综述电厂发电机测温点的问题

杨锂铭

摘 要: 本文阐述火力发电厂机组的发电机内在强烈的电磁干扰，常使多数温度测点在DCS显示异常。为消除给机组安全运行带来的影响，通过对干扰信号特性、通道抗干扰能力以及测量回路接地方式的逐一分析，发现串模干扰信号过大、测量回路接地方式错误是引起温度测量异常的真正原因，并根据不同的情况提出了解决问题的方法。该研究结果对电厂发电机内部测温异常的故障诊断具有普遍指导意义。

关键词: 电厂发电机; 抗干扰; 滤波电路

0引言

在DCS控制系统中，一般的数据采集通道模块都具有较强的抗共模、串模干扰能力，但由于DCS应用的环境越来越复杂，所受到的干扰也越来越多。如来自电源波形的畸变、现场设备所产生的电磁干扰、接地电阻的耦合等各种形式的干扰，都可能使系统不能正常工作。特别是在对发电机内部进行温度测量时，由于检测元件处于较强电、磁场干扰环境中，其输出的低电势信号更容易受到干扰信号的影响。所以当出现测温显示异常时，研究分析DCS控制系统干扰信号的来源、成因及抑制措施，对于实现数据的准确、可靠测量具有重要作用。

1发电机温度异常现象概述

某电厂2×600 MW国产超临界燃煤发电机组采用东方电气的QFSN-600-2-22A型水氢氢冷气轮发电机，DCS系统采用上海西屋控制系统有限公司的Ovation控制系统。该电厂自投运以来，1#、2#发电机内部较多的测温点一直存在以下测量不准确的问题。

①当定子线棒进水温度为36．5℃时，大多数绝缘引水管的出水测温点温度在DCS上显示为44℃左右，数值波动不大，工作正常，但1#、2#、8#出水测温点温度仅在25℃左右波动，波动中值比正常温度低大约20 K。出水温度低于进水温度，且波动幅值大，应该为异常测量值。

②DCS显示11#、39#、40#绝缘引水管的出水温度在44～52℃之间波动，波动幅值大，为异常测温点。

③在所有定子铁心温度测量值中，有8个测温点异常。其中，有的温度值不稳定，波动范围大，前后两次测量值波动幅值可达7～12 K;有的温度值不仅波动范围大，且波动中值在10～40 K之间，大大低于发电机的热氢温度47℃，显然也为异常测量值。

④DCS显示汽侧和励侧7#、8#槽之间铁心齿部(D-D剖面)64#测点(101℃)与43#测点(95℃)的测量值大大高于其他邻近测量值(约为87℃左右)，为可疑测温点。

2温度异常原因分析与处理

2．1温度异常原因分析

针对上述异常现象的特点，我们从干扰信号频率和幅值、通道测量准确性和抗干扰能力、测量回路的抗干扰措施等方面来进行分析和研究。

2．1．1温度测点显示

首先在现场加浮置模拟信号校准1#、2#、8#测点测量回路，校准结果显示正常，说明测量回路的冷端补偿正确，对浮置模拟信号测量准确。

对现场热电偶输出信号进行频谱分析，发现在直流毫伏信号上均叠加有一波形为正弦波、频率为50 Hz的干扰信号，1#、2#、8#测点的干扰信号波形幅值约为200 mV。在DCS模块侧进行检测，这一信号幅值已衰减为60 mV。根据多数DCS控制系统通道的抗串模交流干扰信号能力来判断，这一幅值大小的干扰信号已能对测量带来影响，但不至于引起20 K的偏差。各通道的抗干扰能力实际测试结果也证明了这点。

检测一个正常显示通道(3#测点)输入信号，其干扰信号频率、幅值与1#、2#、8#测点通道相似。将1#、2#、8#测点信号接入3#测点通道，DCS均能正确显示，将3#测点信号接入1#、2#、8#测点通道，DCS均不能正确显示。经测试，该模块各通道的抗串模交流干扰能力几乎一致。至此，可以判断干扰信号不是引起问题的根本原因。

最后检查各通道测量回路信号线、屏蔽接地情况，发现1#、2#、8#测点通道与该模块3#测点通道不同。各测点的接地差异如图1所示。

图1各测点接地差异

在图1(a)中，1#、2#、8#测点通道屏蔽层在模块侧单端接地，但信号线负端在现场和模块侧分别接地，与地形成回路。由于地电位差的存在，且热电偶负端热电极阻抗远大于地电阻阻抗，因此，在热电偶负端热电极上额外叠加电压降，直接串入热电偶测量回路，造成测量误差，从而使DCS显示示值均比实际温度偏低20 K左右。

在图1(b)中，3#测点热电偶信号在现场接地，屏蔽层在模块侧单点接地。由于热电偶信号在现场单点接地，与地不会形成地电流回路，不会在热电偶负端热电极上额外叠加电压降，因此，该通道在干扰与1#、2#、8#测点通道相似的情况下显示正常。但这种接地方式不是最理想的屏蔽接地方式。根据生产实际情况，屏蔽层接地应改在现场信号源侧接地才能实现最大可能地防止电场、磁场对热电偶信号传输线路的干扰。

2．1．2测量值波动

对现场热电偶输出信号进行频谱分析，发现从发电机膛内出来的热电偶输出信号叠加了很强的工频串模干扰信号。在出水温度为44℃、参考端温度为20℃时，测温元件(T分度热电偶)产生的直流电压信号约为1．0 mV，但叠加的工频串模干扰信号却达到了近500 mV。

由DCS技术资料可知，I/O模块的串模抑制比为60 dB(干扰频率为50 Hz)。通过实际的通道抗串模干扰能力试验，证明了幅值为1 000 mV的工频串模干扰在信号温度为44℃时能引起大约20 K的温度变化，这与该通道的实际显示波动幅值接近。因此，11#、39#、40#测点绝缘引水管出水温度测量值跳变范围大，最大可能是由叠加在现场热电偶信号上的高幅值工频串模干扰引起。

2．1．3测点温度

在现场热电偶冷端进行输出信号分析，相对于前述的高幅值工频串模干扰而言，该测点的热电偶输出信号上叠加的工频串模干扰幅值并不高，仅为100 mV左右。分别用FLUKE万用表和TEK示波器进行测量，发现在环境温度为40℃时该热电偶输出信号的直流电压为4．7 mV(由于FLUKE万用表对地浮置，其抗串模、共模能力较强，特别是对50 Hz的串模干扰有极强的滤波能力，因此该4．7 mV的直流电压测得值可信度较高)。

由于热电偶已安装在发电机内，不能进行实物校准，只能根据目测判断热电偶型号。根据目测观察结果以及厂家技术资料，可以认为该热电偶为T型热电偶。查T型热电偶的分度表，可计算出该热电偶测量端温度约为136℃。该推算值与DCS上的测量值基本吻合。检查该模块及信号和屏蔽层接地情况，发现其接地方式与图1(b)相同，不存在信号回路中叠加串模直流干扰的问题。

64#测点所对应的测量通道也经过多次对比检查，确认该通道冷端补偿及热电偶型号设置是正确的。因此，我们可以得出结论:该热电偶测量通道测量准确可靠。

对该工频串模干扰信号进行RC(R=330Ω、C=1 000μF)滤波，工频干扰幅值已从100 mV降至10 mV以内，DCS上该测点的测量值仍然保持稳定为137℃。通道的实际抗干扰能力测试也说明10 mV的工频干扰对64#测点的测量值不会造成什么影响。

另外，某电厂与该电厂同型号、同批次生产的两台发电机相同测温点的测量结果对比如表1所示。

表1测量结果对比

从表1可以看出，该电厂的两台发电机与另外某电厂的两台发电机在定子铁心的同一区域反映出64#测点的温度是最高的。

综上所述，我们可以得出结论，DCS显示值反映的就是64#测点的实际温度值。

2．2温度异常处理方法

根据上述各种问题产生原因的分析，提出下述解决办法。

2．2．1对异常测温点的处理

对异常测温点的处理过程中，通过改变各通道测量回路的接地方式，由两点接地改为单点接地。由于热电偶已在发电机侧接地，无法改变，因此，统一移去热电偶信号在模块侧的接地。经修改，几个通道已能准确测量。另外，虽然信号屏蔽层在模块侧单点接地，但这种接地方式不是最理想的屏蔽接地方式。由DCS的I/O模块技术资料可知，建议将信号屏蔽层在模块侧接地改为热电偶信号源侧接地方式，如图2所示，以实现最大可能地防止电场、磁场对热电偶信号传输线路的干扰。

图2热电偶测量通道接地方式

另外，建议在机组停机期间对所有热电偶测量回路进行信号和屏蔽层接地方式检查。如有必要，还可以对整个DCS系统的接地方式进行确认。

2．2．2测量值波动大的处理

由于这些点所用热电偶的输出信号上叠加了幅值过大的工频串模干扰，在机组正常运行时，无法对此工频串模干扰源进行准确判断，所以只能采取在I/O模块侧加装工频串模干扰滤波电路，以降低该干扰的幅值，使之处于DCS系统通道的串模抗干扰能力范围内，从而保证测量的准确可靠。经现场试验，如图3所示的信号滤波电路可以保证11#、39#、40#测点获得正确的测量值(对其中元件的参数，可以根据实际情况作一些调整。调试滤波电路时，可先将R用一个1 kΩ或500Ω的电位器代替，获得一个最好的阻值后，再用固定阻值的电阻接入滤波电路中)。

图3工频串模干扰滤波电路

2．2．3测量值温度偏高的处理

64#测点的测量值(137℃)已明显超过铁心的温度限值(120℃)，对发电机的安全运行是十分不利的。这应引起厂家的足够重视，对此问题进行制造工艺上的探讨研究，并提出相应的处理措施。

3结束语

发电机正常运行时存在极强的电磁场干扰，对温度及其他参数的准确测量带来很大的影响，这些影响随着不同的信号测量回路结构又表现出不同的结果特征。应根据不同的结果特征，从干扰信号特性、通道抗干扰能力以及测量回路接地方式等方面进行分析，找到产生问题的真正原因，再采取适合现场安装条件的措施加以解决。最理想的方式是在机组的设计、安装期间我们就做好测量的抗干扰措施，如对热电偶的热电极采用双绞线和屏蔽层设计、信号屏蔽层应设计在信号源侧接地、安装时要确认屏蔽层和接地安装正确和可靠等。在机组运行过程中，如果测量回路中串入不可避免干扰信号，我们应实际检测干扰信号幅频特性，通过额外设计、添加干扰信号滤波电路加以解决。

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