发电机组轴系扭振监测装置的应用分析

李森林，李向阳，吴雪黎，赵伟华

(1．华润电力(锦州)有限公司，辽宁 锦州 121000；2.北京四方继保自动化股份有限公司，北京 100085)

大型汽轮发电机组运行中,因次同步谐振(SSR)或次同步振荡(SSO)发生的扭振损坏是电力工业大机组与大电网发展时期的常见问题。多年来，扭振事故导致汽轮发电机组及电力设备多次严重损毁，一直被世界各国关注[1]。多年来，东北电网的整体格局一直保持“西电东送、北电南送”[2]。随着鲁固特高压±800kV直流输电外送工程的投产及东北地区电源装机容量的不断增长，东北电网的整体格局正发生重大变化。扎鲁特特高压直流工程投产一方面满足了山东电网负荷增长的需求，为山东经济发展提供电力保障，另一方面将东北电网优质风能资源外送，有效提高地区风电机组利用小时数[3]。伴随着扎鲁特特高压直流工程的投产，东北地区火电厂所在的网架结构也发生了变化。

东北某典型火电厂的地理接线图如图1所示。由图1可知，风电厂A1—A3接入风电汇集站A，风电汇集站A接入容量为2×660MW的火电厂，该火电厂通过两回线路送出至变电站A，变电站A最终接入到扎鲁特特高压直流线路。

1 UHVDC及风电接入对次同步振荡的影响

图1 典型火电厂A地理接线图

特高压直流输电(UHVDC)技术的运用及风电电源的并网，伴随着交、直流变流器等电力电子设备的广泛使用，系统运行也逐渐显现出越来越强的电力电子化特性。电力电子技术的应用一方面增强了电力系统可控性、灵活性，另一方面也带来了次同步振荡问题[4]。UHVDC本身以及各种功率控制器的快速电力调节，造成发电机组电气阻尼能力发生变化或被削弱，由此引起机电耦合相互作用以及导致强迫型次同步振荡的发生[5]；同时电力电子装置之间的相互操控作用也愈加复杂，引起多个电力电子控制器间的相互作用，可能导致次同步控制相互作用的发生[6-9]。风电接入后，输电方式转变为风火打捆经UHVDC外送，该输电方式使次同步交互作用变得更为复杂[10]。次同步的交互作用使电力系统中机械部分与电气部分发生动态的相互耦合和能量互换，其主要危害是造成轴系扭振现象，影响外送火电机组的轴系安全。

持续的轴系扭振会造成发电机组轴系在危险截面的疲劳累积，降低发电机组轴系的使用寿命，造成轴系破坏，严重时可使轴系的截面或联轴节处产生过大的交变扭应力，导致轴系冲击力或疲劳累积性损坏，直接威胁机组的安全运行[11]。此时，在电厂侧安装发电机组轴系扭振监测装置(以下简称TMU)显得尤为重要。

2 扭振监测系统构成

为更好地监测扭振对机组轴系的影响，电厂为每台机组安装了四方公司生产的扭振监测屏柜。扭振监测屏柜主要由TMU装置和上位机(以下简称HMI)两部分组成。TMU装置可以对发电机组轴系的扭振情况进行监测，为分析诱发轴系扭振的原因、解决办法等提供数据。HMI可实现画面展示及录波存储功能，实时监测装置的通信状态、运行状态及轴系的疲劳累积情况，HMI还具有录波分析功能；同时，可通过HMI对TMU装置下达启动录波、信号复归、下装定值等控制及操作指令。TMU监测画面如图2所示。

图2 TMU装置监测界面

TMU与HMI通过以太网线进行通信连接，转速信号和机端电气量信号通过硬接线接入TMU装置，TMU装置上的告警信号通过硬接线送出至DCS系统及故障录波器。一方面运行人员可实时查看装置状态，另一方面故障录波器可在监测到装置告警信号时，准确地对电力系统的电气量进行录波。系统架构如图3所示。

图3 TMU系统架构

3 TMU装置监测分析

3.1 安装位置及转速测量

机组轴系主要由高中压合缸(HIP)、低压缸A(LPA)、低压缸B(LPB)和发电机(GEN)组成，机组轴系扭振固有频率见表1。

表1 轴系扭振固有频率 Hz

模态频率的阵型曲线如图4所示。

图4 模态频率的阵型曲线

根据阵型曲线，模态3在汽轮机高中压缸转子前轴径处具有较高辨识度，模态1、2在高压缸转子前轴径和发电机转子后轴径均具有较高辨识度。结合3个模态的可辨识情况，在汽轮机高压缸转子前轴径和发电机转子后轴径处支架上各安装2个测速传感器。测速传感器结构如图5所示。

图5 测速传感器结构

3.2 转速信号解调

TMU通过测速传感器采集到转速脉冲信号。首先进行解调，对机端角速度变化量dw进行滤波处理，得到与轴系转子固有频率对应的3个扭振分量dw1、dw2、dw3。滤波环节包括1个低通滤波器、1个高通滤波器以及对各个次同步模态频率进行滤波的带通滤波器。将各个扭振模态信号分离后，再实施独立的模态监测。模态滤波如图6所示。

图6 模态滤波

TMU装置工作原理如图7所示。TMU装置采用基于实时雨流法的轴系在线疲劳监测方法、基于共轭窗的扭振模态稳定鲁棒识别、自适应转速齿盘的转速测量技术，实时监测汽轮发电机组轴系转速信号和机端电气量信号，计算扭振模态频率的振荡幅值及轴系危险截面的疲劳损伤百分比，当模态频率的振荡幅值超过设定值，或当轴系危险截面的疲劳损伤百分比达到设定值时，TMU装置发出相应的告警信号。

图7 TMU装置工作原理

3.3 TMU装置的告警设计

文中火电厂2台机组的TMU装置告警分3种：装置故障告警、扭振低限告警和扭振高限告警。

a.装置故障告警：当TMU装置板卡出现内部故障、系统通信异常或系统检测硬件IO板卡未处于运行状态时，告警灯开启，故障解决完成后，必须通过信号复归才能恢复正常。

b.扭振低限告警：单次扰动激发的任一模态幅值超过门槛值0.1 rad/s时，告警灯启动，录波启动。当模态幅值低于门槛值0.1 rad/s时，告警灯恢复正常。

c.扭振高限告警：单次扰动激发的任一模态幅值达到轴系危险截面开始疲劳累计值时，告警灯启动，危险截面将产生疲劳累计。当模态幅值未达到危险截面开始疲劳累计值时，告警灯恢复正常。

4 TMU装置监测效果分析

4.1 录波分析

2017年11月19日14：23和14：42，现场2台机组TMU装置分别发生装置告警(低限告警及高限告警)，录波启动。现对其中1台机组生成的2个录波文件进行分析，见表2。

表2 模态采样值分析结果

由表2可知，2个录波文件模态1的幅值均超过模态门槛值0.1 rad/s，TMU装置正确触发了低限告警。分别对2个录波文件进行Matlab仿真分析，分析相同时刻3个模态频率及A相电压、电流，分析结果如图8所示。由图8可以看出，在电压、电流发生突变时，模态频率出现较大幅值，电气量扰动结束后，模态频率的振荡幅值快速收敛。

对原始模态频率dw进行频谱分析，分析结果如图9所示。图9(a)模态频谱图分析了模态1、模态2，图9(b)模态频谱图分析了模态1。模态频率均在电气量扰动结束后快速消失。

(a)录波文件1

(b)录波文件2图8 实时录波曲线分析

(a)录波文件1

(b)录波文件2图9 dw频谱分析结果

由图9看出，原始信号模态频率dw中包含了轴系扭振的固有频率dw1和dw2，表明此次扰动激发出了轴系的固有频率，且模态1的幅值较大，而在电气量扰动消失后，模态频率快速消失。

由此分析判断：网侧存在故障或操作引起冲击导致轴系产生扭振，TMU装置低限告警。后经现场分析，告警发生时变电站A在做电气试验，试验引发网侧扰动，验证分析结果的正确性。

4.2 疲劳累积分析

根据S-N曲线法，选择同一断面中S-N最低的截面作为该断面的危险截面，最终选定高中压缸后轴颈(2号)、低压缸B前轴径(5号)、发电机前轴径(7号)、发电机联轴器位置为危险截面。

分别对2个录波文件进行疲劳分析，分析结果如图10所示。由图10看出，2次扰动均达到了轴系危险截面的疲劳累积值，轴系开始进行疲劳累积，TMU装置正确触发高限告警。

(a)录波文件1

(b)录波文件2图10 疲劳累积曲线分析

图10(a)分析了2017年11月19日14:23的一次录波，此次扰动在2号瓦轴颈处的疲劳累积值为0，在5号瓦轴颈处的疲劳累积值约为0.000 3%，在7号瓦轴颈处的疲劳累积值约为0.000 2%，在低发联轴器轴颈处的疲劳累积值约为0.000 6%。

图10(b)分析了2017年11月19日14：42的一次录波，此次扰动在5号瓦轴颈处的疲劳累积值约为0.000 5%，在7号瓦轴颈处的疲劳累积值约为0.000 4%，在低发联轴器轴颈处的疲劳累积值约为0.000 9%。2次扰动造成的疲劳累积值，见表3。2次扰动对危险截面造成的疲劳累积值较小，远远低于1%，暂不做处理，机组继续正常运行。

表3 危险截面疲劳分析结果 %

5 结束语

东北地区电网网架结构复杂，UHVDC和风电的并网伴随着次同步振荡现象的发生，在电厂侧安装TMU装置成为监测机组轴系扭振的有力措施之一。

以东北某典型火电厂为例，当网侧发生扰动时，激发电厂侧轴系扭振。扭振发生时，TMU装置有效地记录了此次扰动，并自动存储录波文件，通过分析录波文件对轴系危险截面的疲劳累积百分比进行统计，得出此次扰动对轴系的危害程度较小，不影响机组正常运行，暂不做处理。

TMU装置能够对火电厂机组轴系扭振进行实时监测，满足条件时自动启动录波，并将录波文件存储于HMI中，为后续分析提供有效数据，是机组轴系正常运行的有力保障。