核电厂电气设备温度实时监测及预警系统设计

向健，李静，吴秋奇，梁钱胜，肖飞

(1.中广核研究院有限公司，深圳 518120；2.大亚湾核电运营管理有限责任公司，深圳 518120)

1 引言

目前针对核电厂电气火灾的防控手段相对缺乏，主要针对部分重点区域和重要设备进行定期温度检测，多半为灾后报警，实时性差，缺少对重要电气设备的温度变化实时监控及预警的功能。一般来说，造成电气火灾的主要原因包括短路、过载、局放、泄漏电流等因素。由于核电厂环境和对安全要求的特殊性，火灾事故频率较高，误报现象多发。目前电气设备温度监测手段相对落后，覆盖范围小，难以实时监测，电气设备整体温度数据库空缺。如果能够加以分析并解决，对于提高核电厂电气设备火灾预警及处理能力，无论是从保障设备及人身安全，还是从维护核安全的角度，都有巨大意义[1]。

针对目前温度测量手段中存在的问题，本文提出一种应用于核电厂新的一体化温度监测方法，实现对不同类型电气设备进行在线温度监测预警。首先介绍了核电厂电气设备温度监测现状及采用的温度测温方法的基本原理，同时进行了可行性分析和讨论，并搭建了电气设备温度实时监测及预警平台，最后介绍了平台的实际应用测试情况。实际测试结果表明:本文提出的结合分布式光纤、光纤光栅、光纤荧光测温及无线无源测温技术的实现方法集成于监测及预警平台的搭建，能够全面实现各类电气设备的温度监测。

2 核电厂电气设备温度监测现状

目前核电厂具有高火灾风险的电气设备主要包括电缆线型设备、电气开关柜点型设备以及大型变压器面型设备等几大类。其中电缆类监测主要采用缆式测温，该技术只能对电缆的最高温度进行测量，温度超过设定值后报警，无法在线监测温度变化，只在火灾发生后给出对应区域的报警信息，温度报警时往往已经形成火灾，无法准确定位，受电磁环境影响较大，不利于及时发现隐患。电气盘柜、开关设备以及母线随着运行老化、异物散落以及局部散热不佳等容易引起电气火灾。目前核电厂绝大多数电气盘柜、开关设备内部未装设温度监测装置，形成了部分电气火灾监测盲区。而对大型变压器、电抗器等设备的温度监测往往采用缆式测温或人工红外测温，一般很难实现大范围在线监测，也无法实现数据的智能化实时采集、传输、存储。目前核电厂变压器等设备空间大，存在较强电磁干扰，实时性较差，缺乏全面的监测措施[2]。

核电厂温度实时监测和预警定位目前存在的几大难点:全厂电气设备众多，需要对关键设备及敏感位置进行识别定位；核电厂电气盘柜内部尚无温度监测手段；监测过程需要避免改变原设备绝缘性能；电气设备周围往往电磁环境复杂，监测手段需要避免电磁干扰。

3 技术原理与可行性分析

3.1 分布式光纤测温

分布式光纤测温主要基于拉曼(Raman)散射原理。发射光源产生的光脉冲同光纤分子作用发生散射，散射有多种类型，其中拉曼散射会产生比光源波长长的斯托克斯(Stokes)光和比光源波长短的反斯托克斯(Anti-Stokes)光，光纤因温度的作用使反斯托克斯光强产生了变化，两者比值提供了温度的绝对指示。通过测量入射光与散射光的时间间隔可得到拉曼散射光发生的位置[3]。光纤散射光谱图如图1所示。

图1 光纤散射光谱图

只要得到IS与IAS的比值，即可算得对应温度值，二者关系如下式:

式中:h为谱朗克常数；K为玻尔兹曼常数；IS为斯托克斯光强；IAS为反斯托克斯光强；f0为伴随光的频率；Δf为光频率增量。

通过得到时间差Δti与光纤内部光传播速度ck，可算得各个散射点与入射点的距离，即获得待测点的位置信息，位置信息Xi.可由下述公式算得:

由于光纤本征安全、不存在电磁干扰等优点，可检测整个光纤沿线完整的温度分布，无误报，可以连续实时测量沿线几千米内各点的待测信息，定位精度可达1m，测温精度可达1℃，且安装维护简单，任何位置断裂后进行简单熔接即可恢复使用。在核电厂电缆、电缆桥架、电缆井、电缆隧道等区域的温度监测采用分布式光纤测温技术来代替现有的感温电缆测温手段，可执行温度监测跟踪及预警功能。

3.2 光纤光栅测温

光纤光栅是基于光折变效应通过紫外线照射产生周期性的折射率变化而制成的布喇格(Bragg)光栅。发射光经过光栅发生散射，特定波长的光经光纤返回，其余波长的光继续向前传送。波长计算公式如下:

式中:λB为中心波长；Λ为光栅周期；n为有效折射率；nΛ为温度与轴向函数[4-5]。

通过把温度传感器固定在待测点表面，接收主机发射的光信号，将传感器中的散射光信号反馈给主机，通过主机对散射光信号的解调处理得到对应设备的温度状态。工作原理如图2所示。

图2 光纤光栅温度传感原理

根据上述原理及特点，光纤光栅属于点型测温，一般在一根光纤上可制成若干个传感器，可用于实时采集配电柜、中高压开关等设备重要点位的温度数据，在温度过高之前及时预警，确保有充分的时间采取相应预防措施。此外还可用于对油浸式变压器内部油温及绕组温度进行监测。

3.3 光纤荧光测温

荧光物质的荧光周期在某一温度区间具有稳定的关联。当光照射荧光物质，内部的电子吸收能量从基态突跃至激发态，温度上升会增强晶格振动的强度，同时增加了参与吸收的分子数，当从激发态降至基态过程中释放辐射能使其发出荧光，持续时间由激发态的寿命周期决定，即荧光寿命。荧光特性曲线如图3所示[6]。

图3 荧光特性曲线

由于荧光寿命与温度是单值函数，荧光余晖曲线衰减规律可由如下公式表示:

式中，I(t)为荧光强度；I0为激励光断开时初始光强；τ为荧光寿命；t为测量时间。

根据荧光能级理论和波尔兹曼分布定律，荧光寿命与温度的关系公式如下:

式中，ΔE为能级差；RE、RT、k为常数；T为绝对温度。可以看出荧光寿命随温度的变化而变化，且为反比关系，因而可通过依据荧光余晖曲线获得荧光寿命信息，实现温度监测。利用该方法测量的温度只取决于荧光寿命，与其他参量无关[7]。

由于荧光光纤测温是单点测温，具有无电、本质安全、抗电磁干扰等特点，可应用在高压变压器及中高压开关柜等设备中。跟光纤光栅测温技术相比，单根光纤上只能设置一个荧光光纤传感器，适合待测点数较少的设备。

3.4 无线无源测温

无线无源测温利用声表面波传感器SAW(Surface Acoustic Wave)对设备温度进行采集的方法，SAW技术采用传感器被动工作机理，可在非常规运行环境下(高电压、电流)进行定点测温。

采集过程为:由天线发射的电磁脉冲信号被接收装置上的天线接收后，经叉指换能装置在传感器表层激活一个表面波，波频率会因装置自身温度的波动而波动，叉指换能器后续把表面波的频率振荡处理为电磁脉冲信号，收发器中的天线接收信号并解调；谐振器具有高质量特征，可保证反射的信息具有准确的相关数据；信号频率状态和温度的变化具有显著比例关系[8]。

图4 无线无源测温原理

由于无线无源测温方式实现高压隔离，安全性高，且占用空间小，安装灵活，无需布线，无需电池驱动，能工作在强磁、强电、粉尘等各种恶劣场合，因而采用单点测温可用于中高压开关触头、母线连接处和电缆接头等部位进行实时温度监测。

4 系统设计方案

4.1 电缆类设备温度监测及预警定位

分布式测温光纤是把整条专用光纤当成温度传感装置，根据现场需要沿电缆、电缆桥架、电缆沟、电缆接头敷设。信号源由调制器发出，通过耦合器到达光纤的目标位置，光纤内的每一处均会对源信号进行反向散射，其强度与其位置的温度紧密相关，散射信号通过光电转换装置转换成电信号后进行放大，并进行降噪处理，处理后的信号经过主机运算得到光纤目标位置的温度及位置信息，同时发送至后台监控端进行实时监控。

被测区域可根据需要划分成多个分区，每个分区可采用定温、温升速率、温差报警等策略。报警可设置多级报警，并针对系统故障及火警发出不同的声光报警信息，通过继电器或其他接口输出。同时，光纤测温支持精确定位功能，便于操作人员查询定位，确定报警点并排除故障。现场的安装根据不同设备可采用直线形、S形及环形折返等布置方式进行敷设。系统结构配置图如图5所示。

图5 系统结构配置图

4.2 中高压电气盘柜温度监测及预警定位

核电厂电气盘柜等设备可采用光纤荧光、光纤光栅及无线无源测温配合实现温度监测。以光纤光栅测温为例，电气开关柜光纤光栅测温系统主要包含测温传感装置、分路盒、光纤、测温主机及监控后台，系统架构图如图6所示。

图6 光纤光栅测温系统结构图

光纤光栅测温传感器串直接装于待测点，用来获取该装置的温度信息同时转化成光信号，光分路盒用于一根光纤与若干个传感器连接。主机内置解调器，可对温度信号进行解调分析。解调器主要采用光纤光栅传感特有的波分复用原理，包含可调光源和解调装置。监控后台收集解调器处理的温度数据，同步跟踪待监测对象的温度信息，并由定制的监控界面执行对应状态分析[9]。

4.3 变压器温度在线监测及预警

目前核电厂变压器采用传统感温电缆测温，同时利用巡检人员手持式红外测温仪进行关键部位温度数据采集。对于变压器等需要进行温度监测的大型设备，考虑到核电厂变压器等主设备所占空间巨大，有较强电磁干扰，可采用分布式光纤与光纤光栅结合的测温方式进行监测。

变压器、发电机等面型设备可采用壳体表面立体安装方式进行表面测温，感温光缆从光纤测温主机处沿电缆桥架及电缆沟依次铺设至变压器处，然后攀至变压器上，以间隔1米的间距使用电木压条固定在变压器四面，对于转弯处需减小固定间隔，折弯处需多用压条，以保证光缆能紧贴在变压器外壳上。现场布线及安装方式如图7所示。

图7 变压器外壳表面传感器安装示意图

对于油浸式变压器内部测温，可在出厂或返厂时将传感器安装于内部。由于在绕组顶部的不同部位一般存在10K℃左右的温差，应在主要不同部位安装，分别监测A、B、C三相高压绕组、铁芯、油的温度，其中铁芯安装3个传感器，顶层油和底层油各装2个传感器，A、B、C三相高侧压绕组和低压侧绕组各装3个传感器，可安装在距绕组顶部2cm～3cm处。三相三柱式变压器传感器推荐安装位置如图8所示。

图8 变压器内部传感器安装示意图

4.4 电气设备温度实时监测及预警平台建设

核电厂电气设备实时温度监测预警及定位技术的实现依托全厂电气设备温度实时监测预警及定位平台建设，搭建温度监测数据库以记录电气设备在不同环境、工况、季节的运行数据，通过温度数据库形成电气设备的温度变化趋势识别，对电气设备的运行及老化趋势以及火灾薄弱点进行判断，有针对性地进行火灾预防。

系统架构由物理层、核心层和交互层构成。物理层的布置根据具体监测对象的不同区分配置，感温元件可以分为分布式光纤传感器、光纤光栅传感器等感温元件，通过传感器的探测，经各自的光纤通道传达至测温主机。测温主机位于核心层，用于向前端物理层元件发出信号，接收物理层反射的信号，对接收到的信号进行分析处理得出相应的温度参数以及位置信号。主机具备温度报警设置及数据存储等功能，同时具备开放式通信接口，可与其他系统进行数据共享，该部分是实现温度监测及相关算法的核心。交互层显示各测温元件所监测的温度数据并进行统一管理，可作为专家系统通过专用软件实现监测数据的历史数据及趋势分析。系统整体网络架构如图9所示。

图9 温度监控及实时预警系统网络结构图

本系统主要由数据交互平台、测温主机(一种或多种)、传感器、通信电缆、监控后台、服务器等设备组成。基于TCP/IP网络的支持可集成不同测温系统，包括分布式光纤测温、光纤光栅测温、光纤荧光测温及无线无源测温系统，满足核电厂各类重要电气设备的温度监控需求。

本系统可实现两大重要功能，一是通过测温主机将采集到的温度数据汇总至监控中心，形成设备温度变化曲线，通过设定高低温限值、温升限值等方式对设备进行实时保护，设备温度超过限值发出报警；二是通过测温主机将报警信号输出到火灾自动报警系统执行消防联动功能。

此外，本系统能实现移动端远程监控功能，可远程实时访问交互层的数据，通过数据交互平台将定制内容以异常信息或报警信息发送至特定的移动端，需要固定IP地址的方式进行授权访问，执行无人值守和远端监控，信息显示形式支持网页、手机应用或短信等格式，监控内容包括监控对象、设备编码、温度数据、报警类型等关键信息。

5 结论

电气火灾预防是工业火灾预防工作中的重中之重，光纤及无线无源测温系统逐渐成为当前电气火灾预防的最佳方案，此外减少巡检人员的工作量也一直是核电厂的愿望。随着用户对供电可靠性要求的提高以及核电厂无人值守模式的普及，电气设备自动实时测温及预警定位系统是今后的发展趋势。采用基于光纤传感及无线无源测温技术的测温手段，具有测温准确度高、响应迅速、实时反映温度变化趋势、回落后可重复使用等优点，并通过建立温度实时监测及预警平台，可全面了解现场重要电气设备绝缘老化情况、全面掌握其运行状态、及时发现故障和火灾隐患，对提高核电厂电气设备的运行可靠稳定性、降低现场电气火灾事故发生概率和损失具有重大意义，一定程度上填补了核电厂相关重要电气设备温度监测的空白。