大数据分析在某风场变桨轴承失效问题的应用

摘要：变桨轴承失效一直是业界关注的一种失效模式，这不仅仅是由于变桨轴承失效引起的单次停机时间长、轴承更换规模大等原因，也是因为变桨轴承的失效通常会带来巨大的维护维修费用。众所周知，引起变桨轴承失效的原因是多方面的，比如不同轴承生产厂家资质的差异，机型设计的不同，现场运行维护状况的差异等等。并且基于现有的设计限制的前提下，如果风机的叶片加长或者风场处于多湍流地带，变桨轴承失效概率还会有所增加。但是，目前风机厂商/运维方对于失效轴承常见的处理方法就是进行轴承的更换。本文将变桨轴承失效处理相关现场经验与风机大数据分析结果相结合，主要从以下几个方面对于轴承失效进行了展开的讨论：变桨轴承的结构特点、变桨轴承失效的主要表现形式及潜在原因概述、大数据分析在变桨轴承失效分析中的应用、变桨轴承失效现场维护维修建议、基于以上几方面的讨论，提出相应的现场轴承健康度排查方案以及相应的现场轴承拯救措施的建议。目的在于延长变桨轴承的使用寿命，减少风机停机时间，提高风场的经济效益。关键词：轴承润滑系统密封系统轴承驱动1、变桨轴承的结构特点最常见的变桨轴承的内部结构是四点接触式轴承。该轴承由外圈、内圈、滚动体隔离装置、滚动体组成。滚动体隔离装置的设计具有多样性，可以由隔离块组成，也可以是由保持架等结构。如图1所示，轴承上下端面各配有一个密封圈。其中双唇密封用于将油脂密封在轴承内部，使轴承内部滚动体可以在良好的润滑环境中运行。单唇密封的主要作用是防止外部污染物的进入，同时由于密封端口压强低于双唇密封，所以单唇密封也是废旧油脂的排出的主要通道。1-

外圈2-内圈3-单唇密封4-双唇密封5-滚动体轨道6-注油孔图1：常见变桨轴承密封设计2、变桨轴承失效的主要表现形式及潜在原因概述在风机运行过程中，变桨轴承的转速较慢、旋转角度较小以及转动频率高等特点，不利于轴承内部润滑油脂油膜的建立，轴承失效概率较大。变桨轴承常见的现场失效模式主要有以下几种：微动磨损：在变桨轴承不作业的状况下，轴承会收到外部震荡冲击，滚动体和内外圈会频繁接触摩擦。但是由于接触面的润滑油膜不能及时弥补，就会产生轴承内部的磨损。这种磨损称作微动磨损。通常与现场运行状况、润滑情况相关。滚道边缘磨损：轴承在正常工况或者极端载荷的情况下，轴承内外圈的变形，使滚动体运行在滚道边缘处，产生宏观的点蚀现象。与轴承强度设计、润滑情况以及现场运行状况相关。保持架损坏：由于滚动体或者滚道，施加在保持架的非正常载荷而形成的保持架变形，缺损。通常轴承设计、润滑情况以及现场运行状况相关。图2：变桨轴承常见失效举例紧固螺栓孔区域出现裂纹：通常与供应商生产质量以及轴承设计相关。热处理不合格：通常与供应商生产质量不合格或者软带位置设计不合理相关。润滑失效:通常与润滑方式、油脂选择选择相关。密封失效：密封圈失效通常会导致轴承内部油脂泄漏或者外部污染物的进入。油脂泄漏引起的内部润滑环境不好，外部污染物进入导致的内部轴承损伤，对于轴承失效都有一定的影响。通常密封失效与密封圈设计不合理，或者密封圈更换不及时等原因导致。其他（见图2）。3、大数据分析在变桨轴承失效分析中的应用目前风机的SCADA系统都配有与变桨轴承失效相关的报警。但是往往这种报警的触发意味着轴承失效特征明显，并且需要较长的停机时间开展轴承的维护维修工作，例如轴承更换。本小节介绍的变桨轴承失效分析方法是利用已有的SCADA参数(比如变桨电机温度、电流、扭矩，变桨速度等)，通过大数据的拟合，聚类，对比等方法对变桨轴承内部损伤度进行监控。能够在轴承失效的早期探测到轴承的损伤，给现场的维护人员以足够的准备时间来合理安排风机轴承维护的优先级别，考虑下一步的采购或运维计划，避免轴承失效带来的巨大经济损失，延长轴承的使用寿命。同时数据分析结果与现场勘察以及油脂采样化验的结果相结合，保证了轴承失效监控的准确性和可靠性。具体的数据分析方法分以下三大模块：轴承电机电流监控：理论上，在同种风况条件下，单台风力发电机组的三个变桨轴承电机的输入电流值应该趋势相近。根据风资源分析结果，按照IEC61400-12-2，将风电场内所有风机进行分类，同种类别的风力发电机组所面对的风资源情况类似。统计同种类别的风力发电机组，在不同的风速区间内变桨电机输入电流的变化。同时，将单台风力发电机组的三个变桨轴承的输入电流与该统计值相比较。当高于同类别机组的正常阈值的情况下，触发轴承相关报警。叶片扭矩监控：理论上，在同种风况条件下，单台风力发电机组的三个叶片扭矩应该趋势相近。通过将单台风力发电机组的三个叶片扭矩与同类别不同风速区间内叶片扭矩的统计值相比较，推导轴承内部健康度状况。当高于同类别机组的正常阈值的情况下，触发轴承相关报警。图3：单台目标风机变桨电机输入电流轴承变桨速度监控：目前研究非独立变桨的风力发电机组，三个桨叶的开桨速度和收桨速度都是一样。当明显发现单台风力发电机组的一个变桨速度异于其他两个变桨速度的时候，触发轴承相关报警。图4：单台目标风机变桨电机扭矩分析图

图5：单台目标风机变桨速度分析图从图3、4、5的统计分析图可以看出，单台目标风机的变桨电机1的驱动电流值高于2、3的电机驱动电流，叶片1扭矩值高于叶片2、3的扭矩值。变桨轴承1相较于变桨轴承2、3速度较慢。由此可以怀疑变桨1内部状况有问题。根据轴承相关报警信息，安排现场维护人员上机勘察。在轮毂中，现场维护人员分别对三个变桨轴承进行单独调桨。结果发现变桨轴承1在运行的过程中有明显异响，而变桨轴承2，3的运行过程中比较平稳，未发现异响现象。这次勘探证实了大数据分析结果的准确性。对应本现象，现场及时安排了变桨轴承1的内部油脂更换，以及密封维护。同时抓紧备品备件等维护维修工作的安排。在新轴承更换的准备期间，保证了该单台风机的无停机运转。从而保证了该单台风机的可利用率。另外将上述大数据分析模型推广到整个风场，甚至整个公司旗下的同类别风场。并且根据单台变桨轴承健康状况的监督结果，将变桨轴承的损坏程度进行等级分类预测。从而实现整个风场变桨轴承更换优先级别的排序。这样可以帮助现场运维人员以及整个公司进行备品备件安排以及资产链的管理。具体方法变桨轴承的损坏程度等级分类从两个维度进行。监督数据（变桨电机电流/叶片扭矩/轴承变桨速度）偏离度。例如根据变桨电机电流偏离整场变桨电机电流中位数的程度，对轴承报警触发作相应分级。偏离中位数越远，报警触发等级越高，轴承更换要求越急迫。监督数据（变桨电机电流/叶片扭矩/轴承变桨速度）分散度。例如，在整个检测时间段内，统计触发轴承不同等级报警的数据个数。分布在高级别报警的数据越多，代表轴承更换要求越急迫。根据大数据分析的结果结合现场相应的环境参数（例如：季节/温度），实现数据的实时迭代，针对不同的报警级别，制定相关的根本原因分析，提出相应的解决方案。给现场定位人员设计现场操作指南APP。这不仅仅提高了现场故障排查的效率和现场风机的可利用率，同时还为新产品的研发或者风机技改提供了相应的数据支持。4、变桨轴承失效现场维护维修建议由于现场轴承设计更改以及轴承质量加强的难操作性，本小节仅对轴承润滑以及密封方式进行展开说明。4.1

现场轴承润滑系统的维护油脂润滑的方式目前分为手动润滑与自动润滑两种。表1从经济性，可靠性以及维护性角度对两种润滑方式进行了比较。表1：润滑系统方式比较图6：变桨轴承自动润滑示意图从控制健康度的角度出发，理想润滑系统的选择是自动润滑系统（参考图6）。它的特点是每次注油量小，可实现注油口处的压力控制，多个注油孔可实现同时注油，且注油过程中轴承可保持旋转状态。这些特征都有利于轴承的内部的油量油压控制。但是由于自动润滑的采购成本高，早期安装的风机，大多采用的是手动润滑的方式。如果在经济性评估允许的情况下，可以考虑润滑方式的改变。从油脂兼容度角度出发，一般在进行润滑系统维护的时候应当尽量避免两种不同类型润滑油脂混合使用。因为润滑油脂的稠化剂、基础油、添加剂不同，混合后会引起油脂结构的破坏，导致混合润滑油脂稠度下降，分油增大，机械安定性变差等结果，影响油脂的油膜建立。同时第三小节提及的油脂采样的检查也极其重要。该检验不仅可以看出油脂内部油脂质量情况，同时可以间接的实现轴承健康度的检查。建议要定期的从运行的轴承中进行油脂采样和开展相应的油脂质量分析。在进行油脂采样的过程中，需要注意油脂采样点，选用适当的工具和步骤进行采样。根据流体力学原理，选取轴承内部“活动区域”（即滚子运动区域）的油脂来分析结果，对于轴承内部健康状况检查更具有代表意义。同时应注意在同一个轴承的不同采样点进行油脂采样而得到的分析结果也会存在差异性。可以总结出现场各风机轴承内部油脂粘稠度，寿命，含铁量，以及含水量情况。图7、8给出了油脂采样分析结果示例。从此示例中可以得出以下结论：轴承D33和01粘稠度低，怀疑轴承内部D33和轴承O1有混油现象或者内部轴承有污染物存在或者内部轴承损坏，破坏了油脂的粘稠度。轴承337、332和轴承331含铁量高，怀疑轴承内部有污染物存在或者内部轴承损坏。图7：油脂粘稠度分析举例[1]图8：油脂含铁量分析举例[1]当轴承内部处于早期失效模式的情况下，例如轴承内部的微量磨损，可以考虑及时更换轴承内部油脂，减小轴承润滑周期。新油脂的注入迫使旧油脂从轴承内部全部挤出，间接完成轴承内部金属颗粒/污染物的清洗。另外新的油脂的注入，对于油膜的建立也起到一定的帮助。利于轴承寿命的延长。4.2

现场密封维护如果密封圈长期在高温或酸碱度大的环境下运行，会加速密封圈自身的老化，使密封圈的回弹性以及延展性退化。在密封圈承受的应力消失后，其自身无法恢复原有状态，导致无法实现对于轴承的有效密封。另外因为密封圈的运行环境是在相对运动的内外圈之间，且密封圈唇口相对脆弱，如若接触面有颗粒物存在，会加速密封圈的磨损，增加轴承漏油风险。因此对于恶劣环境下运行的轴承，其密封圈的更换周期要适当缩短。一般来说，单个风场经常会出现多家轴承供应商的问题。这就导致相应的密封圈选择的多样性。在本次风场调研过程中发现维护维修阶段不同轴承供应商的密封圈使用同种密封圈更换，导致了风场变桨轴承的漏油现象。在密封维护过程中，需要注意密封圈与轴承的匹配。再次轴承密封圈的安装也是有一定的要求的，需要有资质的运维团队严格按照运维手册进行。一般来说风力发电机轴承密封的寿命为3-5年。运维团队，在每次运维或定检的过程中，需要注意密封圈的状态，是否有突起，损伤，脱落，漏油等现象，并进行及时的更换。5、结语在风力发电机组运维过程中，变桨轴承失效现象普遍存在。随着风电机组朝着低风速、高功率的方向发展，轴承载荷也随之增加。对于轴承的设计和维护带来的挑战也愈来愈大。轴承健康度的影响，不仅决定了整个风机运行的稳定性，而且影响着整个风机的安全性。为了避免