风电机组重大事故分析(2)

二、事故的思考与问题

是否因屏蔽状态码造成飞车倒塌事故

该机组使用的是Mita公司所生产的风电机组控制器，其设计较为完善。该控制器把风电机组

所处的状态都用与之对应代码表示，可以表明风电机组的运行状态、故障信息以及刹车等级等，这

就是状态码。

对于绝大部分的状态码，根据维修人员的技术水平与当时的需要可以屏蔽(使其失效);而有的状

态码则由程序设定不能屏蔽，即使是用最高权限也不能屏蔽，例如：手动停机(13)、电池检测(95)、

轮毂电池故障(57)、电池电压低(1182、1184、1186)、变桨速度太慢(1919、1920、1921)、刹车反馈(429、455)、刹车磨损(415)以及与安全链有关的状态码等。也就是说，任何现场人员都不能对这些

状态码进行操作。这样，既能保证机组安全和人身安全，又能在处理故障时采取灵活多变的措施，

根据维修人员的经验、判断和处理故障能力，在保证部件安全的前提下，以达到迅速分析、判断、

确认并排除故障。

经过以上分析，此次事故不可能是因现场人员屏蔽状态码造成，而事故原因何在?

有多道超速保护机组为何没有停下来

当机组第二次启机时，机组转速从0rpm一直飞升到2700rpm，中间顺利通过了多道超速保护，而没有顺桨，则是交、直流顺桨均没有起作用。

该控制器为限制机组超速而设置的状态码有：213、1905、1411、310、311、312、317、328、319、320。除状态码213是只报警不停机之外，其他的9道超速保护均为停机保护。

以上状态码,除213、1905、1411之外，其他超速状态码都由机组控制器的程序设定不能屏蔽。虽然状态码1905能够屏蔽，但是，它的执行是完全由变桨控制器控制的，即使在机组控制器中被屏

蔽了，只要满足触发条件，叶轮顺桨依然是要执行的。

第一，状态码213(极端阵风)，限制超速，只报警不停机。

在出现瞬时飓风时，报状态码213是降低额定转速，把机组的额定转速降至安全转速，即：机

组在达到1960rpm，时间超过0.2秒，叶片以5°/s顺桨，通过软件把机组的额定转速由1780rpm降到1720rpm，使机组转速迅速下降。当转速下降后，机组的额定转速还可以再次上升且不停机。这样，既保证发电又降低转速，不至于超速。

第二，状态码1905(变桨自主运行)，刹车程序BP52，交流供电顺桨。

顺桨速度为5°/s。当机组转速达到1950rpm时，硬件WP2135动作，通过滑环传到轮毂控制器，轮毂控制器接到信号后超过300ms，轮毂控制器不再接收机组控制器的任何命令，只按轮毂控制器

程序设定进行顺桨。在执行顺桨的同时，轮毂控制器通过变桨通讯传给机组控制器，由机组控制器

报出故障，叶片顺桨到90°。如果存在变桨通讯故障，实际顺桨没有执行，则控制器不报此1905状

态码故障。

第三，BP75限制超速状态码：1411(变频器超速)、310(齿轮箱超速)、311(转子超速)、312(发

电机超速)均为交流供电收桨。

顺桨速度为8°/s。1411是变频器超速，达到2000rpm，变频器发出信号通过Mita控制发出信

号使机组安全停机。

310、311、312分别是齿轮箱、转子、发电机软件超速保护。机组达到相应转速，如2178rpm 时，Mita控制器通过软件，给轮毂控制发出指令，让叶轮顺桨使机组停机。

第四，BP200限制超速的状态码：317(转子超速超过最大值)、328(齿轮超速超过最大值)、

319(发电机WP2035超速)、320(转子WP2035超速)均为电池顺桨，同时，主轴刹车器参与制动。

顺桨速度理论上应为15°/s，其实际速度要与电池电压、电流、变桨电机、变桨齿轮箱有关，

通常在10s之内，三支叶片均能顺桨到92°，主轴刹车器制动，安全链断开。

状态码317、328分别是转子、齿轮箱转速超过最大设置值。机组达到相应转速，如2400rpm 时，Mita控制器通过软件控制，使机组控制器断开安全链。

状态码319、320分别是转子、发电机硬件超速保护。机组达到相应转速，如2400rpm时，通

过超速模块内的继电器动作断安全链，使机组停机，而与机组控制器程序设定无关。

从上面可以看出，在绝大多数的超速停机中，只采取交流供电收桨方式，不触及安全链，主轴

刹车器不参与制动。而这10道超速保护，无论是在并网状态，或者是非并网条件都能使叶轮顺桨。

不管是交流供电顺桨，还是直流供电顺桨方式，只要在顺桨过程中出现问题，会报BP190故障，电池顺桨再辅助以主轴刹车器，从而保证风电机组能安全停下来。在主轴刹车器参与制动的30s后，主轴刹车器自动解开。

当顺桨存在问题时，主轴刹车器参与制动也能使机组安全停下来。在此次事故的第二次启机后，机组转速超过了2700rpm，为什么没有顺桨?只要以上的超速保护设置有一道保护能起作用，就不可

能出现三支桨叶同时停在零度位置的现象。

主轴刹车器制动是否有问题

低级别刹车BP50、BP52、BP60、BP75采用交流供电进行顺桨;高级别刹车BP180、BP190、

BP200采用电池供电顺桨;BP190、BP200除了电池供电顺桨外，还要辅助以主轴刹车器参与制动。

由于主轴刹车器参与停机制动会产生巨大的冲击载荷，对机组不利。因此，在一般情况下，机组只

采用顺桨来执行停机，主轴刹车器不参与制动。

机组停机，顺桨起主要作用，即：交流供电顺桨或电池顺桨，主轴刹车器一般不参与停机制动，主要在维护时使用;但是，当出现交流供电顺桨和电池顺桨都不能使机组停下来时，例如：三桨叶同

时不能顺桨，主轴刹车器作为最后一道保护，参与制动保证机组安全。

该机组是采用的是两个被动式(常闭)主轴刹车器，总的制动扭矩为两倍满负荷扭矩。在三桨叶

不能收回的条件下，风电机组也可以安全停下来。机组在第一次停机时，三支桨叶同时不能顺桨，

应该是主轴刹车器参与制动，从而使叶轮停止转动，机组完全停了下来。而第二次启机后，主轴刹

车器为何不能进行有效地制动?

是否轮毂电池故障造成三支叶片同时不能顺桨

从现场实践来看，对于当时所用的LUST轮毂，当机组报轮毂电池故障时，一般都能顺桨到92°限位开关位置(安全位置)。而因轮毂电池故障造成有一支叶片不能顺桨到预定位置的情况都很少，也就是说，叶片大都能顺桨到安全位置，至多由于电池电压太低，电池没有足够的能量使叶片到达92°，而能顺桨几度，或几十度。在现场的机组运行中，对于这种轮毂，当电池检测或高级别刹车时，因轮毂电池故障，又有一支叶片停在零度位置的情况极其罕见。

再者，对于Mita控制器WP3100来说，无论是由于高级别刹车，还是电池检测时，每当报过“轮毂电池故障”后，按照控制器程序的设定，在8h以后，必然还会进行电池检测。如果电池电压真低，机组还会报“轮毂电池故障”故障。此状态码不能屏蔽，一般情况下，只有将故障处理后才会再

次正常运行。

一般情况下，在报“轮毂电池故障”之前，电池检测或高级别刹车时，会报“变桨速度太慢”。按

照设定一周一次电池检测，在前一次电测检测时，三支桨叶都没有报“变桨速度太慢”，也没有报“轮

毂电池故障”故障(从现场人员了解，事故机组运行很好)，而在需要电池顺桨时，不只是一支桨叶在

零度位置不能顺桨，而是三支叶片都因轮毂电池故障不能顺桨，从概率来讲也是很难讲得通。

假设，因轮毂电池故障有一支叶片停在零度位置不能顺桨的概率为：1×10-3

那么，三支叶片同时在零度位置的概率为：1×10-9

因此，在轮毂的其他元器件没问题且接线正确的情况下，三支叶片同时因电池供电不足停在零

度位置不能顺桨的概率极低。从概率来讲，这样的事件低到不可能发生的程度。

再从现场实践来讲，当时所使用的LUST直流变桨系统，因轮毂电池故障而造成两支叶片同时

出现顺桨问题，并保持在零度位置，至今还没有发生过。所以，当电池顺桨时，因轮毂电池故障而

造成三支桨叶同时在零度位置，既没有理论依据，也没有实践依据。

机组飞车、烧毁和倒塌原因分析

一、该风电机组的刹车原理分析

采用直流变桨系统的Mita控制器WP3100，每一个状态码都对应一个刹车程序。当一个状态码激活时就会执行与之相对应的刹车程序。当有多个状态码激活时，刹车级别最高的状态码优先执行。在刹车过程中刹车程序不能降低，在执行刹车程序期间，即使是具有最高刹车程序的状态码复位了，也要执行完这个高级别刹车。

三支桨叶同时不能收桨时，当转速上升到2400rpm时，则执行硬件超速BP200刹车。此时完

全通过硬件动作执行。在这种情况下，只与硬件有关，而与风电机组控制器和轮毂软件程序无关，

也跟风电机组外部供电与否及人为参与无关。

当主轴刹车器在叶轮高速旋转时进行制动，要使机组停下来，一方面，叶片有巨大的惯性，主

轴刹车制动减速会产生很大的翻转扭矩，有使塔筒沿叶轮旋转方向折断的趋势，当翻转扭矩足够大时，就会从塔筒的应力集中点折断;另一方面，要使叶轮停止转动，叶轮的动能、势能和叶轮继续吸

收的风能都消耗在主轴刹车器和刹车盘上，会释放巨大的热量，同时可能产生剧烈的火花。因此，

主轴刹车器上设计有主轴刹车器罩壳，避免火花飞溅造成机舱起火。但是，当叶轮的能量足够大时，刹车器产生的剧烈火花还是会烧穿刹车器罩壳，或者引燃周围的可燃物着火导致机舱起火。

二、三支桨叶同时不能顺桨原理分析

该机组使用的直流变桨系统，其安全性很高。在正常情况下，电池顺桨电路是：电池→接触器→变桨电机，其顺桨方式与机组的控制软件无关，包括轮毂控制软件和机组控制软件。

依据LUST电路图，如果电池顺桨控制回路，或旁路限位开关回路被强行供上24V直流，那么，需要执行电池顺桨时，电池顺桨控制回路就不能断电，不可能切换到电池顺桨。在执行高级别刹车(需要电池供电顺桨)或电池检测时，机组会报“限位开关故障”(1159)故障。

在轮毂交流400V供电，以及机组控制器与轮毂控制器通讯正常的条件下，还可以通过：交流400V→接触器→轮毂驱动器→变桨电机顺桨，按照控制器WP3100程序控制，三叶片都准确回到90度，保证机组安全。

但是，如果存在以上的线路故障(1159)，在机组运行过程中，又报变桨通讯故障，则必然导致

机组的三支叶片同时不能顺桨。这将严重危及机组安全，也许正是由于这个原因，Mita控制器

WP3100的状态码1159，由程序设定不能屏蔽。

在上述情况下，如果机组在运行过程中，没有变桨通讯故障，轮毂驱动器供电的交流400V断开，或不正常，对于LUST轮毂，能解开变桨电机的电器刹车，但是，轮毂驱动器内部不能切换到

直流供电状态，三支叶片不能完全顺桨，在风能和重力的作用下使叶片在一定程度上顺桨，且三支

叶片收桨的程度很难保持一致，从而使叶轮旋转困难，有利于降低叶轮转速，保证机组安全。

当存在以上的线路故障(1159)，在变桨通讯和轮毂驱动器的交流400V供电都正常的情况下，

运行机组在紧急顺桨，或电池检测时，由机组控制器程序设定使三支叶片回都到90度位置。由于机

组故障不能切换到正常的电池顺桨回路，此时，在变桨通讯和变桨电机的交流供电都正常的情况下，机组通过外界供电，按照Mita控制器WP3100的程序设定使三支叶片同时回到90位置。也就是说，此时，机组执行交流供电顺桨，保证机组安全。

通过以上分析可以看出，即便是存在1159故障，在轮毂与机组控制器通讯正常时也能保证机

组安全，造成三支桨叶同时不能顺桨的概率很低。

如果电池顺桨控制回路，或旁路限位开关回路被强行供上24V直流，报此故障后不作任何处理，采用一定的方法机组又可以顺利启机并网，不影响机组运行。如果没有出现高级别刹车和电池检测，机组则不会报任何故障。因此，这种飞车、倒塌事故往往发生在“运行得很好”的机组上。

如果没有认识到此故障的严重性，即便是机组在电池检测时报出来了，也大都不会引起足够的

重视;从现场的故障处理来看，因涉及器件及电路较多，分析和处理此故障较为困难，这又进一步增

加了这种安全隐患存在的概率。

从故障的产生原因来看，这个故障也容易产生。在风电机组厂内生产调试时，一般都没有把轮

毂与机舱放在一起加以调试，因此，在出厂之前很难发现这种故障;在现场调试时，有不少风电场存

在以赶工期、赶进度、多发电为根本目标，只求并网、不求质量的现象，不能及时排除此故障也在

所难免;另外，当维护叶片螺钉时，需要手动变桨，如果机组控制柜的没有维护开关钥匙，不能利用

钥匙对机组进行操控时，有的维护人员，通过给电池顺桨控制回路，或旁路开关回路强行供电，以

达到叶片维护叶片的目的，而在叶片维护之后又忘记了把线路还原，致使机组埋藏了这样的安全隐患。

三、事故现象还原

由于某种原因，事故机组的电池顺桨控制回路，或旁路限位开关回路被强行提供24V直流，事故发生时，风速较大，发电功率在1MW以上。由于没有达到满负荷发电功率，机组在事故之前叶

轮的三支叶片都处在零度位置。此时，由于某种原因机组报“变桨通讯故障”(1157)，刹车180，机组

脱网、甩负荷，因存线路问题，不能切换到电池顺桨，三支叶片同时不能顺桨，机组控制器因不能

接收到应有的变桨角度值，于是报“变桨速度太慢”，刹车190。在正常情况下，此时会电池顺桨，同时主轴刹车器动作，因电池顺桨控制回路存在故障，不能切换到电池顺桨，三支桨叶维持在零度位置。由于机组已经脱网，叶轮储存的势能转化为动能，叶轮飞升转速很高，主轴刹车器参与制动，

以两倍满负荷扭矩进行制动。由于三支桨叶同时不能顺桨，机组已处于完全失控状态，轮毂吸收的

巨大能量全部消耗在主轴刹车器和刹车盘上，机组具有很大的火灾和倒塌风险。当时主轴刹车器的

罩壳没有盖上，主轴刹车器制动产生的大量飞溅火花引燃了机舱罩壳、周围的油污和其他可燃物，

机组冒烟。

主轴刹车的制动力矩最终使机组停了下来，机组报“变桨速度太慢(BP190)”之后超过30s，主轴

刹车器自动松开，此时，由于风的作用，风轮再次迅速旋转起来，转速快速上升(类似再次自动启机)，叶轮旋转起来的角加速度远超过正常启机时的加速度。

在第二次叶轮转速从0rpm旋转起来后，因机组存在故障，到达并网转速时，不能并网，叶轮

所吸收的风能完全转化为机组的转速和角加速度，旋转到1950rpm时，超速模块动作，机组可能执

行状态码1905，三支桨叶本应该以5°/s的速度进行交流供电顺桨，但是，由于叶轮的转速很高，还

没等到300ms延时，叶轮转速已经到了硬件超速的设定值，或者，由于某种原因机舱的轮毂400V

交流供电开关已经跳闸，机组没能顺桨;当机组到达软件超速值1960rpm时，可以执行状态码213;在2000rpm时，可以执行变频器超速;到2178rpm时，还可以执行软件超速顺桨，但是，因存在变桨通

讯故障，机组控制器不能通过软件对轮毂变桨进行控制，这些顺桨都不能执行;最后到达2400rpm时，触及硬件超速值，松开后的主轴刹车器再次参与制动。

此时，由于机组采用的是两个被动式主轴刹车器，靠弹簧压力对机组进行制动，而前一次停机

制动时，刹车片已经磨损严重，使得主轴刹车器的弹簧形变减小，制动扭矩大大降低。机组第二次

转动后巨大的势能和很高的旋转速度，主轴轴刹车器已不可能使机组的旋转速度迅速降低，转速继

续上升，机组旋转速度超过2700rpm。此时，主轴刹车器制动产生的剧烈火花加剧了机舱可燃物着火，发生火灾，并且，在主轴刹车器制动时，产生了巨大的翻转扭矩，最终使机组沿叶轮的旋转方

向倒塌，在塔筒的应力集中点，即第二节塔筒处断裂。

从机组设计和现场实践来看，如果只是空转到2700rpm，而主轴刹车器不参与制动，机组能在

较长时间旋转，而不至于很快倒塌，塔筒的折断是由于叶轮高速旋转时，主轴刹车器在制动产生了

巨大翻转力矩所致。本次事故，机组本有多次顺桨的机会，由于多种偶然如存在1159故障，同时在

运行过程中又发生了变桨通讯故障、且风能量足够大等，才促成了机组倒塌的必然。

从本次事故来看，要排除机组存在的安全隐患，才是减少和避免机组飞车倒塌的关键。

总结与建议

从以上分析可以看出，此次事故的原因主要是由于引进技术的时间很短，没有充分地消化和吸收国外技术，对风电机组的运行经验不足，加之，在风电快速发展期，业内人士普遍对机组的安全问题缺乏足够的认识和了解，甚至人为地改动线路制造安全隐患。

在通常情况下，机组控制器按照设定的电池检测时间，定时按程序自检，自检通过以后自动启机，在机组定期的电池检测时能发现1159故障;另外，为了便捷地检查机组安全系统，检查并排除1159故障，可以人为地在后台软件上启动自检程序，对每台机组的安全系统进行远程检测，检查机组是否存在安全性故障。只要对此故障有足够的重视，并采取适当的措施，此类事故是完全可以避免的。

虽然，风电机组倒塌、烧毁事故的损失很大，但是，需认真分析事故发生的真实原因，检查和排除三支桨叶同时不能顺桨的安全隐患，从根本上消除起火点，而试图防止机组着火事故的发生，并不是简单地添加消防系统就能解决问题的。从以上分析可知，对于这种因长时间剧烈摩擦起火而造成的机组烧毁事故来说，增加消防系统必定会使机组的生产成本增加，而不能对此类火灾事故起到杜绝的作用，更不能避免类似倒塌事故的再次发生。

如果把此次事故归结为因“轮毂电池故障”造成，因此而过分地关注轮毂电池、无原则地更换电池，这样，既增加了成本，又不能取得预防该类事故的效果。由于电池寿命不仅跟使用时间有关，更与电池的使用环境、方法和条件等有关，对于类似质量合格轮毂系统来说，当机组报轮毂电池故障时，再检查和更换电池可能更科学一些。

结语

为了减少机组故障，避免重大事故的再次发生，应该对国外风电技术充分理解、消化和吸收，取长补短、结合国内风电机组生产及运行状况，重点检查事故发生的关键部位，以达到减少、甚至避免极端事故发生的目的。

风电机组的运行环境恶劣，在控制器程序设定的条件下自主、自动运行。我们要以预防为主，不仅要防止机组烧毁、倒塌事故的发生，而且，还要考虑到生产、运行和维护成本，最终达到机组在20年内是盈利的，甚至在更长时间内达到度电成本最低。

风电行业事故案例

近期国内风电场事故报告 20PP年以来，我国一些风电公司在设备安装调试和运行过程中陆续发生了重大设备事故，造成风电机组完全损毁，并危及到调试人员的生命安全。通过分析这些事故，我们发现主要原因有三类：1、风电场管理不严，对风电设备的保护参数监督失控；2、风电机厂家管 理混乱，调试人员培训不到位，产品设计中也存在安全链漏洞；3、设备制造质量失控，存在不少隐患。 由于风电事故对厂家和风电开发商的负面影响较大，厂家和风电场业主往往严格保密，防止消息泄漏后有不良影响。我们只能通过互联网和各种渠道尽可能收集多的信息，供大家了解，引以为戒，避免今后发生类似事故。信息可能有失全面和准确，敬请谅解。 1、华锐风电机组火灾事故 20PP年5月，华能在通辽阜新风电场的一台华锐SL1500/77发生着火事故，机组完全烧毁，具体原因不明。 2、东汽风电机组火灾事故 20PP年7月14日上午10时，中广核位于内蒙古锡林浩特东45 公里的风电场，一台东汽FA 77的1.5兆瓦风电机组发生火灾。原因据说是维修过程中，在机舱烧电焊，引发机舱内的油脂起火。见附图。

3、东汽风电机组火灾事故 2opp年1月24日，位于通辽的华能宝龙山风电场30号机组, 1.5兆瓦的东汽F— 77机组发生飞车引发的火灾和倒塔事故。监控 人员当时发现监控系统报“发电机超速，转速为2700转/分”（正常运行时应小于1700转/分），高速轴刹车未能抱死刹车盘。华能值班人员随即将集电线路停电，在短暂停机后，风轮再次转动（原因不明），随着转速的不断增大，高速轴上的刹车盘摩擦产生大量热量，出现火花导致机舱着火。现场查看风机时，发现第三节塔筒也发生折断。见下图。 4、新誉风电机组倒塔事故

风电机组状态监测与故障诊断相关技术研究

新能源与风力发电? EMCA2014,41(2 =============================================================================================== )风电机组状态监测与故障诊断相关技术研究 张文秀1,　武新芳2 (1.南京理工大学能源与动力工程学院,江苏南京　210094; 2.上海电力学院能源与机械工程学院,上海　200090) 摘　要:对风电机组进行状态监测和故障诊断,可有效降低机组的运行维护成本,保证机组的安全稳定运行三首先概述了状态监测与故障诊断研究的研究情况,然后介绍了风电机组的状态监测技术和状态监控系统的应用开发情况,接着针对机组中的主要故障组件及整个风电系统,介绍了国内外状态监测和故障诊断方法的研究现状与研究进展,最后探讨了风力发电系统状态监测的发展趋势以及未来的研究方向三关键词:风电机组;状态监测;故障诊断;研究现状;发展趋势 中图分类号:TM307+.1∶TM614 文献标志码:A 文章编号:1673?6540(2014)02?0050?07 Research on Condition Monitoring and Fault Diagnosis Technology of Wind Turbines ZHANG Wenxiu1,　WU Xinfang2 (1.School of Energy and Power Engineering,Nanjing University of Science&Technology, Nanjing210094,China;2.School of Energy and Mechanical Engineering,ShangHai University of Electric Power,Shanghai200090,China) Abstract:The technologies of condition monitoring and fault diagnosis can effectively reduce the cost of operation and maintenance,as well as ensure the security and stability of wind turbine.The research of condition monitoring and fault diagnosis were overviewed,then the status of the wind tubine monitoring technology and application development conditions of monitoring system were introduced,and aiming at the main failure parts for wind turbine and the wind power system,the research status and progress of condition monitoring and fault diggnosis methods in domestic and abroad were introduced.Finally the development trend of wind power generation system status montoring and research direction in the future were discussed. Key words:wind turbines;condition monitoring;fault diagnosis;research status;development trend 0　引　言 近年来,风能作为一种绿色能源在世界能源结构中发挥着愈来愈重要的作用,风电装备也因此得到迅猛发展三根据世界风能协会(WWEA)的报告,截止2009年底,全球风力发电机组发电量占全球电力消耗量的2%,根据目前的增长趋势,预计到2020年底,全球装机容量至少为1.9×106MW,是2009年的10倍[1]三在 九五”期间,我国风力发电场的建设快速发展,过去十年中,我国的风力发电装机容量以年均55%的速度高速增长,2010年已达1000万kW三 随着大规模风电场的投入运行,出现了很多运行故障,因而需要高额的运行维护成本,大大影响了风电场的经济效益三风电场一般处于偏远地区,工作环境复杂恶劣,风力发电机组发生故障的几率比较大,如果机组的关键零部件发生故障,将会使设备损坏,甚至导致机组停机,造成巨大的经济损失[2]三对于工作寿命为20年的机组,运行维护成本一般占到整个风电场总投入的10%~ 15%,而对于海上风电场,整个比例高达20%~ 25%[3]三因此,为了降低风电机组运行的风险,维护机组安全经济运行,都应该发展风电机组状态监测和故障诊断技术三 状态监测和故障诊断可以有效监测出传动系统二发电机系统等的内部故障,优化维修策略二减 05

风力发电机组轴承常见故障诊断与振动检测 王健

风力发电机组轴承常见故障诊断与振动检测王健 摘要：随着环境污染问题的日益突出，同时为了克服能源危机，风能作为一种 绿色可再生能源越来越受到世界各国的重视，风力发电机组（简称风电机组）作 为将风能转化为电能的关键装备得到了迅猛的发展。风电机组通常坐落于偏僻的、交通不便的、环境恶劣的远郊地区以及沿海或近海区域，且机舱一般安装在离地 面几十米甚至上百米的高空，因此风电机组日常运行状态检测困难，维护成本昂贵。有统计资料表明，陆上和海上风电机组的维护费用占到各自风场收入的10%～15%和20%～35%左右，因此风电机组在恶劣环境下的运行可靠性问题特别 受到关注。 关键词：风力发电机组；轴承故障；诊断；振动检测 轴承故障与齿轮箱故障几乎占据了风力发电机组故障的大多数。发电机组的 各种检测传感器均安装在轴承座上，而各种轴承故障都是通过传感器才发现的， 所以我们通过传感器所采集的信息就可以准确的判断整个发电机组的工作状况。 然而在实际安装中，轴承故障诊断与振动识别也是作为优先部分处理，科研投入 也是占据了成本投入的一半以上。本文就风力发电机组轴承常见故障特征及原因 进行详细阐述，然后就轴承的振动检测进行深入研究。 1风力发电机组轴承常见故障特征及原因 1.1风力发电机组轴承结构 轴承一般分为外圈、保持架、滚动体（滚珠）和内圈4个部分。轴承内部充 满油脂类物质，用于减少轴承滚动的阻力，也能分离轴承与其他部件的接触，从 而减少摩擦阻力。油脂还可以起到散热与防止腐蚀的作用。所以为了防止外物对 油脂的影响，我们一般会在保持架的两端加装防尘装置，以免外物减弱油脂的各 种作用。 1.2风力发电机组轴承常见故障及诊断 支撑主轴轴承的外圈固定在轴承座上，机械传动轴从主轴轴承内圈经过。风 力带动叶轮转动，通过传动链将动力传输给主轴，当主轴达到一定的载荷转速时，由轴承和轴承座组成的振动系统就会产生激励，也就是风机发电机组振动的产生。这种激励振动一般是周期性振动，对受载体产生的撞击力或摩擦力也会周期性的 出现，长期疲劳极大可能产生轴承的局部损伤，因此需要加强对轴承振动频率的 监测。根据长期的实践经验及理论知识的积累，从故障程度上可将轴承的故障类 型分为初级损坏与中级损坏两类。通常我们所见到的电流损害、磨损以及表面损 坏等都是初级磨损；还有一些像破裂和散裂属于中级损坏。我们还可以从损坏的 位置来区分故障，可将其类型分成外圈故障、内圈故障、滚动体故障以及支撑部 件的故障。结合轴承结构示意图，可将风电机组轴承的常见故障特征及产生原因 归纳罗列如下：（1）疲劳故障：故障特征表现为滚动体或者滚道表面脱落或者 脱皮。故障产生原因为轴、保持架等支撑装置制造工艺较低使得其精度不能保证，轴向长期过高负荷条件工作，对其性能产生很大的影响。（2）磨损故障：我们 可以从外观来观察故障的产生原因，一般磨损故障会产生色泽的变化，形成磨痕。故障产生原因为在微小间隙间的滑动磨损和长期恶劣环境中的长期使用。（3） 缺口或凹痕故障：分为过载及安装或外来颗粒引起的缺口或凹痕。过载及安装引 起的特征表现为细小的缺口或凹痕分布在两圈的滚道周围和滚动元件里，是由于

风电生产运行指标体系及评价

中国XXXX集团公司 风电企业生产指标体系 （2011年版讨论稿） 一、总则 为进一步规范中国XXXX集团风电企业的生产管理，建立科学完整的生产指标体系，通过对生产指标的横、纵向对比分析，评价各风电企业运行维护水平，带动企业生产经营活动向低成本、高效益方向发展，从而实现风电企业生产管理上水平的目标，制订本指标体系。 二、生产指标体系 风电企业生产指标体系分七类二十六项指标为基本统计指标。 七类指风资源指标、电量指标、能耗指标、设备运行水平指标、风电机组可靠性指标、风电机组经济性指标、运行维护费用指标。 风资源指标包括平均风速、有效风时数、平均空气密度等三项指标；电量指标包括发电量、上网电量、购网电量、等效利用小时数等四项指标；能耗指标包括场用电量、场用电率、场损率、送出线损率等四项指标；设备运行水平指标包括单台风机可利用率、风电场风机平均可利用率、风电场可利用率等三项指标；风电机组可靠性指标包括计划停机系数、非计划停机系数、运行系数、非计划停运率、非计划停

运发生率、暴露率、平均连续可用小时、平均无故障可用小时等八项指标；风电机组经济性指标包括功率特性一致性系数、风能利用系数等两项指标；运行维护费用指标包括单位容量运行维护费、场内度电运行维护费等两项指标。共计二十六项指标。 三、生产指标释义 1.风能资源指标 本类指标用以反映风电场在统计周期内的实际风能资源状况。采用平均风速、有效风时数和平均空气密度三个指标加以综合表征。 1.1 平均风速 在给定时间内瞬时风速的平均值。由场内有代表性的测风塔（或若干测风塔）读取（取平均值）。测风高度应与风机轮毂高度相等或接近。 1n i i V v n =∑ 单位：m/s 平均风速是反映风电场风资源状况的重要数据。 1.2 有效风时数（有效风时率） 有效风时数是指在风电机组轮毂高度（或接近）处测得的、介于切入风速与切出风速之间的风速持续小时数的累计值。切入风速定为3米/秒，切出风速定为25米/秒。 ()Uo n Un Ui T T U == ∑，单位：小时 其中：T 为有效风时数，()n T U 为出现n U 风速的小时数，Ui 为切入风速，Uo 为切出风速。

风电机组故障诊断与处理方法及系统与相关技术

图片简介: 本技术介绍了一种风电机组故障诊断与处理方法及系统，系统包括数据解析模块，所述数据解析模块的输入端与风电机组相连，数据解析模块的输出端经过资料库与终端相连。方法包括：根据历史故障发生情况和处理经验，建立排查指导库；根据风电机组故障代码的触发条件和I/O点数据之间的关系，建立逻辑诊断库；建立专家信息模块并与处理指导方案相关联；在诊断分析报告和处理指导方案内设置评价信息，由现场人员评价并调整方案。上述技术方案直接面向现场故障处理业务的全过程，从故障发生，故障分析，故障解决全过程进行指导和支持，在故障发生时，即时的推送排查指导方案，有目的地进行排查精确的定位故障并提供处理指导方案，有效地解决故障。 技术要求 1.一种风电机组故障诊断与处理系统，其特征在于，包括数据解析模块(1)，所述数据解析模块(1)的输入端与风电机组相连，数据解析模块(1)的输出端经过资料库(2)与终端(4)相连。 2.根据权利要求1所述的一种风电机组故障诊断与处理系统，其特征在于，所述资料库包括排查指导库(2.1)、逻辑诊断库(2.2)、处理指导库(2.3)、文档资料库(2.4)和专家信息模块(2.5)，所述排查指导库(2.1)、逻辑诊断库(2.2)与处理模块(3)相连。 3.根据权利要求2所述的一种风电机组故障诊断与处理系统，其特征在于，所述处理模块(3)包括评价信息模块(3.1)和诊断报告模块(3.2)，所述评价信息模块(3.1)与排查指导库(2.1)相连，所述诊断报告模块(3.2)与逻辑诊断库(2.2)相连。

4.一种风电机组故障诊断与处理系统的工作方法，其特征在于，包括以下步骤： ①根据历史故障发生情况和处理经验，建立排查指导库，当机组停机时，根据接收到的机组停机信息，匹配出与之对应的排查指导方案； ②根据风电机组故障代码的触发条件和I/O点数据之间的关系，建立逻辑诊断库，当机组发生故障时，分析故障日志并生成该次故障的诊断分析报告和处理指导方案； ③建立专家信息模块并与处理指导方案相关联； ④在诊断分析报告和处理指导方案内设置评价信息，由现场人员评价； ⑤采用权重比例调整的方法调整排查指导方案内排查内容的优先级和故障点的发生概率。 5.根据权利要求4所述的一种风电机组故障诊断与处理系统的工作方法，其特征在于，所述步骤1中的排查指导方案，包括故障代码名称、排查对象、排查对象出现故障的概率和排查方法。 6.根据权利要求4所述的一种风电机组故障诊断与处理系统的工作方法，其特征在于，所述步骤2中的故障日志包括主控停机时刻记录的I/O点数据和停机代码信息。 7.根据权利要求6所述的一种风电机组故障诊断与处理系统的工作方法，其特征在于，所述步骤2中通过分析故障日志提取关键数据点，所述关键数据点为故障发生时首先发生异变的信号或数值，用于确定故障点，所述故障点为与故障直接相关联的可更换的零部件或电气元件。 8.根据权利要求4所述的一种风电机组故障诊断与处理系统的工作方法，其特征在于，所述步骤2中的诊断分析报告，包括机组停机信息、关键数据点、故障点和故障原因；处理指导方案，包括复位建议，所需工具，处理方案，所需备件和专家通讯方式。 9.根据权利要求4所述的一种风电机组故障诊断与处理系统的工作方法，其特征在于，所述步骤4中的评价信息，包括故障点定位是否准确，实际故障点，排查指导方案是否有效。 10.根据权利要求4或9所述的一种风电机组故障诊断与处理系统的工作方法，其特征在于，所述步骤5中的权重比例排序的方法，指的是通过对评价信息进行权重分析，按照故障点定位是否准确，实际故障点、排查指导方案是否有效等进行加权排序，用于调整排查指导方案内排查内容的优先级和故障点的发生概率。 技术说明书 一种风电机组故障诊断与处理方法及系统 技术领域

风电机组轴承的状态监测和故障诊断与运行维护王利

风电机组轴承的状态监测和故障诊断与运行维护王利 发表时间：2019-12-11T15:06:41.297Z 来源：《中国电业》2019年第16期作者：王利 [导读] 风能作为一种清洁可再生能源，受到世界各国的关注。 摘要：风能作为一种清洁可再生能源，受到世界各国的关注。作为风能储量较多的国家，自然需要合理的利用风能，使得国家能够得到迅速的发展。随着我国可持续发展政策的落实以及风力发电技术的进步，使我国风力发电产业得到迅速发展。目前我国的风力发电在商业上已经可以与燃煤发电相竞争。在这一市场大环境下，风力发电产业应当加强核心技术的发展。在风力发电机组中轴承作为核心零部件，风电轴承的范围涉及从叶片、主轴和偏航所用的轴承，到发电机中所用的高速轴承。轴承既是风力机械中最为薄弱的部分，也是最为重要的部分。由此看来对于风电机组轴承的状态检测、故障诊断、运行维护等工作的深入研究就显得尤为重要，直接关系到我国电力事业的发展。 关键词：风电机组状态监测故障诊断运行维护风电轴承 二、风电机组传动系统的日常维护 （一）主轴轴承的日常维护及保养（以金风S48/750风力发电机组为例） 轴承在工作的时候，会受到外界的影响，当受到一定量频率的震荡或者载荷重量增高，即使低速运行，都会影响到风电机组的安全运行。温度过高、过低，润滑不均匀、缺少润滑脂或者其他物质入侵轴承，就会导致主轴轴承的失效而无法继续运行，一般情况下，主轴承轴被磨损锈蚀都会导致轴承运转的不流畅，使运转的阻力增大直至卡死甚至引起风机着火的严重后果。就目前的形式来看，滚动式的轴承仍旧是风力发电场最主要的选择，因为其具有很大的优势，节约成本而且效率很高，但与此同时因结构构造较为简单也容易受到损伤，轴承中出现故障的原因有很多，故进行维护人员要特别重视这项内容，大部分故障最后都导致主轴轴承卡死。如果出现主轴轴承卡死情况，首先考虑的就是轴承的质量问题，或者是安装的过程中出现了装配上的错误，大部分都是滚轴在润滑中受天气的影响导致了污染。所以在日常维护和保养中，要全方位、多角度分析和考虑。第一就是外观检查有无油脂溢出，清理主轴轴承处溢出油脂和集油盒中的油脂，如果发现润滑油脂变质，油脂碳化或者凝固等都要及时疏通或更换，妥当处理，不能造成风机附近环境污染。正常运行的主轴轴承在没有堵塞的情况下，润滑油脂可以作为介质正常的在轴承内起到润滑的作用。还要检查轴承内的卫生情况，不能有其他杂物，保持轴承之间的接触面的整洁，日常维护过程中要借助工具对轴承进行清理，一旦杂物在里面堆积，就不能使轴承正常运转工作。第二则是检查轴承是否存在松动的情况，或者轴承之间型号不相符，就会导致轴承之间的错位，发现松动后要利用工具将其恢复成原本使用的状态。第三就是给轴承进行注油操作时，必须将机组切至维护状态打开叶尖气动刹车扰流板，使发电机、主轴空转后，才可进行注油。定期维护时主轴每次加注油脂950g，发电机因厂家不同分别加注不同油量（株洲发电机前后轴承各加：70g，永济发电机前后轴承各加：100g）。第四则是检查主轴温度，不同工况下都可以影响主轴轴承的运行温度。例如：夏冬季节同输出功率条件下，主轴运行温度夏季平均高出冬季15-20℃左右。因此判断主轴损坏要综合考虑。根据现场运行维护情况在满足风机运行技术要求的前提下，在主轴上加装温度传感器设定停机报警温度后可有效防止主轴卡死等现象发生。将注油口处的主轴PT100温度经SM331模块传回中央监控系统，实现风机主轴温度的在线监测功能。第五则是定期对主轴轴温高的主轴油脂进行取样化验，根据理化指标滴点、锥入度、水分等指标信息和元素含量进行分析。指标如有超标现象则应重点关注加强风机的巡检次数，必要时更换主轴轴承。还可以利用小风天气盘车，监听主轴有无异音。 （二）齿轮箱的维护与保养 作为传动系统中非常重要的零件之一，齿轮箱相对来说也容易产生故障，齿轮箱的使用范围是长期不间断运行的，如果没有及时进行保养，极易影响风机正常的运行，因此要对齿轮箱进行定期的有效的维护和保养，这样能够降低齿轮箱故障的发生率，还能够增加齿轮箱使用的年限，节约生产成本。对齿轮箱的检查是较为方便的，主要根据齿轮箱的声音是否正常以及齿轮箱内的润滑油脂的状态来判断的。齿轮箱正常的声音的频率是稳定没有较大的起伏的，如果声音过快或者过缓，声音频率不稳定，噪音较大，就说明箱内的齿轮可能出现了齿轮断裂，齿轮表面点蚀或者齿轮松动等问题，要及时进行维修和更换，并且使齿轮重新安装后能够重新运转。其次就是润滑油对齿轮的影响，油箱是否存在漏油的问题，或者齿轮箱油的质量问题对其造成的影响。 金风S48/750风机齿轮箱传动形式为一级行星齿和两级平行轴圆柱齿啮合传动，各齿轮采取强制润滑方式，增速比为i=67.57。在日常维护要及时补充油箱内的润滑油，发现油箱泄露要进行更换修复等。润滑油的质量也决定了油箱内齿轮运转的状况，油脂可能因为天气的原因凝固或者碳化，都要进行清理和更换润滑油。在闭式传动中，当齿轮硬度不高，且润滑油稀薄时尤其容易发生齿轮点蚀。齿轮的点蚀是齿轮传动的失效形式之一，即齿轮在传递动力时，在两齿轮的工作面上将产生很大的压力，随着使用时间的增加，在齿面上便产生细小的疲劳裂纹。当裂纹中渗入润滑油，在另一轮齿的挤压下被封闭在裂纹中的油压力就随之增高，加速裂纹的扩展，直致轮齿表面有小块金属脱落，形成小坑。轮齿表面点蚀后，造成传动不平稳和噪声增大。在日常保养中，也要防止齿轮箱的异常高温，要检查润滑油供应是否充分，特别是在各主要润滑点处，必须要有足够的油液润滑和冷却；再次要检查各传动零部件有无卡滞现象，还要检查机组的振动情况，前后连接接头是否松动等。防止因长期使用而出现零件老化以及破损的问题，如果发现这类问题发生，要及时进行零件的更换与维修。及时发现问题并进行合理的解决，提高风机可利用率。 三、风电机组轴承的状态监测与故障诊断 基于SCADA的方法 SCADA系统能够将运行参数发送到中央数据库，对发电机组的运行状态信息实时的监测。但是需要的传感和采集通信的数据较多，增加了供电技术的成本和监测复杂性，也因此没有得到良好的普及。对于发电机的机械故障，可以通过感应电动机的终端发电机输出反应出来。通过对电流和功率的稳定功率谱进行分析，对发电机轴承的故障进行监测。在缺少振动传感器的情况下，将震动平均数据和参数相结合，从而判断风电机组的运行状态。 四、发电机组轴承的运行维护 对于主轴轴承齿轮箱、低速轴轴承、偏航和变桨轴承的运行维护来说。由于轴承是低速而且不完全旋转，限制了振动监测效果。齿轮箱低速轴轴承可以采用润滑油液进行维护，并实施在线监测的方法。但对于主轴轴承与偏航和变桨轴承由于采用润滑脂、润滑油液混合液

风电生产运行指标体系及评价

风电生产运行指标体系及评价

中国XXXX集团公司 风电企业生产指标体系 （讨论稿） 一、总则 为进一步规范中国XXXX集团风电企业的生产管理，建立科学完整的生产指标体系，经过对生产指标的横、纵向对比分析，评价各风电企业运行维护水平，带动企业生产经营活动向低成本、高效益方向发展，从而实现风电企业生产管理上水平的目标，制订本指标体系。 二、生产指标体系 风电企业生产指标体系分七类二十六项指标为基本统计指标。 七类指风资源指标、电量指标、能耗指标、设备运行水平指标、风电机组可靠性指标、风电机组经济性指标、运行维护费用指标。 风资源指标包括平均风速、有效风时数、平均空气密度等三项指标；电量指标包括发电量、上网电量、购网电量、等效利用小时数等四项指标；能耗指标包括场用电量、场用电率、场损率、送出线损率等四项指标；设备运行水平指标包括单台风机可利用率、风电场风机平均可利用率、风电场可利用率等三项指

标；风电机组可靠性指标包括计划停机系数、非计划停机系数、运行系数、非计划停运率、非计划停运发生率、暴露率、平均连续可用小时、平均无故障可用小时等八项指标；风电机组经济性指标包括功率特性一致性系数、风能利用系数等两项指标；运行维护费用指标包括单位容量运行维护费、场内度电运行维护费等两项指标。共计二十六项指标。 三、生产指标释义 1.风能资源指标 本类指标用以反映风电场在统计周期内的实际风能资源状况。采用平均风速、有效风时数和平均空气密度三个指标加以综合表征。 1.1 平均风速 在给定时间内瞬时风速的平均值。由场内有代表性的测风塔（或若干测风塔）读取（取平均值）。测风高度应与风机轮毂高度相等或接近。 1n i i V v n =∑ 单位：m/s 平均风速是反映风电场风资源状况的重要数据。 1.2 有效风时数（有效风时率） 有效风时数是指在风电机组轮毂高度（或接近）处测得的、介于切入风速与切出风速之间的风速持续小时数的累计值。切入风速定为3米/秒，切出风速定为25米/秒。

最新风电行业事故案例汇编

近期国内风电场事故报告 2009年以来，我国一些风电公司在设备安装调试和运行过程中陆续发生了重大设备事故，造成风电机组完全损毁，并危及到调试人员的生命安全。通过分析这些事故，我们发现主要原因有三类：1、风电场管理不严，对风电设备的保护参数监督失控；2、风电机厂家管理混乱，调试人员培训不到位，产品设计中也存在安全链漏洞；3、设备制造质量失控，存在不少隐患。 由于风电事故对厂家和风电开发商的负面影响较大，厂家和风电场业主往往严格保密，防止消息泄漏后有不良影响。我们只能通过互联网和各种渠道尽可能收集多的信息，供大家了解，引以为戒，避免今后发生类似事故。信息可能有失全面和准确，敬请谅解。 1、华锐风电机组火灾事故 2009年5月，华能在通辽阜新风电场的一台华锐SL1500/77发生着火事故，机组完全烧毁，具体原因不明。 2、东汽风电机组火灾事故 2009年7月14日上午10时，中广核位于内蒙古锡林浩特东45公里的风电场，一台东汽FD－77的1.5兆瓦风电机组发生火灾。原因据说是维修过程中，在机舱烧电焊，引发机舱内的油脂起火。见附图。

3、东汽风电机组火灾事故 2010年1月24日，位于通辽的华能宝龙山风电场30号机组，1.5兆瓦的东汽FD－77机组发生飞车引发的火灾和倒塔事故。监控人员当时发现监控系统报“发电机超速，转速为2700转/分”(正常运行时应小于1700转/分)，高速轴刹车未能抱死刹车盘。华能值班人员随即将集电线路停电，在短暂停机后，风轮再次转动（原因不明），随着转速的不断增大，高速轴上的刹车盘摩擦产生大量热量，出现火花导致机舱着火。现场查看风机时，发现第三节塔筒也发生折断。见下图。

风电机组状态检修的研究

风电机组状态检修的研究 摘要：本文介绍风电机组的组成和典型故障，阐述风电机组状态检修方法的内容、构成等，重点分析其数据收集系统和运行状态评估方法。 关键词：风电机组；状态检修；状态评估 1引言 随着世界经济的快速发展，能源紧缺和环境污染问题日益突显，我国在改革 开发初期就提出了可持续发展战略，其中一项最重要的措施就是要大力开发和利 用可再生能源，风能是一种清洁型的可再生能源，其分布范围广，可利用数量多，是目前应用技术最成熟的新能源种类。我国也出台了一系列政策鼓励风力发电的 开发和建设，目前的装机总量已超过百兆千瓦，并仍处于一个快速增长的阶段。 与此同时，风力发电站的安全稳定运行以及风能的有效利用成为目前关注的焦点，也是风能利用的挑战。近年来，随着我国风电站的建设发展，风电机组的各种故 障也层出不穷，其造成的停机时间严重降低了风电机组的效率，增加维护成本， 如果不能够进行有效的检修和控制，可能会造成严重的安全事故，危及从业人员 的生命安全。状态检修技术是目前应用比较广泛的先进的检修技术，能够明显降 低风电机组的故障概率，减少停机时间，降低维护成本。 2风电机组简介 2.1风电机组的组成 风电机组是将风能转化为机械能，再将机械能转化为电能的系统，其主要结 构有叶轮、传动系统、发电机、控制系统、偏航系统、塔架等，其中传送系统的 主要部件有主轴、齿轮箱、轴承、联轴器等，主要用于传递机械能，是风电机组 的主要机械部件，也是容易发生机械故障的部位；控制系统主要由传感器和控制 柜组成，对风电机组起到监测保护和运行控制的作用。 2.2风电机组的典型故障 风电机组的故障主要分为机械故障、电气故障和液压故障三种，而机械故障 中齿轮箱故障是比较常见的故障，电气故障中发电机和变频器等的故障也是风电 机组比较多发的故障种类。齿轮箱故障主要是由油温变化和气流变化引起的齿轮 点蚀、齿轮胶合、齿轮疲劳磨损、轮齿折断等；发电机故障主要有发电机振动过大、噪声过大、温度过高、轴承过热等，主要由定子绕组短路、转子绕组故障和 偏心振动等原因引起的，而轴承故障为主要故障原因；变频器故障主要有短路、 过电流、过载、过电压、过温、接地等故障。 3风电机组的状态检修 3.1风电机组状态检修的内容 风电机组的状态检修首先需要通过控制系统收集风电机组各组成部分的数据 参数，如风电机组的当前运行功率和风速、传送系统中齿轮箱的油温和轴承的温度、以及风电机组目前的运行状态等，以此掌握风电机组的各种参数，为状态检 修的决策提供原始依据。 其次由远程实时监测系统对经常发生故障的部位进行在线监测，了解风电机 组的常见故障种类，并进行分类统计汇总，分析常见故障的机理然后采用科学的 诊断方法对故障进行诊断分析。此外，风电机组的故障预测是实时状态检修的关 键技术，根据实时监测获取的各项数据参数，建立对应的预测模型，通过专业的 软件对比分析数据与实测数据，实现对故障的预测。 最后通过对风电机组的各种参数进行监测、收集、整理、分析、诊断、预测

风电机组故障诊断综述

风电机组故障诊断综述 对风电机组故障诊断技术进行综述，按照基于定性诊断、定量诊断的分类方式，针对现有风电机组故障诊断方法并结合故障诊断系统进行分析。对每一类故障诊断方法归类，指出这些方法的基本思想、适用条件和应用范围以及优缺点，并探讨了风电机组故障诊断技术未来可能的主要发展方向。 关键字：风力发电;风电机组;传动系统;维护检测 一、风机传动系统主要结构及部件 风机传动系统就安装的结构而言，一般分为两种情况：一种是水平轴风机传动，叶片是安装在水平面的轴承上;另一种是垂直轴风机传动，风轮与叶片是垂直摆放的，风使叶片转动，再带动与之垂直的轴承，发动机被带动以后就可以发电了。但目前大多都是水平轴风机，叶轮与轮毂通过轴承相连接，虽然结构较复杂，但能获得较好的性能，而且叶轮承受的载荷较小、重量轻。传动链主要由主轴、主轴承、偏航轴承、齿轮箱、联轴器、发电机和机座等组成。这些构成了风机中最重要的一个部分，同时因为风机传动系统带动的风叶，所以压力、温度过高都容易导致故障。维护时要特别注意受力铰链和传动机构的润滑、磨损及腐蚀情况，及时进行处理，以免影响机组的正常运行。 二、风电机组传动系统的日常维护 （一）主轴轴承的日常维护及保养（以大唐华创风能CCWE—3000/122.HD 风力发电机组为例） 轴承在工作的时候，会受到外界的影响，当受到一定量频率的震荡或者载荷重量增高，即使低速运行，都会影响到风电机组的安全运行。温度过高、过低，润滑不均匀、缺少润滑脂或者其他物质入侵轴承，就会导致主轴轴承的失效而无法继续运行，一般情况下，主轴承轴被磨损锈蚀都会导致轴承运转的不流畅，使运转的阻力增大直至卡死造成严重的后果。就目前的形式来看，滚动式的轴承仍旧是风力发电场最主要的选择，因为其具有很大的优势，节约成本而且效率很高，但与此同时因结构构造较为简单也容易受到损伤，轴承中出现故障的原因有很多，故进行维护人员要特别重视这项内容，大部分故障最后都导致主轴轴承卡死。如果出现主轴轴承卡死情况，首先考虑的就是轴承的质量问题，或者是安装的过程中出现了装配上的错误，大部分都是滚轴在润滑的中受天气的影响导致了污染。所以在日常维护和保养中，要全方位、多角度分析和考虑。第一就是外观检查有无油脂溢出，清理主轴轴承处溢出油脂和集收盘中的油脂，如果发现润滑油脂变质，油脂碳化或者凝固等都要及时疏通或更换，妥当处理，不能造成风机附近环境污染。正常运行的主轴轴承在没有堵塞的情况下，润滑油脂可以作为介质正常的在轴承内起到润滑的作用。还要检查轴承内的卫生情况，不能有其他杂物，保持轴承之间的接触面的整洁，日常维护过程中要借助工具对轴承进行清理，一旦杂物在里面堆积，就不能使轴承正常运转工作。第二则是检查轴承是否存在松

风电机组功率特性评估

风电机组功率特性评估 作者:国能日新 一、概念和意义 风电机组功率特性评估是指对已经投产运行的风力发电机组的设计目标进行的系统、客观的分析和评价。通过对机组实际运行状况的检查总结和分析评价，确定是否达到预期目标。 风电机组功率特性评估工作对风电场的建设和发展有着重要的意义。目前风电场存在设计发电量与实际发电量不符的情况。国能日新公司风电场风电机组后评估解决方案通过对风电机组实发功率特性的测试和评估，深入了解风电场设计效益与实际效益之间的差异，找出风电场设计、管理或风电机组自身存在的一些问题，给风电场科学运营以及未来风电场风电机组选型提供有力依据。 二、执行流程 1、数据收集和分析 （1）数据收集 风电机组功率特性评估需收集风电场监控系统中记录的所有风机运行发电数据、现场测风塔数据、当地气候数据以及风电机组的技术文档等资料。 （2）数据分析 检查测风塔原始数据，对其进行完整性和合理性分析，检验出缺测和不合理数据，经过数据净化、再分析处理，整理出一套连续一年完整的逐小时测风数据，进而与风电机组数据进行相关性对比分析。 2、风资源评估 利用风电场并网运行以后的风能资源数据，进行风电场风能要素分析，并与风电场前期可研阶段的数据进行对比分析，总结评估经验，为后期项目开发建设提供支持。 风能要素包括：风速、风向、风功率、空气密度等。 3、功率特性分析 （1）数据净化

在实际发电过程中，风电机组可能人为停机、故障、或者采集缺失、数据错误，因此必须对风电机组的原始数据进行合理性检验和数据净化。通过数据的合理性检验，可以得到基本有效和完整的发电数据，而数据净化可以保证所采集的数据都是可以用于风电机组性能评估的有效发电数据。 （2）数据处理 由于测风塔数据和风机数据记录方式、时标不同的原因，需要依据最大相似度的原则使二者的时间坐标保持一致。此处，将采用最先进的粒子群优化算法对时标进行寻优。保证二者时间坐标的完美统一。 （3）相关性分析 通过上述数据净化及数据处理，再把测风塔数据合理的映射到风机的坐标位置。按照最大相关度方法，对数据进行线性和非线性回归分析，进而得到每台风电机组实际的风资源数据序列，通过与每台机组发电数据在时间轴上对齐，便可得出与风机功率特性曲线极为相近的图形。 （4）曲线生成 通过上述分析和处理获得原始图形。为得到机组的实测功率曲线，必须在原始图形的基础上进行最终的曲线拟合，获得一条完整的功率特性曲线，即体现风电机组实际出力能力的功率特性曲线图。 三、案例分析 1、中广核云南楚雄牟定大尖峰风电场功率特性评估 云南省楚雄州牟定大尖峰风电场位于云南省楚雄州牟定县西南部山地，高程2100~2500m，属于高山地形。现安装33台单机容量为1.5MW的风力发电机组，总装机容量49.5MW。 2、武汉凯迪平陆凯迪风口风电场功率特性评估 武汉凯迪平陆风口风电场一期36台风电机组功率曲线性能测试工程，包括武汉国测诺德10台1.0MW机组和东汽26台1.5MW机组，装机容量为49MW。 通过对风场风电机组实际运行数据进行采集、净化、相关性及数据处理，最终完成全场风能资源综合分析、风电机组可利用率分析、风电机组可靠性及发电量分析，并根据分析结果对风场未来运营提供建议信息。（技术支持：北京国能日新系统控制技术有限公司）

大型风力发电机组故障诊断综述

大型风力发电机组故障诊断综述 发表时间：2018-05-22T10:02:18.487Z 来源：《基层建设》2018年第5期作者：李育波[导读] 摘要：近年来随着经济的不断发展，大型风力发电机组故障诊断的要求越来越高。国投白银风电有限公司甘肃兰州 730070 摘要：近年来随着经济的不断发展，大型风力发电机组故障诊断的要求越来越高。本文通过分析大型风力发电机组故障诊断方法，探讨及分析了风电机组故障诊断未来的发展方向。关键词：大型风力发电机组故障诊断引言：近年来，作为绿色、可再生能源的风能已成为解决能源污染问题必不可少的重要力量，截至2015年底，全球风电总装机容量已达427.4GW，其中陆上风电装机市场，中国仍居榜首。风力发电迅速发展带来巨大市场机遇的同时，也带来了巨大挑战。一方面，风电机组的工作条件十分恶劣，长期暴露在风速突变、沙尘、降雨、积雪等环境下，造成了风电机组故障频发。 1风电机组定性故障诊断方法和内容基于定性经验的风电机组故障诊断是一种利用不完备先验知识描述系统功能结构，并建立定性模型实现故障诊断过程的方法。大型风力发电机组故障诊断主要包括了2个方面，一个是风电机组定性故障诊断方法，另一种是风电机组定量诊断方法，这两种方法相辅相成。基于定性经验的风电机组故障诊断是一种利用不完备先验知识描述系统功能结构，并建立定性模型实现故障诊断过程的方法。基于ES风电机组故障诊断方法的基本思想是：运用专家在风力发电领域内积累的有效经验和专门知识建立知识库，并通过计算机模拟专家思维过程，对信息知识进行推理和决策以得到诊断结果。 1.1故障树分析法 FTA 是以故障树逻辑图为基础的一种演绎分析方法，20世纪60年代由美国贝尔实验室提出，既可以用作定性分析又可以用于定量分析。该方法以图形化为表达方式，从故障状态出发，逐级对故障模式和故障部件进行分析推理以确定故障原因和故障发生概率。其中，风电机组故障诊断大多是将其作为定性诊断方法进行分析。为获得清晰、形象地故障原因和宝贵的专家经验，并提供专家级的解决方案，文献结合FTA技术与专家系统应用于风电机组齿轮箱故障诊断中，结果表明该方法对专家库的依赖程度过大。提出了基于FTA的风电机组传动链故障诊断方法，采用框架结构的混合知识表达方式，建立了基于故障树的智能诊断系统。 1.2符号有向图（SDG）方法符号有向图SDG是基于定性经验或基本定律的一种故障诊断技术。可实现正、反向推理，在缺乏知识的详细过程背景下，能够捕捉有效信息并结合相关搜寻策略准确、快速地检测和定位故障。风电机组故障部件的检修顺序对降低风场运营成本起着举足轻重的作用，根据风电机组各部件的相互作用机理，建立了SDG故障诊断模型，并采用关联算法安排检修顺序，但文中仅仅针对控制回路较少的情况展开研究。结合SDG和模糊逻辑方法应用于风电机组故障诊断中，并采用了层次分析法设计故障诊断系统，有效地抑制了分辨率低等问题。基于SDG的风电机组故障诊断不要求完备的定量描述，能充分利用系统结构和正常运行条件下的不完全信息，但系统复杂程度的增加将导致SDG支路数和节点数之间复杂关系的增加，造成故障诊断的实时性和精准度较差。因此，该方法较少应用在风电机组故障诊断中。 2风电机组定量故障诊断方法 2.1基于解析模型的方法基于解析模型的故障诊断适用于观测对象传感器数量充足且具备精确数学模型的系统，通过与已知模型进行分析对比从而达到故障识别的目的，主要包括参数估计法、状态估计法等。文献建立了三叶片水平轴风电机组基准模型，采用 5种不同的故障监测与隔离方案评估了7种不同的测试系列，取得了较为满意的结果，但是基准模型的简单化不能体现风电机组的复杂功能。文献在考虑未知执行器增益和延迟两种情况下，提出了基于离散时间卡尔曼滤波器和交互多模型估计器的风电机组转换器故障诊断方法。以三叶片水平轴风电机组为研究对象，利用改进未知输入观测器方法进行故障识别，实现了干扰解耦和噪声降低的效果，提高了诊断精度，但该方法的自适应能力不强。 2.2基于数据驱动的方法基于数据驱动的诊断方法包含2种方式1分析处理监测信号以提取故障特征；2直接利用大量相关数据进行推理分析并得到诊断结果，主要包括信号处理法、人工智能定量法与统计分析法，是目前风电机组故障诊断所采用的主流方法。 3风力发电故障诊断系统为提高风场经济效益，改善运维现状，越来越多的机构致力于研发风电机组在线故障诊断系统，已经取得了许多卓有成效的成就，主要针对风电机组的关键部件，包括机舱、基础、塔架、叶片、齿轮箱等。数据采集与监控系统是目前较为成熟的商业软件之一，除了通过分析收集到的数据预测轴承和其他机械等最基本的故障以外，该系统还具有控制发电应用数据的作用。为提高风电机组故障预测精度，产生了许多结合SCADA数据进行状态监测的系统。其中通用电气的风电状态监测系统采用傅里叶频域和加速度包络分析机组运行信息，并对主轴承、发电机、机舱、齿轮箱等关键部件进行故障诊断，达到了每年每台风电机组节省 3000 美元的效果。Mita-Teknik的状态监测系统使用傅里叶振幅谱、傅里叶包络谱、峭度值分析等方法分析振动信号以判定主轴承、发电机、齿轮箱等部件的故障，大大地提高了机组的运行效率。为配合管理人员、操作人员和维修工程师的工作任务，斯凯孚的 3.0状态监测系统采用傅里叶频域分析、时域分析和包络分析等方法确定风电机组的故障类型，但该系统对风电机组主传动链的监测不太全面。相对国外而言，国内风力发电监测技术比较落后且故障自诊断技术较为不成熟，导致目前该系统以状态监测为主，并辅以专家远程人工分析，实现机组的故障诊断及其定位。主要有东北大学、华中科技大学的“风力发电在线监测和故障诊断系统”，以及金风科技公司的“风电机组在线监测系统”和唐智科技的风电机组在线故障诊断系统”等。 4结束语：随着大功率风电机组的快速发展和并网运行，对其运行可靠性与系统稳定性提出了更高的要求，必将促进风电机组状态监测、故障诊断和智能维护技术的进一步发展。任何一种单独技术或绝对方法都无法解决风电机组所有故障诊断问题，因此，采取多种技术方法相结合，取长补短实现风电机组的故障诊断将逐步成为未来的研究热点。参考文献：

风电机组重大事故分析(2)

二、事故的思考与问题 是否因屏蔽状态码造成飞车倒塌事故 该机组使用的是Mita公司所生产的风电机组控制器，其设计较为完善。该控制器把风电机组 所处的状态都用与之对应代码表示，可以表明风电机组的运行状态、故障信息以及刹车等级等，这 就是状态码。 对于绝大部分的状态码，根据维修人员的技术水平与当时的需要可以屏蔽(使其失效);而有的状 态码则由程序设定不能屏蔽，即使是用最高权限也不能屏蔽，例如：手动停机(13)、电池检测(95)、 轮毂电池故障(57)、电池电压低(1182、1184、1186)、变桨速度太慢(1919、1920、1921)、刹车反馈(429、455)、刹车磨损(415)以及与安全链有关的状态码等。也就是说，任何现场人员都不能对这些 状态码进行操作。这样，既能保证机组安全和人身安全，又能在处理故障时采取灵活多变的措施， 根据维修人员的经验、判断和处理故障能力，在保证部件安全的前提下，以达到迅速分析、判断、 确认并排除故障。 经过以上分析，此次事故不可能是因现场人员屏蔽状态码造成，而事故原因何在? 有多道超速保护机组为何没有停下来 当机组第二次启机时，机组转速从0rpm一直飞升到2700rpm，中间顺利通过了多道超速保护，而没有顺桨，则是交、直流顺桨均没有起作用。 该控制器为限制机组超速而设置的状态码有：213、1905、1411、310、311、312、317、328、319、320。除状态码213是只报警不停机之外，其他的9道超速保护均为停机保护。 以上状态码,除213、1905、1411之外，其他超速状态码都由机组控制器的程序设定不能屏蔽。虽然状态码1905能够屏蔽，但是，它的执行是完全由变桨控制器控制的，即使在机组控制器中被屏 蔽了，只要满足触发条件，叶轮顺桨依然是要执行的。 第一，状态码213(极端阵风)，限制超速，只报警不停机。 在出现瞬时飓风时，报状态码213是降低额定转速，把机组的额定转速降至安全转速，即：机 组在达到1960rpm，时间超过0.2秒，叶片以5°/s顺桨，通过软件把机组的额定转速由1780rpm降到1720rpm，使机组转速迅速下降。当转速下降后，机组的额定转速还可以再次上升且不停机。这样，既保证发电又降低转速，不至于超速。 第二，状态码1905(变桨自主运行)，刹车程序BP52，交流供电顺桨。 顺桨速度为5°/s。当机组转速达到1950rpm时，硬件WP2135动作，通过滑环传到轮毂控制器，轮毂控制器接到信号后超过300ms，轮毂控制器不再接收机组控制器的任何命令，只按轮毂控制器 程序设定进行顺桨。在执行顺桨的同时，轮毂控制器通过变桨通讯传给机组控制器，由机组控制器 报出故障，叶片顺桨到90°。如果存在变桨通讯故障，实际顺桨没有执行，则控制器不报此1905状 态码故障。 第三，BP75限制超速状态码：1411(变频器超速)、310(齿轮箱超速)、311(转子超速)、312(发 电机超速)均为交流供电收桨。 顺桨速度为8°/s。1411是变频器超速，达到2000rpm，变频器发出信号通过Mita控制发出信 号使机组安全停机。