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某風電場1.5MW風力發電機組發電機前軸承失效分析
2013-02-26
作者： 石志標[1] 辛昆[1] 于穎[2]
（1.東北電力大學 吉林吉林 132012；2.空軍航空大學 吉林長春 130021）
（1.東北電力大學 吉林吉林 132012；2.空軍航空大學 吉林長春 130021）
摘 要：本文根據某風電場風電機組發電機軸承失效的實際情況，對有關風機事發前的遠程監測情況及事后現場檢查情況進行了詳細描述，研究了軸承失效原因機理；結合實際對風力發電機軸承失效進行了全面分析；有針對性的對軸承失效給出了防范措施。
關鍵詞；風電機組；發電機前軸承；失效分析
0 概述
某風電場安裝100臺1.5mw雙饋異步低溫型風電機組，總裝機容量15萬千瓦。 2010年12月初風機開始進入并網調試，2011年1月底，全部100臺風機調試完畢，進入并網發電狀態。風機變槳方式為電動變槳，主傳動鏈由輪轂、主軸承、主軸、增速齒輪箱、聯軸器及發電機組成。
1 遠程監控情況描述
風電場設有風機遠程監控系統，可以在集控室實時監控各臺風電機組運行狀態和參數。針對發電機及聯軸器部位監測信號主要有發電機x向（軸向）一、二級振動，y向（徑向）一、二級振動，發電機軸承（前端軸承）溫度，發電機定子繞組溫度，齒輪箱高速軸（聯軸器）轉速，發電機轉速；發電機前后軸承潤滑系統狀態信號未采集到集控室，只有在機艙就地才能觀察到潤滑系統工作狀態。
風電場運行人員及風機廠家服務人員發現總結各發電機組更換發電機軸承前情況的記錄：
運行狀態:
（1）日常從集控室風機監控系統可監測到，當輪轂高度十分鐘平均風速在3m/s-20m/s之間、即發電機在1010rpm-1800rpm之間運行、功率為0-1500kw之間時，正常觀測到的發電機前軸承溫度在20℃-60℃左右；30#、57#、75#、80#、86#、97#發電機運行溫度普遍高于70℃，個別時段達到80℃-90℃，47#風機不定期報“發電機繞組溫度高”停機，不能遠程復位，Z終故障停機無法啟機。
?。?）30#、80#、86#風機不定期報“發電機x向一級振動”停機，但風機可遠程自動復位運行；47#風機頻繁報出“發電機x向一級振動”停機，可遠程手動復位啟機，但啟機后再次報錯停機。
?。?）有關各機位風機齒輪箱高速軸、發電機轉數監測數據未出現異常，未見超速報警；其他運行狀態如電氣量、油壓等無明顯異常。
?。?）遠程監控僅有主軸承潤滑系統運行指示燈，無發電機軸承潤滑系統運行狀態監測設置，無法監控發電機軸承潤滑情況。
2 軸承失效分析及現場檢查情況
2.1軸承失效原因機理
軸承失效可體現在剝離、燒傷、裂紋缺陷、保持架破損、擦傷卡傷、銹蝕、腐蝕、磨損、電蝕、蠕變、壓痕碰傷等多種形式。
2.2各有關風機登機現場檢查情況
風電場運行人員及風機廠家服務人員發現風機存在的異常特別是47#風機故障停機后，迅速組織人員登塔進入機艙現場進行仔細排查。各有關機位檢查情況如下：
?。?）47#風機。發電機及聯軸器外觀無異常，手動盤車發現發電機轉子聲音較大。
?。?）30#風機。發電機及聯軸器外觀無異常，潤滑油罐內油脂顏色無異常，剩余量為滿罐的1/3。
?。?）75#風機。發電機及聯軸器外觀無異常，潤滑油罐內油脂顏色無異常，剩余量為滿罐的1/10。聯軸器近發電機端止退小螺栓力矩有松動現象，發電機右前支腳發電機與彈性支承力矩不符合要求（額定值470nm）。
?。?）57#、80#、86#、97#風機。
2.3軸承失效原因初步分析
根據集控室監控信息以及現場檢查情況，事后查看風機事發期間故障記錄及維護記錄，詢問了解維護過程，確認發電機前軸承失效。失效原因初步分析如下：
2.3.1初步排除軸承制造、裝配及疲勞損壞問題。
風電場及時與設備廠家聯系，協調索要了FAG軸承批次出場合格證及檢驗報告，發電機裝配記錄，確認幾臺風機發電機軸承非制造質量及裝配工藝原因失效。
風機發電機軸承從出廠到更換僅有2年時間，遠未達到20年使用壽命期，因此不應是疲勞失效原因。
2.3.2發電機軸承潤滑系統問題。
潤滑系統采用的是lincoln quicklub潤滑泵，由儲油罐、控制板及潤滑管路組成。潤滑脂型號為albida ems2，正常儲存量為1kg，顏色為褐黃色。47#風機發電機軸承潤滑脂明顯變質，造成軸承潤滑失效。其他幾臺風機儲油脂量較正常偏少，懷疑潤滑泵運行周期及單次運行時間（決定注油量）設置與實際需要不符或達不到軸承正常工作需要要求，造成軸承潤滑不充分。
2.3.3聯軸器軸對中問題。
從7臺風機軸對中檢查結果看，所有均不滿足軸對中允許偏差范圍。發電機轉子高速旋轉在軸不對中工況下，這也是造成發電機軸承失效的主要原因之一。造成軸對中不合格的主要原因分析為聯軸器小螺栓力矩及發電機支腳螺栓力矩緊固存在問題。
2.3.4潤滑脂存在污染。
從發電機軸承拆卸的情況看，軸承上的潤滑脂為黑色并夾雜雜質，經檢查雜質非鐵屑，排除金屬磨損產生鐵屑原因。根據風電場所在地為沙化草原地區，常年風沙較大，且大風季節常伴有沙塵暴，從機艙內明顯可見到處都是砂質粉塵。懷疑油脂中雜質為空氣中沙塵。
2.3.5風機維護工作不力。
3 采取的防范措施
3.1外部措施
?。?）要求風機廠家協調發電機廠家制定詳細處理方案報業主審核，經同意后立即組織對發現問題的7臺風機進行處理，確保風機盡快恢復發電；同時要求對風機發電機前軸承失效（發電機更換）進行技術分析，提交分析報告。
?。?）風機吊安裝期間業主已要求風機廠家對發電機進行軸對中檢查，廠家以機艙出廠前已進行相應檢測為由拒絕再次檢測。業主方考慮到主機出廠需經2700公里近半個月時間長途運輸才能到風電場，路途中顛簸震動可能會對發電機與聯軸器對中產生影響；結合本次幾臺風機發電機軸承失效問題，要求風機廠家必須對全場風機軸對中進行復檢提交檢測報告。
?。?）要求風機廠家必須落實發電機軸承潤滑系統參數設定及與現場實際工作需要是否匹配合理，對全場所有風機發電機前軸承潤滑系統、主軸承潤滑系統及輪轂變槳潤滑系統的參數設定、儲油量及管路、油脂使用型號是否正確進行全面檢查，提交報告；同時要求風機廠家技術部門考慮對軸承潤滑系統運行狀態信號進行遠傳改造，使風電場集控室便于掌握風機軸承潤滑系統運行狀況，及時發現問題。
?。?）要求風機廠家對風機所有參數、定值進行重新梳理，特別是影響風機安全穩定運行的振動、溫度、壓力、轉速等信號的檢查；同時嚴禁存在屏蔽風機報警信號的情況。
3.2內部措施
?。?）要求生產值班人員加強風機運行監控，每三小時全面檢查一次100臺風機運行狀態信號，對異常信號要及時關注并記錄；對反復出現的報錯信息，如振動、溫度蓄電池電壓等，要特別注意，及時匯報風電場領導并及時告知現場風機廠家人員進行處理；對頻繁出現的報錯不要輕易復位風機，及時通知廠家人員處理。
?。?）制定專門負責人參與廠家對軸承失效技術分析，并安排專人參與到風機各項檢查工作中，對檢查結果及時記錄。
?。?）建立風機缺陷管理制度及設備缺陷檔案，實行責任追溯制，明確各級管理責任，細化分工，層層落實，風機缺陷管理要明確分配到個人。
（4）加強風電場運行人員理論及技能培訓，提升風機故障缺陷處理、問題分析及風機檢修維護動手能力?！科]
【參考文獻】
［1］鐘海權.發電電動機雙向推力軸承設計計算方法的研究[j].東方電機，2004,(02).
?。?］袁波,何一純,鄧磊.瑯琊山抽水蓄能電站推力軸承改進研究[j].華東電力，2010,(10).
?。?］劉士奇.廣州抽水蓄能電站發電電動機的結構特點[j].東方電機，1999,(02).
關鍵詞；風電機組；發電機前軸承；失效分析
0 概述
某風電場安裝100臺1.5mw雙饋異步低溫型風電機組，總裝機容量15萬千瓦。 2010年12月初風機開始進入并網調試，2011年1月底，全部100臺風機調試完畢，進入并網發電狀態。風機變槳方式為電動變槳，主傳動鏈由輪轂、主軸承、主軸、增速齒輪箱、聯軸器及發電機組成。
1 遠程監控情況描述
風電場設有風機遠程監控系統，可以在集控室實時監控各臺風電機組運行狀態和參數。針對發電機及聯軸器部位監測信號主要有發電機x向（軸向）一、二級振動，y向（徑向）一、二級振動，發電機軸承（前端軸承）溫度，發電機定子繞組溫度，齒輪箱高速軸（聯軸器）轉速，發電機轉速；發電機前后軸承潤滑系統狀態信號未采集到集控室，只有在機艙就地才能觀察到潤滑系統工作狀態。
風電場運行人員及風機廠家服務人員發現總結各發電機組更換發電機軸承前情況的記錄：
運行狀態:
（1）日常從集控室風機監控系統可監測到，當輪轂高度十分鐘平均風速在3m/s-20m/s之間、即發電機在1010rpm-1800rpm之間運行、功率為0-1500kw之間時，正常觀測到的發電機前軸承溫度在20℃-60℃左右；30#、57#、75#、80#、86#、97#發電機運行溫度普遍高于70℃，個別時段達到80℃-90℃，47#風機不定期報“發電機繞組溫度高”停機，不能遠程復位，Z終故障停機無法啟機。
?。?）30#、80#、86#風機不定期報“發電機x向一級振動”停機，但風機可遠程自動復位運行；47#風機頻繁報出“發電機x向一級振動”停機，可遠程手動復位啟機，但啟機后再次報錯停機。
?。?）有關各機位風機齒輪箱高速軸、發電機轉數監測數據未出現異常，未見超速報警；其他運行狀態如電氣量、油壓等無明顯異常。
?。?）遠程監控僅有主軸承潤滑系統運行指示燈，無發電機軸承潤滑系統運行狀態監測設置，無法監控發電機軸承潤滑情況。
2 軸承失效分析及現場檢查情況
2.1軸承失效原因機理
軸承失效可體現在剝離、燒傷、裂紋缺陷、保持架破損、擦傷卡傷、銹蝕、腐蝕、磨損、電蝕、蠕變、壓痕碰傷等多種形式。
2.2各有關風機登機現場檢查情況
風電場運行人員及風機廠家服務人員發現風機存在的異常特別是47#風機故障停機后，迅速組織人員登塔進入機艙現場進行仔細排查。各有關機位檢查情況如下：
?。?）47#風機。發電機及聯軸器外觀無異常，手動盤車發現發電機轉子聲音較大。
?。?）30#風機。發電機及聯軸器外觀無異常，潤滑油罐內油脂顏色無異常，剩余量為滿罐的1/3。
?。?）75#風機。發電機及聯軸器外觀無異常，潤滑油罐內油脂顏色無異常，剩余量為滿罐的1/10。聯軸器近發電機端止退小螺栓力矩有松動現象，發電機右前支腳發電機與彈性支承力矩不符合要求（額定值470nm）。
?。?）57#、80#、86#、97#風機。
2.3軸承失效原因初步分析
根據集控室監控信息以及現場檢查情況，事后查看風機事發期間故障記錄及維護記錄，詢問了解維護過程，確認發電機前軸承失效。失效原因初步分析如下：
2.3.1初步排除軸承制造、裝配及疲勞損壞問題。
風電場及時與設備廠家聯系，協調索要了FAG軸承批次出場合格證及檢驗報告，發電機裝配記錄，確認幾臺風機發電機軸承非制造質量及裝配工藝原因失效。
風機發電機軸承從出廠到更換僅有2年時間，遠未達到20年使用壽命期，因此不應是疲勞失效原因。
2.3.2發電機軸承潤滑系統問題。
潤滑系統采用的是lincoln quicklub潤滑泵，由儲油罐、控制板及潤滑管路組成。潤滑脂型號為albida ems2，正常儲存量為1kg，顏色為褐黃色。47#風機發電機軸承潤滑脂明顯變質，造成軸承潤滑失效。其他幾臺風機儲油脂量較正常偏少，懷疑潤滑泵運行周期及單次運行時間（決定注油量）設置與實際需要不符或達不到軸承正常工作需要要求，造成軸承潤滑不充分。
2.3.3聯軸器軸對中問題。
從7臺風機軸對中檢查結果看，所有均不滿足軸對中允許偏差范圍。發電機轉子高速旋轉在軸不對中工況下，這也是造成發電機軸承失效的主要原因之一。造成軸對中不合格的主要原因分析為聯軸器小螺栓力矩及發電機支腳螺栓力矩緊固存在問題。
2.3.4潤滑脂存在污染。
從發電機軸承拆卸的情況看，軸承上的潤滑脂為黑色并夾雜雜質，經檢查雜質非鐵屑，排除金屬磨損產生鐵屑原因。根據風電場所在地為沙化草原地區，常年風沙較大，且大風季節常伴有沙塵暴，從機艙內明顯可見到處都是砂質粉塵。懷疑油脂中雜質為空氣中沙塵。
2.3.5風機維護工作不力。
3 采取的防范措施
3.1外部措施
?。?）要求風機廠家協調發電機廠家制定詳細處理方案報業主審核，經同意后立即組織對發現問題的7臺風機進行處理，確保風機盡快恢復發電；同時要求對風機發電機前軸承失效（發電機更換）進行技術分析，提交分析報告。
?。?）風機吊安裝期間業主已要求風機廠家對發電機進行軸對中檢查，廠家以機艙出廠前已進行相應檢測為由拒絕再次檢測。業主方考慮到主機出廠需經2700公里近半個月時間長途運輸才能到風電場，路途中顛簸震動可能會對發電機與聯軸器對中產生影響；結合本次幾臺風機發電機軸承失效問題，要求風機廠家必須對全場風機軸對中進行復檢提交檢測報告。
?。?）要求風機廠家必須落實發電機軸承潤滑系統參數設定及與現場實際工作需要是否匹配合理，對全場所有風機發電機前軸承潤滑系統、主軸承潤滑系統及輪轂變槳潤滑系統的參數設定、儲油量及管路、油脂使用型號是否正確進行全面檢查，提交報告；同時要求風機廠家技術部門考慮對軸承潤滑系統運行狀態信號進行遠傳改造，使風電場集控室便于掌握風機軸承潤滑系統運行狀況，及時發現問題。
?。?）要求風機廠家對風機所有參數、定值進行重新梳理，特別是影響風機安全穩定運行的振動、溫度、壓力、轉速等信號的檢查；同時嚴禁存在屏蔽風機報警信號的情況。
3.2內部措施
?。?）要求生產值班人員加強風機運行監控，每三小時全面檢查一次100臺風機運行狀態信號，對異常信號要及時關注并記錄；對反復出現的報錯信息，如振動、溫度蓄電池電壓等，要特別注意，及時匯報風電場領導并及時告知現場風機廠家人員進行處理；對頻繁出現的報錯不要輕易復位風機，及時通知廠家人員處理。
?。?）制定專門負責人參與廠家對軸承失效技術分析，并安排專人參與到風機各項檢查工作中，對檢查結果及時記錄。
?。?）建立風機缺陷管理制度及設備缺陷檔案，實行責任追溯制，明確各級管理責任，細化分工，層層落實，風機缺陷管理要明確分配到個人。
（4）加強風電場運行人員理論及技能培訓，提升風機故障缺陷處理、問題分析及風機檢修維護動手能力?！科]
【參考文獻】
［1］鐘海權.發電電動機雙向推力軸承設計計算方法的研究[j].東方電機，2004,(02).
?。?］袁波,何一純,鄧磊.瑯琊山抽水蓄能電站推力軸承改進研究[j].華東電力，2010,(10).
?。?］劉士奇.廣州抽水蓄能電站發電電動機的結構特點[j].東方電機，1999,(02).
來源：《科技致富向導》2012年26期
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