D/A与A/D变换，高集成化高性能，使精度可以从±0.5%提高到±0.1%。

5 结论

通过以上分析可看到，国产化现场总线技术在东郊热电得到了充分应用并展现出了绝对的优势，同时也必须承认总线技术的应用是一个系统工程，需要把设计、安装、调试、运维每一个环节都进行仔细地分析研究。尤其在故障排除方面有着极大的不确定性，处理措施也复杂多样。

面对总线应用的各类故障时，应根据具体现象查明故障所属的类别，并采取对应的解决措施。相信随着设备性能的日趋完善，以及技术人员研究的不断深入，国产化总线技术必将在火电企业的应用中大放光彩。