某风电场1.5MW风力发电机组发电机前轴承失效.docVIP

某风电场1.5MW风力发电机组发电机前轴承失效分析 【摘要】本文根据某风电场风电机组发电机轴承失效的实际情况，对有关风机事发前的远程监测情况及事后现场检查情况进行了详细描述，研究了轴承失效原因机理；结合实际对风力发电机轴承失效进行了全面分析；有针对性的对轴承失效给出了防范措施。 【关键词】风电机组;发电机前轴承;失效分析 0.概述 某风电场安装100台1.5mw双馈异步低温型风电机组，总装机容量15万千瓦。 2010年12月初风机开始进入并网调试，2011年1月底，全部100台风机调试完毕，进入并网发电状态。风机变桨方式为电动变桨，主传动链由轮毂、主轴承、主轴、增速齿轮箱、联轴器及发电机组成。 1.远程监控情况描述 风电场设有风机远程监控系统，可以在集控室实时监控各台风电机组运行状态和参数。针对发电机及联轴器部位监测信号主要有发电机x向（轴向）一、二级振动，y向（径向）一、二级振动，发电机轴承（前端轴承）温度，发电机定子绕组温度，齿轮箱高速轴（联轴器）转速，发电机转速；发电机前后轴承润滑系统状态信号未采集到集控室，只有在机舱就地才能观察到润滑系统工作状态。 风电场运行人员及风机厂家服务人员发现总结各发电机组更换发电机轴承前情况的记录： 运行状态: （1）日常从集控室风机监控系统可监测到，当轮毂高度十分钟平均风速在3m/s-20m/s之间、即发电机在1010rpm-1800rpm之间运行、功率为0-1500kw之间时，正常观测到的发电机前轴承温度在20℃-60℃左右；30#、57#、75#、80#、86#、97#发电机运行温度普遍高于70℃，个别时段达到80℃-90℃，47#风机不定期报“发电机绕组温度高”停机，不能远程复位，最终故障停机无法启机。 （2）30#、80#、86#风机不定期报“发电机x向一级振动”停机，但风机可远程自动复位运行；47#风机频繁报出“发电机x向一级振动”停机，可远程手动复位启机，但启机后再次报错停机。 （3）有关各机位风机齿轮箱高速轴、发电机转数监测数据未出现异常，未见超速报警；其他运行状态如电气量、油压等无明显异常。 （4）远程监控仅有主轴承润滑系统运行指示灯，无发电机轴承润滑系统运行状态监测设置，无法监控发电机轴承润滑情况。 2.轴承失效分析及现场检查情况 2.1轴承失效原因机理 轴承失效可体现在剥离、烧伤、裂纹缺陷、保持架破损、擦伤卡伤、锈蚀、腐蚀、磨损、电蚀、蠕变、压痕碰伤等多种形式。 2.2各有关风机登机现场检查情况 风电场运行人员及风机厂家服务人员发现风机存在的异常特别是47#风机故障停机后，迅速组织人员登塔进入机舱现场进行仔细排查。各有关机位检查情况如下： （1）47#风机。发电机及联轴器外观无异常，手动盘车发现发电机转子声音较大。 （2）30#风机。发电机及联轴器外观无异常，润滑油罐内油脂颜色无异常，剩余量为满罐的1/3。 （3）75#风机。发电机及联轴器外观无异常，润滑油罐内油脂颜色无异常，剩余量为满罐的1/10。联轴器近发电机端止退小螺栓力矩有松动现象，发电机右前支脚发电机与弹性支承力矩不符合要求（额定值470nm）。 （4）57#、80#、86#、97#风机。 2.3轴承失效原因初步分析 根据集控室监控信息以及现场检查情况，事后查看风机事发期间故障记录及维护记录，询问了解维护过程，确认发电机前轴承失效。失效原因初步分析如下： 2.3.1初步排除轴承制造、装配及疲劳损坏问题。 风电场及时与设备厂家联系，协调索要了fag轴承批次出场合格证及检验报告，发电机装配记录，确认几台风机发电机轴承非制造质量及装配工艺原因失效。 风机发电机轴承从出厂到更换仅有2年时间，远未达到20年使用寿命期，因此不应是疲劳失效原因。 2.3.2发电机轴承润滑系统问题。 润滑系统采用的是lincoln quicklub润滑泵，由储油罐、控制板及润滑管路组成。润滑脂型号为albida ems2，正常储存量为1kg，颜色为褐黄色。47#风机发电机轴承润滑脂明显变质，造成轴承润滑失效。其他几台风机储油脂量较正常偏少，怀疑润滑泵运行周期及单次运行时间（决定注油量）设置与实际需要不符或达不到轴承正常工作需要要求，造成轴承润滑不充分。 2.3.3联轴器轴对中问题。 从7台风机轴对中检查结果看，所有均不满足轴对中允许偏差范围。发电机转子高速旋转在轴不对中工况下，这也是造成发电机轴承失效的主要原因之一。造成轴对中不合格的主要原因分析为联轴器小螺栓力矩及发电机支脚螺栓力矩紧固存在问题。 2.3.4润滑脂存在污染。 从发电机轴承拆卸的情况看，轴承上的润滑脂为黑色并夹杂杂质，经检查杂质非铁屑，排除金属磨损产生铁屑原因。根据风电场所在地为沙化草原地区，常年风沙较大，且大风季节常伴有沙尘暴，从机舱内明显可见到处都是砂质粉尘。怀疑油脂中杂