發電機組軸系扭振監測裝置的應用分析

李森林，李向陽，吳雪黎，趙偉華

(1．華潤電力(錦州)有限公司，遼寧 錦州 121000；2.北京四方繼保自動化股份有限公司，北京 100085)

大型汽輪發電機組運行中,因次同步諧振(SSR)或次同步振蕩(SSO)發生的扭振損壞是電力工業大機組與大電網發展時期的常見問題。多年來，扭振事故導致汽輪發電機組及電力設備多次嚴重損毀，一直被世界各國關注[1]。多年來，東北電網的整體格局一直保持“西電東送、北電南送”[2]。隨著魯固特高壓±800kV直流輸電外送工程的投產及東北地區電源裝機容量的不斷增長，東北電網的整體格局正發生重大變化。扎魯特特高壓直流工程投產一方面滿足了山東電網負荷增長的需求，為山東經濟發展提供電力保障，另一方面將東北電網優質風能資源外送，有效提高地區風電機組利用小時數[3]。伴隨著扎魯特特高壓直流工程的投產，東北地區火電廠所在的網架結構也發生了變化。

東北某典型火電廠的地理接線圖如圖1所示。由圖1可知，風電廠A1—A3接入風電匯集站A，風電匯集站A接入容量為2×660MW的火電廠，該火電廠通過兩回線路送出至變電站A，變電站A最終接入到扎魯特特高壓直流線路。

1 UHVDC及風電接入對次同步振蕩的影響

圖1 典型火電廠A地理接線圖

特高壓直流輸電(UHVDC)技術的運用及風電電源的并網，伴隨著交、直流變流器等電力電子設備的廣泛使用，系統運行也逐漸顯現出越來越強的電力電子化特性。電力電子技術的應用一方面增強了電力系統可控性、靈活性，另一方面也帶來了次同步振蕩問題[4]。UHVDC本身以及各種功率控制器的快速電力調節，造成發電機組電氣阻尼能力發生變化或被削弱，由此引起機電耦合相互作用以及導致強迫型次同步振蕩的發生[5]；同時電力電子裝置之間的相互操控作用也愈加復雜，引起多個電力電子控制器間的相互作用，可能導致次同步控制相互作用的發生[6-9]。風電接入后，輸電方式轉變為風火打捆經UHVDC外送，該輸電方式使次同步交互作用變得更為復雜[10]。次同步的交互作用使電力系統中機械部分與電氣部分發生動態的相互耦合和能量互換，其主要危害是造成軸系扭振現象，影響外送火電機組的軸系安全。

持續的軸系扭振會造成發電機組軸系在危險截面的疲勞累積，降低發電機組軸系的使用壽命，造成軸系破壞，嚴重時可使軸系的截面或聯軸節處產生過大的交變扭應力，導致軸系沖擊力或疲勞累積性損壞，直接威脅機組的安全運行[11]。此時，在電廠側安裝發電機組軸系扭振監測裝置(以下簡稱TMU)顯得尤為重要。

2 扭振監測系統構成

為更好地監測扭振對機組軸系的影響，電廠為每臺機組安裝了四方公司生產的扭振監測屏柜。扭振監測屏柜主要由TMU裝置和上位機(以下簡稱HMI)兩部分組成。TMU裝置可以對發電機組軸系的扭振情況進行監測，為分析誘發軸系扭振的原因、解決辦法等提供數據。HMI可實現畫面展示及錄波存儲功能，實時監測裝置的通信狀態、運行狀態及軸系的疲勞累積情況，HMI還具有錄波分析功能；同時，可通過HMI對TMU裝置下達啟動錄波、信號復歸、下裝定值等控制及操作指令。TMU監測畫面如圖2所示。

圖2 TMU裝置監測界面

TMU與HMI通過以太網線進行通信連接，轉速信號和機端電氣量信號通過硬接線接入TMU裝置，TMU裝置上的告警信號通過硬接線送出至DCS系統及故障錄波器。一方面運行人員可實時查看裝置狀態，另一方面故障錄波器可在監測到裝置告警信號時，準確地對電力系統的電氣量進行錄波。系統架構如圖3所示。

圖3 TMU系統架構

3 TMU裝置監測分析

3.1 安裝位置及轉速測量

機組軸系主要由高中壓合缸(HIP)、低壓缸A(LPA)、低壓缸B(LPB)和發電機(GEN)組成，機組軸系扭振固有頻率見表1。

表1 軸系扭振固有頻率 Hz

模態頻率的陣型曲線如圖4所示。

圖4 模態頻率的陣型曲線

根據陣型曲線，模態3在汽輪機高中壓缸轉子前軸徑處具有較高辨識度，模態1、2在高壓缸轉子前軸徑和發電機轉子后軸徑均具有較高辨識度。結合3個模態的可辨識情況，在汽輪機高壓缸轉子前軸徑和發電機轉子后軸徑處支架上各安裝2個測速傳感器。測速傳感器結構如圖5所示。

圖5 測速傳感器結構

3.2 轉速信號解調

TMU通過測速傳感器采集到轉速脈沖信號。首先進行解調，對機端角速度變化量dw進行濾波處理，得到與軸系轉子固有頻率對應的3個扭振分量dw1、dw2、dw3。濾波環節包括1個低通濾波器、1個高通濾波器以及對各個次同步模態頻率進行濾波的帶通濾波器。將各個扭振模態信號分離后，再實施獨立的模態監測。模態濾波如圖6所示。

圖6 模態濾波

TMU裝置工作原理如圖7所示。TMU裝置采用基于實時雨流法的軸系在線疲勞監測方法、基于共軛窗的扭振模態穩定魯棒識別、自適應轉速齒盤的轉速測量技術，實時監測汽輪發電機組軸系轉速信號和機端電氣量信號，計算扭振模態頻率的振蕩幅值及軸系危險截面的疲勞損傷百分比，當模態頻率的振蕩幅值超過設定值，或當軸系危險截面的疲勞損傷百分比達到設定值時，TMU裝置發出相應的告警信號。

圖7 TMU裝置工作原理

3.3 TMU裝置的告警設計

文中火電廠2臺機組的TMU裝置告警分3種：裝置故障告警、扭振低限告警和扭振高限告警。

a.裝置故障告警：當TMU裝置板卡出現內部故障、系統通信異常或系統檢測硬件IO板卡未處于運行狀態時，告警燈開啟，故障解決完成后，必須通過信號復歸才能恢復正常。

b.扭振低限告警：單次擾動激發的任一模態幅值超過門檻值0.1 rad/s時，告警燈啟動，錄波啟動。當模態幅值低于門檻值0.1 rad/s時，告警燈恢復正常。

c.扭振高限告警：單次擾動激發的任一模態幅值達到軸系危險截面開始疲勞累計值時，告警燈啟動，危險截面將產生疲勞累計。當模態幅值未達到危險截面開始疲勞累計值時，告警燈恢復正常。

4 TMU裝置監測效果分析

4.1 錄波分析

2017年11月19日14：23和14：42，現場2臺機組TMU裝置分別發生裝置告警(低限告警及高限告警)，錄波啟動。現對其中1臺機組生成的2個錄波文件進行分析，見表2。

表2 模態采樣值分析結果

由表2可知，2個錄波文件模態1的幅值均超過模態門檻值0.1 rad/s，TMU裝置正確觸發了低限告警。分別對2個錄波文件進行Matlab仿真分析，分析相同時刻3個模態頻率及A相電壓、電流，分析結果如圖8所示。由圖8可以看出，在電壓、電流發生突變時，模態頻率出現較大幅值，電氣量擾動結束后，模態頻率的振蕩幅值快速收斂。

對原始模態頻率dw進行頻譜分析，分析結果如圖9所示。圖9(a)模態頻譜圖分析了模態1、模態2，圖9(b)模態頻譜圖分析了模態1。模態頻率均在電氣量擾動結束后快速消失。

(a)錄波文件1

(b)錄波文件2圖8 實時錄波曲線分析

(a)錄波文件1

(b)錄波文件2圖9 dw頻譜分析結果

由圖9看出，原始信號模態頻率dw中包含了軸系扭振的固有頻率dw1和dw2，表明此次擾動激發出了軸系的固有頻率，且模態1的幅值較大，而在電氣量擾動消失后，模態頻率快速消失。

由此分析判斷：網側存在故障或操作引起沖擊導致軸系產生扭振，TMU裝置低限告警。后經現場分析，告警發生時變電站A在做電氣試驗，試驗引發網側擾動，驗證分析結果的正確性。

4.2 疲勞累積分析

根據S-N曲線法，選擇同一斷面中S-N最低的截面作為該斷面的危險截面，最終選定高中壓缸后軸頸(2號)、低壓缸B前軸徑(5號)、發電機前軸徑(7號)、發電機聯軸器位置為危險截面。

分別對2個錄波文件進行疲勞分析，分析結果如圖10所示。由圖10看出，2次擾動均達到了軸系危險截面的疲勞累積值，軸系開始進行疲勞累積，TMU裝置正確觸發高限告警。

(a)錄波文件1

(b)錄波文件2圖10 疲勞累積曲線分析

圖10(a)分析了2017年11月19日14:23的一次錄波，此次擾動在2號瓦軸頸處的疲勞累積值為0，在5號瓦軸頸處的疲勞累積值約為0.000 3%，在7號瓦軸頸處的疲勞累積值約為0.000 2%，在低發聯軸器軸頸處的疲勞累積值約為0.000 6%。

圖10(b)分析了2017年11月19日14：42的一次錄波，此次擾動在5號瓦軸頸處的疲勞累積值約為0.000 5%，在7號瓦軸頸處的疲勞累積值約為0.000 4%，在低發聯軸器軸頸處的疲勞累積值約為0.000 9%。2次擾動造成的疲勞累積值，見表3。2次擾動對危險截面造成的疲勞累積值較小，遠遠低于1%，暫不做處理，機組繼續正常運行。

表3 危險截面疲勞分析結果 %

5 結束語

東北地區電網網架結構復雜，UHVDC和風電的并網伴隨著次同步振蕩現象的發生，在電廠側安裝TMU裝置成為監測機組軸系扭振的有力措施之一。

以東北某典型火電廠為例，當網側發生擾動時，激發電廠側軸系扭振。扭振發生時，TMU裝置有效地記錄了此次擾動，并自動存儲錄波文件，通過分析錄波文件對軸系危險截面的疲勞累積百分比進行統計，得出此次擾動對軸系的危害程度較小，不影響機組正常運行，暫不做處理。

TMU裝置能夠對火電廠機組軸系扭振進行實時監測，滿足條件時自動啟動錄波，并將錄波文件存儲于HMI中，為后續分析提供有效數據，是機組軸系正常運行的有力保障。