2025风电设备典型故障诊断处理指导手册

PAGE\*Arabic22/NUMPAGES2风电设备典型故障诊断处理指导手册2025版

目录TOC\o"1-2"\h\z\u一、重点隐患 1(一)火灾隐患 1(二)飞车隐患 21(三)倒塔隐患 33(四)轮毂（桨叶）脱落 42二、共性问题 47(一)水冷系统高温 47(二)华锐风电机组齿轮箱油温高 50(三)发电机轴承温度异常升高 60(四)风机传动链后窜 61(五)齿轮间隙超标 62(六)变桨蓄电池超标使用 63(七)偏航电机和减速机频繁损坏 65(八)永济发电机频繁损坏 71三、重点机型问题 77(一)维斯塔斯风机 77(二)华创风机 81(三)华锐风机 93(四)金风风机 97(五)湘电风机 98(六)东汽风机 106(七)苏司兰风机 108(八)上海电气风机 113(九)联合动力风机 115(十)明阳风机 118(十一)海装风机 128(十二)锋电能源风机 131(十三)歌美飒风机 135(十四)三一风机 141(十五)保定天威风机 144PAGE146/=NUMPAGES150-4146重点隐患近年来，风力发电设备着火、飞车、倒塔和轮毂（桨叶）脱落事故频发。究其原因，既有建设期设计、制造等质量原因，也有运营期运行、维护不到位的问题。火灾隐患火灾事故发生的主要原因有发电机轴承磨损、电气设备老化、高速轴刹车持续动作、雷击起火等。一旦发生设备火灾事故影响很大，除了造成设备损失，影响生产效益外，还可能造成人员伤亡及森林、草原次生火灾，因此需要对风电机组火灾事故重点防范。发电机轴承运行异常引起机组火灾【典型事件一】2016年8月22日，某风电场56号风电机组着火，机组机舱外壳全部烧毁，桨叶脱落一片，脱落过程中桨叶与塔筒发生接触。【典型事件二】2018年7月18日，某风电场1号机组着火。风机机舱外壳、轮毂内部主要部件和附件全部过火；一支叶片自根部烧断脱落，另两只叶片根部烧损严重无法使用；上段塔筒与机舱连接法兰过火，塔筒内部分动力电缆烧毁。【典型事件三】2020年1月6日，某风电场A25号机组着火。风机机舱外壳、轮毂内部主要部件和附件全部过火；一支叶片自根部烧断脱落，另外两只叶片根部过火无法继续使用；上段塔筒与机舱连接法兰过火，塔筒内部分动力电缆过火烧毁。（1）原因分析56号风机事故原因为风机运行中发电机后轴承突然严重损坏，导致轴承高温，轴承室内油脂熔化、流出、燃烧，引燃排碳筒，进而引发火灾。转子侧电缆外部绝缘被高温破坏，发生相间短路，加剧了火势的发展。1号风机事故原因为发电机非驱动端轴承长期运行，轴承内套在交变应力作用下发生金属剥落，轴承振动，进而保持架疲劳断裂，造成轴承外密封环与轴承外端盖间动静摩擦，瞬间产生大量热量，导致润滑脂爆燃，燃烧的润滑脂滴落到正下方集电环排风软管内，点燃软管，进而引燃集电环室电缆与机舱内保温隔音棉等，随后火势沿电缆和保温隔音棉等迅速蔓延，造成机舱和叶片等部件烧损。A25号风机事故原因为发电机非驱动端轴承由于磨损使保持架变形，轴承内圈出现凹坑，造成轴承滚珠卡滞，无法正常运转，轴承内圈与发电机轴出现跑圈现象，轴承内出现严重的动静摩擦，轴与轴承内圈瞬间释放大量的热量，使油脂瞬间爆燃，引燃轴承内部的油脂后，高温油脂滴落到发电机下方机舱及电缆等可燃物，导致风机着火。（2）防范措施上述3起事故均为东汽1.5MW机组发电机轴承异常引起的机组着火事故。各风电场需加强对东汽机组1.5MW机组发电机轴承运行监测。1）制定科学合理的发电机轴承温度保护定值根据《双馈风力发电机制造技术规范》（NB31013）规定，发电机在环境空气温度为40℃下额定运行时，滚定轴承应不超过95℃。东汽1.5MW机组发电机轴承温度保护定值为100℃报警，110℃停机。其定值设定明显高于标准要求，需要对发电机轴承温度限值进行调整。2）发电机轴承温度测点需测量轴承温度的真实值根据发电机轴承温度异常引起的机组着火情况看，部分发电机轴承温度测点未直接安装在轴承外套上，温度测点距离轴承外套距离较远，测量的温度值并非是发电机轴承温度的真实值。温度测点安装位置及轴承安装示意图如图所示。轴承温度测点安装位置示意图按照GB/T755要求，发电机轴承温度测点应位于轴承室内，离轴承外圈不超过10mm处，或位于轴承室外表面，尽可能接近轴承外圈。风电场运行人员在对发电机轴承检修维护过程中，需明确轴承测点安装位置，避免轴承温度测量值与真实值偏差过大的问题。为防止因轴承温度传感器所测轴承温度不准确而产生一系列安全隐患，可对该类型发电机PT100温度传感器安装位置进行技改。主要技改思路为将原温度传感器安装位置技改到端盖轴承室上，温度传感器探头就可以直接接触到轴承外套，所测轴承温度即为轴承实际温度。原轴承温度传感器安装位置技改后轴承温度传感器安装位置3）加强发电机轴承温度监测分析鉴于目前大部分风电场不能明确发电机轴承温度测点与轴承真实温度值之间的差值，轴承测点未直接安装在轴承外套的风电场，未进行相关的技改。风电场运行人员需加强对轴承温度观测，重点从以下两个方面进行。加强每台机组运行温度变化分析，对轴承温度运行趋势进行分析。根据发电机轴承引起机组火灾的调查分析结果，事故机组正常运行情况下，发电机驱动端及非驱动端的温度差值在10℃左右。事故发生前，前后轴承温度差均明显超过20℃，如图4所示。发电机前后轴承温度对比分析发电机冷却进风口一般设置在发电机驱动端，出风口设置在发电机非驱动端。正常情况下，非驱动端轴承温度受发电机冷却风道的影响，一般高于驱动端轴承温度。但由于发电机轴承运行及润滑情况的影响，机组间、轴承间均存在差异。因此，各风电场需加强对发电机轴承温度绝对值及前后轴承温度差值的对比分析，及时发现温度异常。加强不同机组间发电机轴承温度对比分析。风电场可根据环境温度、发电机功率等因素，设置条件边界，对比不同机组同环境条件下发电机轴承温度之间的差值，针对明显偏高和明显偏低的机组进行检查分析，保证温度异常时能及时发现。某机组发电机轴承温度如图5所示，蓝色曲线代表发电机驱动端轴承温度，轴承温度约为50℃，橙色曲线代表发电机非驱动端轴承温度。根据曲线变化趋势能够发现，在统计周期前段时间内，轴承温度平均值约为25℃；后半段时间内，发电机非驱动端轴承温度突然变化，明显升高。前后轴承温度的差值发生明显变化。发电机前后轴承运行温度根据现场反馈，轴承温度变化的主要原因为前半段周期内，发现发电机轴承运行异常，存在异响，因此更换发电机轴承。更换新的发电机轴承后，其运行温度高于损坏的轴承运行温度。说明更换发电机轴承后，温度测点测量的温度值更接近于轴承运行温度的真实值。轴承更换前的温度（平均值25℃）并非轴承温度的真实值，也不符合满功率1500kW、环境温度30℃的实际情况。针对类似的情况，需要风电场运行人员加强温度运行观测，并结合机组实际运行情况综合对比分析判断，提前发现温度异常运行的机组，保证机组运行安全。4）加强发电机轴承润滑管理按照检修维护计划，定期检查发电机轴承润滑情况，采用手动注油润滑的发电机，严格按照维护手册周期和油量要求，定期对轴承进行注油，注油时保证发电机在转动状态。采用自动注油润滑的发电机，要保证自动注油装置油脂充分，且自动注油时间和油量要确保轴承能充分润滑，同时要增加自动注油装置与风机主控联合控制，注油时应保证发电机在转动状态，保证轴承充分润滑。定期对发电机轴承开盖进行检查清理，若出现油脂板结、硬化及时进行清理，并加注新油，废旧油脂及时清理，保证轴承润滑良好。5）严格控制发电机轴承更换工艺更换发电机轴承过程中，对轴承加热时，需采用轴承加热器，保证轴承整体均匀受热，加热温度不宜超过100℃。安装时需一次到位，必要时可使用铜棒轻轻敲击。发电机轴承更换完毕，要对轴系进行对中，其轴向偏差及径向偏差应满足机组规范要求。雷击引起机组火灾【典型事件一】2015年6月10日，某风电场22号风机叶片遭受雷击后，导电铜棒持续高强度放电，极高的热量点燃了附近的叶片轴承油污，发生雷击火灾事故；【典型事件二】2019年8月6日，某风电场46号风机遭受雷电侧击机舱，造成风机火灾事故。（1）原因分析两个现场均为歌美飒机组，轮毂与机组导雷回路采用间隙放电的形式。其叶片避雷系统的结构：叶尖接闪器—叶中翼梁引流线—导电连接线（附雷电记录卡）—叶根表面导电带—导电铜棒—机舱前导电环，最后通过塔筒雷电保护系统线缆接到基础接地系统。风电机组引雷回路如上描述，雷击通常通过图6中A-B-C-D的顺序经过。引雷回路示意图雷击保护系统电缆，连接件，叶根导电带，导电铜棒和机舱导电环如上图所示。当雷电发生时，导电铜棒对叶根导电带和机舱导电环产生间隙放电，导通整个导雷回路，卸掉浪涌电流并通过空气间隙放电释放掉部分能量，减轻对机舱内设备的冲击影响。引雷回路安装实物图目前绝大多数机组在轮毂与机组动静结合处采用碳刷连接形式。歌美飒风机采用放电间隙形式，采用放电间隙的导雷回路理论上满足标准要求，属于非接触式疏导方式，这种方式只有在电压达到一定程度后通过电弧的方式才能导走电流，并不能及时把雷电流导走，容易造成叶片受到雷击而开裂、断裂等问题。叶片遭受雷击如果不能有效的进行放电，轻则损坏叶片，影响机组的发电效率，重则引起火灾，烧毁机组。正在放电的引雷回路在动静结合处采用碳刷等结构的另一个重要目的是将雷电流引入轴承旁路，避免大量雷电流通过轴承，采用放电间隙的导雷回路，在未达到击穿电压时，小电流会进入轴承。轴承内的滚珠表面存在润滑油油膜，由于油膜的电阻较大（轴承油膜形成后其电阻可达数千欧），当雷电流通过轴承时，有可能引起滚珠表面产生电弧放电，造成轴承滚珠电灼损伤，导致轴承损坏。（2）防范措施针对叶片非接触雷电流导流的单一方式，增加一套接触式导流装置，具体措施是在每个叶片的非接触式导流棒旁边增加2个防雷专用碳刷，碳刷上的电流通过接地铜线引导到主轴上，为防止导线在桨叶旋转时甩动，导线用绝缘支架固定。在主轴的法兰面上增加2个防雷专用碳刷，碳刷上的电流通过金属支架引导到机舱壳体上，因机舱壳体已经和大地联通好了，所以叶片电流最终导向了大地。引雷回路改造图引雷回路改造图为防止风力发电机组雷击起火，风电场还应每年进行防雷装置检测。风力发电机组的防雷装置检测重点包括：风电机组接地网接地电阻的测量，风电机组各部位的连接过渡电阻的测试，风电机组SPD的性能测试。1）防雷接地电阻测试接地装置接地电阻的测量应采用三极法。接地装置接地电阻的数值，等于接地装置的对地电压与通过接地装置流入地中的工频电流的比值。接地装置的对地电压是指接地装置与地中电流场的实际零位区之间的电位差。采用三极法测量接地电阻，电极可采用三角形布置，见图12。电压极与接地网之间的距离d12，电流极与接地网之间的距离d13，一般取d12=d13≥2D，夹角约30°，D为接地网最大对角线长度。测量时，沿接地网和电流极的连线移动3次，每次移动距离为d13的5%左右，如3次测得的电阻值接近即可。三角形布置采用交流电流表—电压表法测量接地电阻，电极可采用直线形布置，见图13。电压极与接地网之间的距离d12，一般取d12>2D。电流极与接地网之间的距离d13，一般取d13>4D。D为接地网最大对角线长度。测量时，沿接地网和电流极的连线移动3次，每次移动距离为d13的5%左右，如3次测得的电阻值接近即可。直线形布置一般接地电阻值应不大于10Ω。测量接地电阻时应注意：a.测量时接地装置应与基础环断开；b.电流极、电压极应布置在与线路或地下金属管道垂直的方向上；c.应避免在雨后立即测量接地电阻。2）风电机组各部位连接过渡电阻测量雷电流要经过叶片后，要通过叶片内的接地线与轮毂连接，轮毂与主轴连接，再通过主轴碳刷与风机偏航装置连接，偏航装置通过塔筒与风机底座连接才能泄放入地。其中塔筒与塔筒、塔筒与基础直接的连接靠的是重力，且每个连接点处都有金属跨接线，一般情况下只要肉眼检查其连接情况即可。对于风机泄流通道的检测要分段进行，各段检测值应分别记录。这样有利于发现接触不良的部位。通过对不同部位检测数据的分析，才能发现问题。3）风电机组SPD性能参数的测量由于电源SPD、信号SPD是对线路内的雷电过电压进行限制的元器件，存在老化、损坏等风险，除了每年的常规检测外，在雷雨季节也要加强日常的巡查，维护。及时发现问题，及时更换。而不能寄希望于每年的常规检测。并建立巡查的记录台账，在制度上保证设备的正常运行。电气设备短路或接头过热引起机组火灾【典型事件一】2014年5月31日，某风电场发生由于短路引起的火灾事故。（1）原因分析维护人员在处理风机报发电机转子侧一相电流高故障时，发现K501接触器触点有灼伤，就对K501接触器进行了更换，更换完毕后没有对接触器的调节开关进行调节，据现场调查，维护人员不知道该接触器还有此工作方式选择开关，K501接触器工作方式选择开关的作用为：=1\*GB3①A位置是必须通过逻辑关系检测后，才能使接触器接通，否则即使有控制电源，该接触器也不会吸合接通主回路；=2\*GB3②B位置是不论接触器是否有逻辑关系，只要有控制电源，该接触器就吸合接通主回路。如下图：（正面和侧面，调节开关在侧面）接触器经过分析，引起21号风机着火的原因主要有以下几点：1）发电机定子侧接线有误；2）发电机定子侧出线抽头有问题或接线盒内有杂物；3）并网接触器K501和K500都吸合，导致定子侧充电发生故障；4）发电机本身维修后就存在缺陷或没有维修合格，内部有短路；因风机烧毁严重，已经无法明确的分析出引起发电机定子接线盒内短路原因，只能分析出引起发电机定子接线盒处短路的几种可能原因：=1\*GB3①发电机维修后，引出线端子接线柱在紧固时两相接线鼻子出现虚接短路；=2\*GB3②发电机定子接线盒内接线铜排间有异物搭接形成短路；=3\*GB3③发电机引出线接线鼻子压接不紧，在安装过程中一相引出电缆出现脱裤，与另一相搭接短路；=4\*GB3④接线柱或铜排有毛刺，尖端放到电离空气引起相间短路。（2）防范措施风力发电机组内部及其与风机变之间的电缆应采用阻燃电缆，电缆穿越的孔洞应用耐火极限不低于1.00h的不燃材料进行封堵。阻燃电缆一般在电缆上应有ZR或Z标志，阻燃电缆的出厂报告中应有明确说明。依据《电缆和光缆在火焰条件下的燃烧试验》（GB/T18380-2008）规定，阻燃电线电缆可分为A、B、C、D四种阻燃级别，具体级别名称及代号如下表所示：名称代号阻燃A级ZA阻燃B级ZB阻燃C级ZC（或Z）阻燃D级ZD风力发电机组内电缆分布在电缆排架、竖井、夹层，连接着各个电气设备，电缆着火后会延伸到主竖井、机舱、轮毂。采用阻燃电缆以及对电缆孔洞进行防火封堵，缩小火灾范围，减少损失。电缆桥架采用耐火材料和堵火包封堵，应符合下列工艺要求：在封堵处两侧的电缆表面均匀涂刷电缆防火涂料，厚度不小于1mm，长度不小于1500mm。靠近热源的电缆采取隔热措施，能防止高温烘烤引起电缆着火；靠近带油设备的电缆槽盒进行密封，能防止油液泄漏引起电缆着火。机舱至塔基电缆采取分段阻燃措施是把燃烧限制在局部范围内，不产生蔓延，隔离火情，避免扩大损失。防火涂料受火后，形成炭化层，阻止火势向内燃烧，起到保护线缆的作用。电缆涂刷防火涂料可以限制或减弱燃烧，提升电缆抗燃能力。检修人员应结合机组定检巡检工作，检查电缆有无损坏、破裂和老化的情况；定期紧固接线端子，按产品技术要求力矩执行。电缆经长期运行出现过热、绝缘老化现象容易造成短路。短路时产生强烈的火花和电弧，使绝缘层迅速燃烧，导致金属熔化，引起附近的可燃物、易燃物燃烧，造成火灾事故。在对风力发电机组巡视时，发现电缆有破皮现象，应及时进行修复，破损过大无法修复者及时更换电缆。同时应注意检查电气回路端子否有放电和过热痕迹。风力发电机组电气设备长期工作在振动状态，宜每4年对电气回路端子进行紧固，避免出现松动过热引发火灾。每年，风电场应根据电网公司下发的系统阻抗计算风电场并网点短路容量。特别是接入电网系统运行方式改变、风力发电机组增加低电压穿越、高电压穿越功能后，风力发电机组可能带系统故障点运行，此时并网断路器的开断能力需要满足特殊工况下的安全要求。为避免并网断路器因长期开断大电流造成触头老化引发火灾，现场宜定期核对保护定值、检查开关二次线及元器件的完好性，测试分合闸线圈电阻、主回路绝缘、动静触头间回路电阻等指标。不合格的器件应及时更换，主触头回路电阻超标的断路器应及时进行更换，避免发生接触过热、灭弧能力下降、断路器爆炸，引发火灾。高速轴刹车引起机组火灾【典型事件一】2011年9月，某风电场风电机组发生火灾事故，机舱严重烧毁，两支叶片根部过火。原因是风电场检修人员在完成齿轮箱更换后，未进行刹车盘和刹车片的间隙测量与调整、未安装刹车盘防护罩，便将风机投入运行，机组投运后刹车盘和刹车片持续摩擦产生火花，因刹车盘处未安装防护罩，且机舱环境卫生清理不彻底，致使火花溅落在刹车盘附近的可燃物上引起火灾。【典型事件二】2020年6月21日，某风电场9号机组发生火灾事故，该机组采用液压变桨。事故造成9号机组机舱外壳、机舱内部可燃部件全部烧毁，上段塔筒与机舱连接法兰过火，塔筒内部部分动力电缆烧毁；三支叶片根部过火，叶片未完全收回，大致处于60°至70°之间。（1）原因分析经对运行数据分析、事故轴承拆解检查和现场查勘，事故原因是变桨轴承更换过程中，工艺装配不良，轴承套圈轴向发生形变，轴承回转阻力增加，收桨过程不畅，大风阶段调桨不及时，造成机组超速，触发安全链动作，高速刹车立即投入，且紧急变桨状态下三支桨叶未能及时收回（紧急收桨时间正常不超过10s，本次事故持续了51s），高速轴刹车盘与制动器持续摩擦，高温火花或碎屑引发了机舱着火。轴承滚道有擦伤轴承滚道有明显压痕（2）防范措施调整风电机组紧急停机刹车策略。该型号风电机组超速后，机组快速刹车，刹车盘磨损过热导致，优化机组刹车控制策略，当桨叶未收回机组高速转动时不执行刹车命令，避免高速刹车起火。检查变桨轴承运行情况，加强变桨轴承润滑管理。检查变桨轴承内、外部的唇形密封，密封圈无松动及裂纹。在机组变浆时，听叶片轴承是否有异音或者卡顿现象。出现异常情况，立即停机检查，保证变桨轴承运行良好。严格按照维护手册周期和油量要求，定期对变桨轴承进行注油润滑。定期清理费油收集装置内废旧油脂，保证变桨轴承内废旧油脂及时排除。定期对变桨轴承润滑脂进行检验，出现润滑脂内金属含量超标时，应重点关注轴承润滑情况，避免轴承运行卡滞。高度重视液压变桨机组液压系统定期工作。全面排查液压变桨机组液压系统，应按照检修手册规定步骤，进行紧急顺桨、流量、调节、正弦测试，所有结果应符合规定要求，正弦测试中观察液压传动系统无卡涩、抖动、噪音等异常现象。上述结果不合格，不得继续运行，必须查明原因、立即处理。定检维护时，按要求测量变桨传动机构间隙，及时调整或更换问题部件。严格按集团公司定期工作标准开展液压油送检工作。对液压油中存在杂质，影响机组安全稳定运行的，应及时更换液压油。对于液压系统滤芯堵塞或超使用周期的机组，应及时更换滤芯，并检查液压油是否被污染。元件、油液更换及系统清洗过程应严格遵循机组检修工艺，严禁液压系统带缺陷运行。加强风机高速轴部位防火隔离。风力发电机组机械刹车系统应配置耐高温材料的防护罩，靠近热源的电缆和管路应有隔热措施，避免刹车盘摩擦产生的火花或高温碎屑引发可燃物。风力发电机组运行一段时间后，可能会出现摩擦片磨损不均匀、刹车间隙变化等情况。摩擦片磨损不均匀，导致风力发电机组制动力矩不足、制动时间延长并产生局部高温，容易引发火灾。制动间隙过大报警时，必须更换摩擦片。一旦摩擦片摩擦材料磨损殆尽，摩擦片的钢板部分会对刹车盘表面造成严重磨损。当刹车盘厚度出现较大变化时，会导致刹车盘自身强度与刚度不足，存在失效风险。风电场应定期检查高速轴刹车盘与制动器两侧间隙相等，防止由于间隙不一致，刹车盘与制动器持续摩擦引起的火灾事故。发电机集电环室油脂碳粉混合存在火灾隐患部分机型风电机组的发电机碳粉直接或间接排在机舱内，与发电机轴承排出的废油混合在一起，长期积累，形成了“油粉”混合物，经过现场验证，“油粉”混合物极易燃烧，如果发电机轴承出现问题，“油粉”混合物就是“助燃剂”，因此存在较大安全隐患。另一方面风机机舱内部碳粉较多，易造成电子元器件短路问题，存在严重安全隐患。建议风电场将发电机碳粉直接排在机舱内的风机进行改造，确保碳粉排至机舱外部，定期清理风机发电机滑环室内碳粉；延长电气元件使用寿命，消除火灾隐患。同时缩短发电机废油清理周期。发电机轴承附近及机舱积碳情况飞车隐患紧急收桨失败导致机组飞车【典型事件一】2013年12月9日，某风电场55号风电机组紧急收桨失败超速，两支叶片受损脱落，第三支叶片严重破裂，塔筒被叶片打击弯曲，风机停止转动。（1）原因分析三个轴控箱内控制直流电源电池顺桨的3个接触器6K1在紧急停机情况下均未能吸合，接触器骨架变形卡滞，导致直流电源无法驱动变桨电机进行顺桨。线圈骨架烧熔损坏接触器线圈6K1启动线圈烧断痕迹6K1线圈是承受过电流产生的高温使线圈骨架发生过热造成烧熔；其中，该风机上三个轴控柜内各有一个6K1接触器，均发生了线圈烧损情况，有两个轴控柜内的6K1线圈骨架出现熔化物、另一6K1线圈骨架变形，三个接触器均不能吸合。机组采用的SSB变桨系统。当机组安全链断开时，轮毂交流电源断开，风电机组紧急收桨只能靠备用蓄电池电源进行顺桨，当直流顺桨回路出现故障时，风电机组紧急收桨失败，最终导致机组超速飞车。电气回路图（2）防范措施定期对变桨系统进行紧急收桨测试，紧急收桨测试时记录收桨时间和收桨速度，保证紧急收桨功能正常。现场检查蓄电池内阻不合格、变桨回路器件损坏、电池柜内加热器损坏等情况，建议更换性能稳定的加热器及温控器，定检项目中增加电池顺桨测试、单体电池内阻测试、电池温控回路及加热器检查等内容，更换变桨蓄电池时必须使用经100%检测合格的原装电池。系统中6F1开关跳闸、6K1损坏情况未有报警，建议加装变桨直流电源完好性监视信号，对6K1接触器上级断路器6F1增加辅助触点，6F1发生断开应及时报警。优化变桨测试自检系统程序，风机在自检过程中建议加入风速限制条件，且测试前执行偏离主风向90度策略。变桨逻辑存在缺陷导致收桨失败飞车【典型事件一】2017年7月25日，某风电场4号机组由于紧急变桨测试逻辑缺陷，机组未能收桨，导致风电机组超速，风机从第二节塔筒约三分之二处弯折倒塔，主机机头压断风机所在集电线路。（1）原因分析湘电XE72-2000型机组收桨分为两种控制模式：常规故障收桨、紧急故障收桨，分别对应机组出现的各类不同级别的故障，故障同时执行机组并网断路器断开，实现机组停机。对于单只桨叶来说，两种收桨模式分别对应不同的变桨驱动系统、变桨供电系统，但两种收桨模式共用一套变桨执行单元；而三只桨叶的变桨系统相对独立，三只桨叶只共用一个PLC主控制器以及同一常规故障收桨所用的交流市电（变桨滑环），其余各桨叶的变桨系统各部件均各自独立。示意图如下。湘电XE72-2000型机组单只叶片收桨流程由XE72-2000型机组变桨系统逻辑可分析其隐患是T2级别故障仅一套收桨流程，无备用流程。从控制逻辑分析，湘电机组T2级别故障直接触发紧急故障收桨，且紧急故障收桨失效时无法切回常规故障收桨或手动收桨，即T2级别故障无备用收桨逻辑，仅一套收桨流程。而对比T1级别故障，首先触发常规故障收桨，一旦常规故障收桨失效，则主控系统触发T2故障，切换紧急故障收桨，两套逻辑实现桨叶收回。（2）防范措施收桨逻辑升级，常规故障收桨进一步划分为两种收桨逻辑，通过改变变桨驱动输出给直流电机的供电电流来实现收桨速度的快慢切换，分别对应T1、T2级别故障，紧急故障收桨仅作为常规故障收桨的备用收桨流程，实现真正意义上的双套收桨流程，紧急故障收桨流程仅在正常故障收桨失败时介入。优化机组收桨逻辑，机组紧急收桨逻辑触发同时，实时检测桨叶角度，判断收桨是否成功，一旦收桨失败后立即执行常规故障收桨逻辑，实现常规故障供电回路为变桨执行单元供电，实现常规故障收桨、紧急故障收桨互为备用。常规故障收桨与紧急故障收桨共用的变桨执行单元包括变桨电机、减速机，还包括一颗供电切换继电器（53K10、54K10、55K10），即两套收桨流程依靠单一变桨继电器实现供电回路的切换，由紧急变桨控制模块发出信号控制继电器，实现继电器不同节点的闭合与断开，从而实现常规故障收桨供电与紧急备用电源的切换，单一变桨继电器稳定性不高。切换继电器是机组收桨最关键的控制元器件，应时刻确保该继电器运行正常：利用机组定检机会，在机组停运状态下，增加继电器线圈直阻、吸合、节点闭合等检查项目，对超使用寿命、性能不达标的继电器及时进行更换，同时检查供电回路各连接端子固定是否紧固。湘电XE72-2000型机组变桨供电回路将柜内易产生沙砾等影响继电器运行的部件（例如变桨驱动用制动电阻）进行替换或改造移出柜内，可在变桨控制柜柜体外侧安装、固定此制动电阻，一旦电阻出现故障、炸裂，内部石英砂无法进入柜内影响继电器运行；同时排查变桨控制柜体密封性能，确保变桨控制柜内各元器件运行环境稳定、可靠。变桨机构故障卡滞存在飞车隐患该风险隐患主要存在于维斯塔斯V52-850及歌美飒G5X-850型风电机组，变桨系统空心轴与三角法兰连接螺栓频繁断裂，导致变桨机构卡滞。V52（60）-850型及G5X-850型风机，采用液压式变桨机构。通过一套液压缸配合三角法兰传动机构同步驱动三只叶片变桨。变桨机构主要由变桨连杆、空心轴、前端衬套、变桨连臂、扭矩臂、反旋转轴承、导向杆、导向滑块、三角法兰、变桨轴承等组成见下图。导向杆、导向滑块与空心轴、前端衬套配合，在变桨过程中，支撑三角法兰、反旋转轴承、变桨连臂，在一条相对直线上做轴向往复运动，减小重力的影响。以此来保证与三角法兰相连的三套变桨机构能够在一个相对平衡的载荷下运动。变桨系统原理图故障现象：空心轴与三角法兰8颗连接螺栓断裂，空心轴与反旋转轴承脱离，轮毂内导向特氟龙滑块损坏，变桨连杆损坏，反旋转轴承损坏，变桨连臂损坏等。（1）原因分析安装工艺的影响。反旋转轴承与三角法兰、空心轴的连接是在叶轮吊装结束后在现场组装，现场安装环境不佳、安装人员的技术水平的影响，导致后续风机运行过程中的异常损伤。地理位置及风况的影响。机位在微观选址时选择不合理造成风机受湍流影响、风速变化过快的影响，导致风机调桨频繁，变桨机构磨损。机构磨损的影响。液压变桨机构随着运行年限的增加，磨损情况日益加重。空心轴与三角法兰间隙变大、空心轴与前端轴衬磨损间隙变大，变桨连臂间隙变大，造成与三角法兰相连的三套变桨机构载荷不平衡，导致变桨机构阻力增大。根据受力情况分析，在收桨的过程中，这8颗螺栓承受轴向拉力，尤其是在紧急收桨的过程中，对这8颗螺栓的冲击较大，日积月累会造成螺栓松动，造成三角法兰与空心轴之间的间隙逐渐增大，变桨过程中螺栓受到的冲击随之增大，从而造成螺栓的断裂。（2）防范措施定期检查空心轴是否有划伤，空心轴与前端轴衬间隙、空心轴与三角法兰间隙、变桨连臂间隙是否在范围内，对间隙超标准部件进行更换。规范叶片轴承、反旋转轴承、空心轴、导向杆的注油润滑方法，特别是润滑变桨轴承需要将废油排出后，再按照正常计量注油。良好的润滑能够在一定程度上减轻机械结构的磨损。定期检查空心轴与三角法兰连接螺栓力矩、定期检查超级螺母力矩、定期检查前端轴衬与主轴连接螺栓力矩。遇有螺栓断裂的情况，建议更换更高等级螺栓，在更换螺栓时，检查空心轴螺孔是否损坏，并配合螺纹紧固剂，按标准力矩紧固。专家模式三支叶片同时开桨，存在飞车隐患该隐患风险主要存在于华创风电机组采用的罗克韦尔变桨系统中。问题描述：当变桨系统处于检修模式时，变桨系统允许检修人员通过手操盒将3个叶片全部开桨，存在人员伤害和风机飞车风险。当变桨系统处于检修模式时，主控系统未将高速轴机械刹车置于刹车状态，不能遏制或减轻人员伤害和风机飞车风险。（1）原因分析罗克韦尔变桨系统由变桨控制器PLC、IO、驱动器、超级电容和充电器、变桨电机、角度编码器和电机编码器等主要部件组成。罗克韦尔控制器不断监控通信状态、电机温度、电流、电源、限位开关、电机制动状态和大量的其他设备的运行状态值。编码器采用双SSI的冗余方案，电机编码器在标准SSI基础上增加SinCos的速度反馈信号。变桨系统的EFC有软件和硬件两种，其中，软件EFC是在主控与变桨系统通讯故障时起作用；硬件EFC是由主控系统给出指令，通过滑环给到变桨系统变频器，再由变频器执行顺桨动作。变桨控制系统在-3°至91°范围内控制桨叶的角度。确切的角度范围取决于每个类型的风机的角度校准以及罗克韦尔控制器限位开关的机械定位。变桨通讯示意图罗克韦尔变桨系统分为五种工作模式。1）初始化模式5此模式读取参数，执行程序自检。上电等待10s，控制3个轴柜驱动器主电接通，清除PLC程序内IO缓存，设置驱动器加减速时间，若手动模式未使能，变桨发生故障进入故障模式2，若手动模式使能，进入手动模式4，变桨无故障则进入准备模式0。2）准备模式0此模式完成程序自检和读取参数，进入待机模式。闭合安全链信号，变桨驱动器进入使能状态，主控发送运行指令则进入运行模式1，若变桨发生故障则进入故障模式2。3）运行模式1此模式接收主控的位置给定和速度限值指令，若变桨发生故障则进入故障模式2；若在运行模式误动作触发手动旋钮，将进入故障模式2。4）故障模式2此模式变桨发生故障执行顺桨动作，该模式下故障清除，复位后进入准备模式0，若限位开关触发，复位后，需要进入位置复位模式3。如果启用了手动模式，请进入手动模式。5）专家模式4此模式是使用手操盒手动2°/s转动桨叶，在该模式下可对叶片进行标定，未启用手动模式，进入故障模式2，驱动叶片顺桨到安全位置。模式转换示意图根据图纸并结合现场操作，标桨插孔就一个且在1号柜，三个桨叶可以独立控制，标定桨叶清零后需手动顺桨至91度。因此，此变桨系统目前在人员误操作情况下，三个桨叶可以同时处于开桨状态。由于变桨系统处于专家模式下，变桨系统不接受主控下发的桨叶角度设定命令。手操盒接线图（2）防范措施对在专家模式下手操盒可任意转动所有桨叶，进行程序修改，实现在专家模式下，使用手操盒转动桨叶，需确保2支桨叶位置触发91°限位开关，才可转动第三只叶片，实现变桨系统3支叶片手动模式运行时的互锁功能，提高机组的安全性，从装置上避免出现人为误操作造成的风机飞车和人身伤害事故。修改主控程序，实现风机在专家模式下，主轴刹车处于锁紧状态，确保专家模式下，风机无法转动，进一步预防出现装置失效和人为误操作造成的风机飞车和人身伤害事故。同时通过对主控修改通讯和控制逻辑，将91°限位开关作为状态显示，不再作为故障触发，降低故障率，消除机组检修时安全隐患。倒塔隐患塔筒连接螺栓断裂失效导致机组倒塔【典型事件一】2020年7月17日，某风电场11号机组发生倒塔事故，风电机组中、下塔筒连接螺栓全部断裂。现场照片（1）原因分析经过现场勘察、金属检验、运行数据与记录分析、机组设计复核等分析，11号机组由于中、下塔筒连接螺栓全部断裂，中、上塔筒无明显折断扭曲现象，下塔筒除螺栓断裂外无其他损伤，机组倒塔状态及运行数据无飞车、超速现象。当日风速及工况未出现极端情况，判断此时事故发生的直接原因为塔筒连接螺栓失效。螺栓失效的主要原因是疲劳寿命不满足20年使用需求。同时机组认证安全等级、环境温度等设计条件与风场实际不符，是造成机组安全事故的重要成因。以及11号机组风资源情况可能较其他机组较为恶劣的因素，将造成事故机组比其他机组提前出现问题，是导致此次事故发生的间接因素。螺栓表面刮痕和断口位置（2）防范措施1）对同类型风电机组塔架连接螺栓进行全面力矩排查，必要时采用无损检测的方式进行，检测螺栓预紧力、检测螺栓内部有无损伤。2）加强螺栓运行维护。风电场应严格按照集团公司六项反措要求，根据风力发电机组制造厂要求，定期进行风力发电机组高强度螺栓外观和力矩检查。螺栓和螺母的螺纹不应有损伤、锈蚀，检查螺栓力矩应符合要求。3）紧固螺栓所用的力矩扳手等工具，应由具备资质单位定期检验合格。力矩扳手使用前应进行校正，其力矩相对误差应为±5％，合格后方可使用。校正用力矩扳手，其扭矩相对误差应为±3％。4）高强度螺栓力矩检查发现螺栓松动时，应认真分析原因并及时处理，做好标记，同时对同部位的螺栓进行力矩检查。所更换螺栓的强度等级应不低于原螺栓强度，安装后应做好区别标记。5）加强风电机组运行监视及检修机组运行监视人员必须及时查看机组各类报警，风机脱网后监视风机的桨叶角度和转速，确认风机收桨停运。实时观察每台机组参数变化趋势，发现异常应立即通知技术人员确认，做到早发现、早处理，避免事故风险扩大。大型缺陷检修后风电机组投运前，维保人员应严格按照规程要求进行超速、安全链等保护传动试验，不合格的严禁风机运行。基础返浆、压溃、裂纹存在倒塔隐患风电机组基础出现返浆、压溃、裂纹现象时，容易出现机组倒塔事故风险，巡检中要加强基础的检测。（1）主要原因风电机组基础建设时期由于环境温度、气候条件、日常维护、混凝土标号等原因，机组在运行一定年限后，风电机组基础在塔筒内部出现冒浆现象、在塔筒内外均出现局部环形压溃和脱开裂缝现象、塔筒外有局部环形压溃及脱开裂缝、基础表面局部毛糙、脱开现象、风机运行中出现基础环有上下窜动现象、风机运行中出现塔筒与基础相对位移现象，存在倒塔风险。（2）防范措施采用基础纠偏以及基础环加固的方法对基础进行加固。1）对风机基础环上法兰进行水准度测试，确定出基础倾斜方向。水平度测量2）运用千斤顶对风机基础环进行顶升纠偏，纠偏目标为5mm以内；（每次间隔6小时进行水平度测量复核和百分表读数及应变监测，确认满足3-5mm的纠偏目标后方可进行灌浆操作，之后每天应进行一次水平度测量复核和百分表读数）。基础纠偏基础纠偏示意图应变片粘贴3）顶升纠偏完成后，根据注浆孔布置要求进行钻孔，成孔后进行孔内冲洗并风干；风干后对注浆孔进行视频探测，全面了解基础环下法兰周边混凝土磨损情况。基础处理4）进行高性能灌浆料进行注浆修补，选用灌浆料必须采用具有加固经验，且效果良好的。建议选用耐磨性能好的改性环氧树脂灌浆料。基础处理5）注浆完成后，对风机基础表层破损混凝土清除和破拆。基础处理6）对风机基础环进行局部栓钉焊接，以增加基础环与混凝土界面粘结强度。示意图7）对基础环周边局部采用C40高性能纤维混凝土修复及增高增宽加固，并按设计要求恢复防水防潮层。示意图设计及施工要求：1）钻孔前需用钢筋定位仪进行准确定位，尽可能的避免钻到钢筋。钻孔位置尽可能靠近基础环，以便与下法兰空腔联通，其深度不宜超出下法兰。2）基础环注浆加固可根据基础环与基础混凝土的脱空情况及其可灌性，分为水泥浆液灌注和环氧类浆液灌注两种方式。脱空范围和间隙大的可采用水泥浆液灌注，脱空范围和间隙小的可采用环氧类浆液灌注。3）选用灌浆料必须采用具有加固经验，且效果良好。建议采用环氧类高性能灌浆料进行灌注，其灌注浆液的灌注性能、灌注压力等均应满足不同情况下的可灌性和可控性的要求。所采用的灌注浆液应经过相关的室内试验和现场试验、相应的生产性工艺试验的验证，相关物理力学性能指标应满足相关要求方可使用。4）灌浆材料选择环氧树脂，要求环氧树脂固化后的抗压强度应≥60MPa，抗拉强度应≥10MPa。5）根据基础环与基础混凝土脱空的一般规律和经验，其脱空的主要部位大多发生在基础环底环的内外侧及其附近，外观破损严重区可适当加密。因此，基础环内外侧均应进行钻孔和灌注，钻孔孔深应尽量进入脱空的区域，即其孔底应尽量接近基础环底环附近。6）钻孔和灌注应分序进行。第一序钻孔和灌注分别为对称布置的3个孔，中间孔（即先导孔）应沿偏斜度最大的方向对称布置。沿环向的两侧孔的孔距（位）控制，应根据中间孔（即先导孔）检测到的基础环的脱空情况布置，孔距原则上控制在1m左右，各孔间贯通性较差时需加密布置，钻孔孔径应能分别满足水泥浆液灌注和环氧类浆液灌注的要求。7）钻孔结束后，应对脱空的空腔采用有压水和（或）气体进行不同方向的反复冲、吹扫，至无水汽和灰尘为止。采用的水（风）压力不大于0.5Mpa。8）钻孔经风干后即可放入视频探头进行视探测，并记录。9）浆液的灌注应从中间孔开始进行，两侧孔此时作为排气孔。浆液灌注的初期试验最大灌注压力不应大于0.5MPa，同时在灌注过程中如两侧孔出浆，应进行封堵直至灌注压力达到允许的最大压力，或混凝土台柱顶部与基础环接合部位或混凝土其它部位出现冒浆或出现其它异常情况时应立即停止灌注，待查明原因并采取可靠的措施后方可继续灌注。10）在中间孔灌注结束后，应对其两侧的孔进行扫孔，再在该两孔外侧进行相应的钻孔和灌注。布孔、钻孔、灌注的相关要求和标准以前述一致，如此循环。11）灌注浆液达到凝固强度后，应进行相应的灌注结果质量检查。检查的内容包括钻孔取芯和有关的试验检测、物探检测等。基础环锈蚀、基础积水存在倒塔隐患基础环锈蚀，基础内外长期积水存在较大的倒塔隐患。（1）原因分析风机基础环被回填土覆盖，并伴有积水，存在基础环锈蚀现象。另一方面，在风载荷的作用下，基础环与混凝土接触界面出现拉裂和压溃而形成裂隙，雨水和灰浆从基础环与混凝土接触界面的裂隙中挤出和渗入，进一步加速基础的裂隙扩展。现场情况（2）防范措施清理基础回填土，将散水台漏出，挖排水沟，防止积水；处理基础环锈蚀部位；对于基础环与混凝土接触界面裂隙现象严重的风机应采取补救措施（如基础注浆）；在基础环和散水台之间做防水措施。轮毂（桨叶）脱落主轴缺陷导致轮毂脱落【典型案例一】某风电场机组运行时突然出现主轴断裂轮毂脱落。（1）原因分析从主轴断面发现，主轴本身存在原始缺陷。断面上半部分断口平整且有锈蚀，靠近轴心处砂眼现象较为严重，主轴本身锻造时存在一定质量缺陷。断面中间部分有应力交替变化现象，说明主轴在旋转中不断受到交替应力变化。断面下半部分有新断裂后形成的螺旋状扭断毛刺，是疲劳损失积累到一定程度，达到极限的结果。说明主轴此时已经不能承受整个叶轮重力及旋转的扭力，造成主轴瞬间断裂，叶轮脱落。所以，主轴存在原始缺陷是叶轮脱落的主要原因。主轴断裂位置主轴断面存在原始缺陷图（2）防范措施1）加强机组巡检，巡检过程要着重查看机组主轴、齿轮箱振动的情况，并对联轴器、弹性膜片的损坏变形情况进行检查。运行五年以上的风电机组可以考虑采用超声探伤或振动监测等手段检测主轴运行中存在的缺陷。2）加强机组运行数据分析，尤其是机组振动数据分析及塔筒振动幅度分析，对于机组运行安全性存在隐患的，建议业主检查后台数据振动值的完整性、桨叶转矩曲线的对称性、变桨电机及抱闸是否完好、主轴与齿轮箱的连接部位是否有裂纹及不规则的振动声音。轮毂异响存在隐患风险现场检查发现，个别风电机组运行中存在轮毂异响。经过综合分析，机组轮毂异响主要产生于主轴与轮毂法兰配合面。风轮转动过程中，配合面位置产生“咯哒咯哒”的声音。长时间异响运行存在轮毂连接螺栓损坏，轮毂掉落隐患风险。（1）原因分析轮毂与主轴连接表面处理不合理、表面锈蚀、螺栓安装施工不规范等问题综合导致两法兰面运行摩擦力不足。当风轮旋转时，主轴与轮毂配合面无法承受足够大的载荷。当风轮载荷较大时，因摩擦力不足将导致两法兰面局部出现相对滑移现象，滑动时易产此种异响问题。针对此问题，若机组遭遇极端载荷情况，将造成连接螺栓承受剪力，导致螺栓断裂，风轮掉落的事故隐患。（2）防范措施加强对机组异音的重视。目前部分机组在运行过程中轮毂存在异响。如不能确定异响来源，应加强检查分析，必要时联系厂家提供技术支持，避免隐患发现不及时引起轮毂脱落。如确认异响来源于主轴与轮毂连接面，可采取以下技术措施：1）将风轮下架，并使用专用工装将其进行支撑固定，并进行轮毂及主轴法兰面喷砂除锈、增摩处理。轮毂拆卸2）对轮毂法兰面进行喷砂处理。处理前对轮毂法兰面螺栓孔进行防护，防止砂尘进入螺栓孔，喷砂完成后法兰表面满足GB8923的要求，合格等级Sa21/2。螺纹孔防护3）轮毂法兰面底漆喷涂。喷砂处理完成后轮毂法兰表面涂增磨底漆，锌层厚度0.10-0.15mm，厚度差≤0.05mm。底漆喷涂前对螺栓孔进行防护，防止底漆喷入螺纹。法兰面喷漆4）主轴法兰面喷砂处理。对主轴法兰面进行喷砂处理，处理前对主轴法兰面螺栓孔进行防护，防止砂尘进入螺栓孔，喷砂完成后法兰表面满足GB8923的要求，合格等级Sa21/2。喷砂处理5）主轴法兰面底漆喷涂。喷砂处理完成后主轴法兰表面涂增磨底漆，锌层厚度0.10-0.15mm，厚度差≤0.05mm；底漆喷涂前对螺栓孔进行防护，防止底漆喷入。处理后的情况共性问题水冷系统高温变流器水冷系统易出现高温问题。主要原因是水冷系统冷却液流量不足，冷却液变质，变频柜门密封不严，滤网堵塞，温控阀损坏，冷却风扇损坏，保压气囊损坏。一般来说水冷却系统由水泵装置、压力罐、压力继电器、铜热电阻、温控阀、自动放气阀、充水阀、压力表、冷却板、连接胶管等组成。水泵工作后，冷却水经变频器、发电机、冷却板组成冷却水循环回路。泵入口处的3/2温控换向阀通过检测冷却介质的温度自动转换冷却介质工作流向，使冷却介质通过冷却板或不通过冷却板。水温低于25℃时冷却介质不通过冷却板，当水温高于25℃时温控换向阀的阀芯开始动作，一部分冷却介质通过冷却板，随着温度的逐渐升高阀芯的开口度也逐渐增大，通过冷却板的介质流量也逐渐增大；当水温达到30℃时冷却介质全部通过冷却板。水泵出口设有压力罐，预充氮气压力为1.5bar,作用相当于隔膜式蓄能器，正常情况下通过压力罐把液压能转化成弹性势能储存起来并维持泵出口压力的稳定，当系统瞬时需要大流量或泵出口压力出现波动时候，此时压力罐释放之前所储存的能量参与系统的调节。水泵组，整个系统的动力单元，由电机和水泵组成。水泵入口和出口都设有铜热电阻PT100，入口处用于检测发电机和变频器的回水温度，出口处用于检测水泵出口的冷却水温度。水泵出口设有压力继电器，当冷却水压力低于0.6bar时,压力继电器发出低压报警信号。水泵进口处设有温控阀TB25,该温控阀的功能是当水温低于25℃时,冷却水不经过冷却板循环回路，直接回到水泵；当水温高于25℃时,温控阀芯开始动作，开始导通冷却板循环回路，其中一部分水还是直接回水泵，另一部分水则进入冷却板进行循环；随着温度的升高，通过冷却板的流量逐渐增加，直至最后全部通过冷却板进行循环回路。水泵出口设有放气阀，当系统中存在气体时，放气阀会自动排空气体水泵出口还设有安全阀，当冷却水压力超过设定值3bar时,安全阀动作，用以维持系统压力的稳定。水泵出口设有充水球阀，系统正常工作时为常闭，当系统需加注冷却介质时把球阀打开，连接到外部动力单元往系统管路添加冷却介质。冷却系统工作介质：40％乙二醇，60％水，每2年检查一次冷却介质。压力罐:预充气体压力1.5bar,最高工作温度+70℃(若温度超过+70℃，会损坏压力罐的隔膜)。水冷系统原理图建议风电场根据水冷系统结构，检测水冷系统温控阀是否损坏；对压力罐补充气体或者更换损坏的压力罐；清理散热器，必要时可采取带电清洗技术；进行化学清洗。由于管道、冷却器、管接头等已腐蚀变薄穿孔，但由水垢堵塞着不漏水，如果清洗去除水垢，可能出现穿孔漏水的情况，所以要提前做好措施；检查电机及水泵情况，根据情况进行更换；如果执行以上措施后，不能解决水冷系统温高，可以考虑彻底更换冷却液。华锐风电机组齿轮箱油温高根据机组运行情况统计，随着运转时间的延长，陆续出现齿轮箱油温高、冷却风扇电机频繁损坏、风机限功率运行的问题。尤其在夏季，温度高且风速大的情况下，机组基本无法连续满负荷运行，部分风电场全部机组均存在不同程度的由于齿轮箱油温高导致的机组限功率运行情况。华锐机组表现尤为严重，其他机组问题与之类似。本部分以华锐机组为例，对齿轮箱油温高问题进行分析。1.齿轮箱油冷系统工作过程系统要求在每次开机工作前，必须先启动润滑与冷却系统，待各润滑点充分得到润滑后再启动齿轮箱工作。齿轮箱工作时要求内部的齿轮油温度不得低于-15°C。当温度低于-15°C时，先通过齿轮箱中的电加热系统，将齿轮油加热到-15°C以上才能启动机组。由于刚开机时齿轮油温度较低，所以齿轮油的粘度大，造成系统内压力升高。如果此时系统内压力高于10bar，齿轮油则通过单向阀直接流回齿轮箱，加速齿轮油的循环，使油温迅速升高，降低系统的压力，此时回路如图所示。（红色线代表回路）自循环加热随着齿轮油的循环，齿轮油温度不断升高，管路中的压力逐渐降低。当压力在3bar—10bar范围时。10bar安全溢流阀自动关闭，3bar安全阀自动打开。齿轮油经过粗过滤器（50μm）流回齿轮箱构成回路，如图所示（红色线代表回路）。自循环加热当齿轮油温度在-15°C—+45°C时，油泵装置要求保证40[l/min]油流量（也就是低速启动，此时油泵电机绕组三角形接法），用于齿轮箱润滑。此时齿轮油不经过空气换热器。其回路如图所示（图中红色线代表回路）：冷却风扇未启动当齿轮油温度进一步升高后，管路中的压力降低到3bar以下。从而使3bar安全阀自动关闭，齿轮油经过两级过滤器后流回齿轮箱构成回路。如果此时的油温在45°C—55°C范围内，冷却齿轮箱所需油量为80[l/min]（此时高速启动，油泵电机绕组为星形接法）。齿轮油温度在45°C时温控阀逐渐打开冷却散热回路，齿轮油温度在55°C时温控阀打开全部冷却散热回路并关闭旁路来对齿轮油进行冷却，即齿轮油先经过两级过滤器过滤后，再流经热交换器冷却，最后流回齿轮箱构成回路。如图所示（红色线代表回路）。冷却风扇启动2.齿轮箱油温高原因分析SL1500/82机组整机是按照运行温度-30℃—+45℃设计，但到夏季，机舱温度比较高，达到55℃左右，而齿轮箱散热器允许的最大进气温度不超过45℃，因齿轮箱散热器进气温度超过设计值，导致齿轮箱散热器散热性能下降，齿轮箱油温升高超过设定值，造成限功率运行、故障停机。再加上机组长期运行，齿轮箱散热器翅片容易遭受于灰尘、油污、柳絮等杂物堵塞，造成散热器散热性能进一步折减，由于翅片堵塞导致散热器风阻增大，造成排风量不足，使整个机舱内持续高温无法及时散去。这是导致机组过温限功率、过温故障停机的一个重要原因，另外机舱内的变桨电池、发电机轴承、变流柜、也都超过周围的允许环境温度，大大降低了设备的可靠性，也是引发各种高温故障的主要原因。1）齿轮箱机械效率低华锐l.5MW风机齿轮箱采用的是HYDAC的润滑冷却系统，正常情况下齿轮箱的机械效率大于97%，散热器能够满足齿轮箱的正常运行。但是随着齿轮箱运行年限的增加，由于齿轮箱中齿轮的磨损，其机械效率也会下降，导致运行过程中发热严重。冷却系统不能满足其散热功率的要求。2）机舱内发热元件多华锐l.5MW机组变流器设置在机舱内部，与外部环境无法进行足够的空气交换，产生的热量都积存在机舱内部，导致机舱内部环境温度高达45℃，严重影响散热器的换热效率。3）HYDAC散热器的换热容量偏小HYDAC润滑系统的散热器总成设计参考的环境温度一般是35℃，极限温度不超过40℃，由于机舱环境温度已经达到45℃，满足不了齿轮箱的散热要求。4）换热器结构设计不合理，不适应国内环境齿轮箱配套采用贺德克的锯齿形翅片冷却器，这种冷却器的优点是换热效率高，体积小，重量大约为52Kg左右。缺点是外翅片结构密集，抗污染能力很差，风侧流道污染后无法清理干净，每次清理后效果不明显，而且会很快再次污染。散热翅片结构从上图可以看出这种压破式的锯齿形翅片将一个2mm的流道分割成两个1mm的流道，很容易被植物纤维和油污的混合物阻塞，而且阻塞后内部无法清理。污染物的汇集最终堵塞流道，空气的流量逐渐减小，冷却器工作功率一直在减小的过程中，最终无法满足齿轮箱冷却的需要。冷却器污染的情况见下图：污染的散热翅片3.建议措施针对齿轮箱油温高的问题，原齿轮箱润滑系统采用温控阀控制，利用温包在不同油温下探杆伸出长度不同来控制温控阀的开度，从而控制润滑油的流向。即当齿轮箱油温＜45℃时，大部分润滑油直接进入分油器，少部分润滑油进入风冷却器；当齿轮箱油温≥55℃时，所有润滑油全部经过风冷却器后再进入分油器上述原理为温度控制，由于温控阀容易损坏，且损坏后不易发现。会导致齿轮箱油冷散热不好，齿轮箱油温升高。目前市面已有的改造方式是则彻底取消温度阀，将温度控制改为压力控制，用精密压力控制阀组来控制润滑油的流向，其理论依据为不同温度下，润滑油通过不同支路产生的压降不同。根据某风电场已经实施的改造方案看，目前未出现高温问题。改造后润滑系统原理如下：润滑系统原理图利用精密压力控制阀组来代替原温控阀组，利用锥密封单向阀代替温控阀。原润滑系统其余部分不做变更。该精密压力控制阀组由两个开启压力不同的单向阀组成。单向阀采用精密压力控制，锥密封结构，具有可靠性高、泄漏量小的优点。其中单向阀9起安全保护作用，单向阀10起分流作用。改造后的润滑系统工作过程主要分为如下三个部分：低温阶段（油温≤25℃）：润滑系统低速启动，由于润滑油粘度高，压力损失大，此时齿轮泵出口压力会超过安全阀5开启压力，润滑油从该处溢流。但由于润滑油粘度高以及流体流动原理，润滑油不会从安全阀5全部溢流，依然存在部分润滑油进入过滤器8。此时风冷却器12压降非常大，会超过单向阀10的开启压力，润滑油会走单向阀10支路；而单向阀10、胶管20、分油器14压降之和会超过单向阀9开启压力，故单向阀9开启，而分油器14压降随着流量减小而减小，因此单向阀10、胶管20、分油器14压降之和会逐渐减小，直至润滑油通过单向阀9和单向阀10支路压降相同，达到平衡状态。即部分润滑油通过安全阀5溢流，部分润滑油通过单向阀9回到齿轮箱，一小部分润滑油通过单向阀10进入齿轮箱对轴承等关键件进行喷油润滑。此时既能保证低温时润滑系统对轴承等关键件喷油润滑；又能通过两路单向阀的保护，避免风冷却器12由于入口处压力过大，出现渗漏油现象。中温阶段（25＜油温≤55℃）：该阶段一般齿轮泵出口压力会与安全阀5开启压力相近，少部分润滑油通过安全阀5溢流，大部分润滑油通过过滤器后进行分配。此时风冷却器12压降会与单向阀10开启压力相近，都会有润滑油流过；同时单向阀9也处于开启状态。与上一过程相比，此时部分润滑油通过单向阀9流回齿轮箱，部分润滑油通过风冷却器11进入齿轮箱，部分润滑油通过单向阀10进入齿轮箱。并且随着温度升高，通过风冷却器11的润滑油会越来越多。高温阶段（油温＞55℃）：该阶段润滑系统高速运行，风冷却器开启。此时齿轮泵出口压力小于安全阀5的开启压力，安全阀5关闭；风冷却器12压降远小于单向阀10开启压力，单向阀10关闭；分油器压降为3bar左右，风冷却器和分油器压降之和也不会超过单向阀9开启压力，单向阀9关闭。所有润滑油全部通过风冷却器12冷却后进入齿轮箱润滑，解决了温控阀控制时高温不能完全封闭问题。将温控阀取消，改为精密压力控制阀组后，润滑系统高低温均能实现正常工作过程，即高温时所有润滑油全部通过风冷却器冷却，有效降低润滑油温度，提高散热能力。低温时绝大多数润滑油通过两路单向阀溢流回齿轮箱，避免风冷却器入口压力过大；少部分润滑油进入分油器，对齿轮箱内轴承等关键件喷油润滑。因此利用精密压力控制阀组代替温控阀组后，不仅能彻底解决温控阀易失效问题，同时能够改善润滑系统散热能力，一定程度上解决齿轮箱油温高问题。风冷却器的散热能力由内外翅片结构、散热片尺寸、风量、吸风温度等决定，而散热片尺寸已定无法进行更改，故需要在翅片结构和风量上进行优化设计。针对翅片结构：原有风冷却器的外翅片为锯齿式，空气需要经过多重交叉才能透过散热片，而本次技改将翅片为波纹式，使得进入翅片的流体流动方向不断变化，气流产生扰动，从而加剧了湍流，提高了换热效率。同时，因齿距（孔隙）比较大有效防止柳絮杂物堵塞，一定程度上改善了散热片使用一段时间后的堵塞问题。本次外翅片结构的更改不对散热片尺寸进行任何变化，只改翅片结构，保证更改后的散热片与原散热片尺寸可互相替换。原翅片结构新型翅片结构针对风量：风量由静压和电机功率等决定的，对外翅片结构的更改已减小了散热片的静压，相当于提高了风量。另外在电机功率不变的情况下，对叶片重新选型，即保证叶片所需的轴功率不超过电机功率，同时保证叶片安装尺寸不发生任何变化。选型后的叶片角度增大了10°，风量有8000m3/h提高到10000m3/h。风量的提高除了能提高风冷却器的散热能力外，还改善了机舱通风，加速机舱内空气循环，降低机舱内空气温度，对齿轮箱、发电机、变频器等的散热都有好处。通过对外翅片结构更改、叶片重新选型，对风冷却器进行了优化设计。优化设计后经理论计算和试验验证，风冷却器的散热量由43kW提高到47kW，相当于散热能力提高了9%。将原来扇叶更换，更换成叶片角度增大了10°的扇叶，提高吸风量。改造之后照片在散热器下侧加装14×0.6mm金刚网卡扣式滤网，方便拆卸，防止柳絮等杂物堵塞散热器。将散热器风包更换，更换成抗老化性能强材质的风包，解决散热器风包老化、开裂，影响吸风量问题。发电机轴承温度异常升高长期以来，华创风机中科盛创发电机非驱动端轴承存在高温问题，给风电场带来很大困扰。经过专家组现场实地勘察、研究，发现轴承高温的主要原因是发电机排碳风道与发电机定子冷却风道共用，热空气在发电机集电环室不能及时排出造成的。建议对发电机排碳方式进行改造，使集电环室内风道通畅，避免出现热岛效应导致发电机轴承长期处于高热环境下运行。示意图风机传动链后窜目前的风电机组主轴有三种形式，一是单轴承承托，二是双轴承承托，三是内置在齿轮箱内，而单轴承承托的主轴或者说传动链较为容易发生后窜，主要原因是大部分主轴承为双列调心滚子轴承，叶轮产生的轴向力使主轴承长期在偏载状态下运行而逐渐失去推力作用，导致传动链整体后窜，情况严重者，齿轮箱扭力臂已经与弹性支撑底座（发电机侧）贴合，在这种工况下，主轴承已经失去推力作用，而由齿轮箱的低速轴承受叶轮的轴向力。主要风险有主轴、轮毂连接螺栓与主机架摩擦、主轴承高温起火、主轴承跑内（外）圈、齿轮箱因轴向力损坏、联轴器受轴向力损坏、发电机轴承损坏等。轴承测试及轴承结构建议风电场根据确定损坏程度，测量齿轮箱扭力臂与弹性支撑底座的距离或测量主轴、轮毂连接螺栓与主机架的距离，并建立台账，并结合主轴承油脂化验、振动监测、温度监测等手段综合评估主轴承健康状况。加强对主轴承的温度对比分析，如主轴承温度长期运行在高温状态下，应打开轴承端盖，检查轴承润滑和齿面磨损情况。并缩短对该轴承的润滑周期，防止主轴承磨损持续增加。齿轮间隙超标理论上讲，齿轮的啮合间隙并不会影响啮合精度。但是间隙太大的话，势必会造成齿轮啮合面积偏小从而影响强度。特别是对于需要实现正反转的偏航和变桨齿轮传动系统，在变速时会有很大的冲击，容易造成齿面的磨损、胶合、糊齿、断齿等情况。上面的结论首先是建立在啮合间隙大是由于加工或者设计问题的基础上。如果零件设计和加工都没有问题，而啮合间隙大则是因为较大的中心距误差，这样的话，齿轮的啮合就不是一个正常的状态，磨损加剧、重合度系数降低、运动传递精度下降等都会出现。另一方面，因减速器齿轮是单支撑悬臂结构，减速器齿轮与齿圈的齿隙过小，会造成减速器齿轮承受较大的径向力，减速器齿轮和齿圈的啮合面积会沿着支撑位置向外而逐渐减少，就会造成齿轮和齿圈偏磨的情况。风电场应定期测量减速器齿轮与齿圈的齿隙是否符合厂家手册要求。在更换减速器后，需调整齿隙。另外，对于已有磨损、胶合、糊齿等情况，应加强定期巡检，观察劣化情况。齿圈磨损情况变桨蓄电池超标使用变桨系统是风力发电机组的主刹车系统，风力发电机组紧急情况下能否实现安全停机，很大程度上取决于变桨蓄电池的运行状态。变桨蓄电池长期工作在恶劣工况下，易出现失效或充电不足等问题，无法为变桨电机提供正常工作电源，导致风机紧急收桨失败，造成机组飞车、倒塔。目前，部分风电场受生产费用限制，变桨蓄电池超期服役，且未进行蓄电池内阻检测，不能确定蓄电池工作状态，存在较大的飞车风险。下图为某风电机组蓄电池内阻检测结果，大部分蓄电池性能较差。内阻测试结果集团[2018]13号规定：风电场应每年对蓄电池组单体电池内阻和端电压进行测试，标准工况下，建议对内阻超过额定值的100%、单体蓄电池端电压低于额定90%或整组容量低于70%的蓄电池，宜进行整组更换。同时要求在风电场紧急变桨测试过程中应记录蓄电池（超级电容）端电压、顺桨时间、顺桨速率，以评判蓄电池（超级电容）的剩余容量是否满足要求。风电场应对机组进行如下检查：=1\*GB3①检查电池柜内环境，确保柜内无水、油污和灰尘等，若存在异物需使用软布清理干净并风干水分残留。=2\*GB3②检查柜内电池组所有机械安装部件，确保所有连接牢靠。=3\*GB3③检查电池外观，若电池存在鼓胀、龟裂、变形、漏液、连接端子腐蚀或生锈等情况，建议更换整组电池。=4\*GB3④检查电池相关回路及变桨系统其它各电压回路，确保连接正常无短路现象。=5\*GB3⑤采用内阻测试仪对电池进行测试（环境温度：25℃），如果在使用一段时间后，在相同条件下测试，内阻值大于标准内阻值，表示该电池性能下降，建议更换电池。定期开展紧急收桨测试。通过紧急停机的方式测试电池的状况，但紧急停机测试之前要确认电池组是在充满电的状态下，如果电池组未充满电会影响测试结果。紧急收桨测试可在风速适合且偏离主风向90度的前提下，将3个桨叶同时处于0度位置，按急停按钮，查看是否3个桨叶同时顺回到90度位置。如果出现顺桨速度不一致或者顺桨操作完成不了的情况，则需对变桨系统进行检查，必要时更换蓄电池。记录紧急收桨时间和收桨速度，评判蓄电池容量是否满足要求。也可以将风电机组叶轮锁定，进入轮毂内部，采用230V电源将一支叶片开至0度位置，采用蓄电池收桨，记录收桨速度和收桨前后电压变化，判断蓄电池是否工作情况。偏航电机和减速机频繁损坏风电机组偏航系统按照旋转方式分为两类，一类是滚动偏航系统，机舱通过轴承与塔筒连接，偏航时通过驱动系统带动轴承旋转，由刹车系统配合保持系统稳定。一类是滑动偏航系统，滑动偏航系统没有轴承，机舱通过三个方向的摩擦片与固定在塔筒上的偏航摩擦盘相连，滑动式的偏航系统是阻尼式偏航系统，为使在偏航过程中机组保持稳定，不发生振动情况，系统必须有一定的摩擦阻尼。不同于滚动偏航系统，滑动偏航系统偏航时驱动力矩必须克服掉摩擦阻尼，保持风机偏航稳定。滑动式偏航系统偏航停止时，机舱依靠偏航摩擦片的摩擦阻力和偏航电机尾部的电磁刹车装置保持对风状态，电磁刹车装置电源与电机电枢电源为同一路电源，通过整流桥整流后给电磁刹车供电，供电回路如图所示。偏航电机及电磁刹车供电回路滑动式偏航系统在早期风电机组中得到了大量应用，如歌美飒、苏司兰、维斯塔斯风机等。在实际应用中，风电场运维人员发现，在冬季时，偏航电机、电磁刹车及偏航减速器内部齿轮副大量损坏，故障率为夏季的数倍之高，严重时会使齿轮啮合出现偏差，损坏偏航齿圈。一方面给风电场增加了大量检修工作量和维护成本，另一方面发电量损失直接导致经济效益的损失。偏航电机损及附属器件坏情况如下图所示：偏航电机烧损图片减速器齿轮损坏图片从照片可以看出，偏航电机绕组有烧毁迹象，电磁刹车摩擦片划痕严重，偏航减速器行星齿轮副间隙过大，齿面受损等，损坏程度非常严重。现场运维人员对偏航系统部分参数进行了部分调整，但由于缺少测量数据的前后对比，从偏航电机损坏率看，实际效果并不明显，仍然是在冬季故障率大大高于夏季。从偏航电机驱动回路来看,早期机组偏航系统控制电路比较简单，均为电网电压通过接触器直接加在偏航电机定子绕组上，没有软启动器或变频器启动,同时又要克服较大的偏航阻尼，因此启动时冲击电流较大。另外，偏航电机尾部电磁刹车与电机共用一路电源，通过整流后到达电磁刹车线圈，电磁刹车克服弹簧阻力将刹车打开，在这个暂态过程中存在滞后情况，也会给电机启动带来额外负载，造成冲击电流增大。分析随着温度的减低（冬天气温较低），系统有可能存在摩擦力矩增加的情况，导致偏航电机驱动力矩增加，引起电动机过载，然而偏航系统的偏航次数较为频繁，平均每年高达四万次，长时间高频次的启动冲击和过载运行使电机加速损坏。根据采集到的数据，重点分析偏航电机启动停止的功率冲击情况、电机功率平衡性、不同温度条件下偏航电机的功率情况和偏航电机的功率时间关系，具体波形如下。偏航电机启动停止典型波形从波形上可以看出偏航电机在启动瞬间，总功率峰值约为47kW，冲击时长约为0.5s，进入稳态之后，功率约为6-9kW，直至停止偏航，稳态功率在电机额定功率范围内运行，但是偏航电机启动时产生了较大的冲击电流。加之每年高达四万次的偏航，因此电机承受高频次的启动冲击是电机加速损坏的原因之一。三台电机功率数据情况分布如下图所示。偏航电机功率分布从三台电机功率数据看，稳态情况下功率均分性较好，三台电机功率偏差较小，启动暂态时，瞬时功率达到额定功率的6倍左右，再次印证了启动功率冲击电机的事实，其中某一台电机功率偏小的情况，推测和控制电机的接触器动作时间偏差有关，属于正常情况范围。偏航电机功率随温度变化情况，具体数据可在下图中看到。偏航功率-温度散点图“功率温度曲线”以散点形式展示了不同温度下电机瞬时功率分布。如图所示，温度在-4℃度附近时电机总功率主要集中在7-15kW之间，稳态功率约为8kW，启动时功率冲击最大可达54kW。三台电机额定总功率为9kW，在低温环境下，稳态功率最高达15kW，过载高达167%，远高于理论水平，经数据分析，电机过载运行时长占比达到了37%以上。在0℃附近时电机总功率主要集中在6-10kW之间，稳态功率约为7kW，启动时功率最大冲击约为49kW。在5℃以上时电机总功率主要集中在5-9kW之间，稳态功率约为6kW，启动时功率最大冲击约为50kW。由此可以看到，温度变化对电机运行功率影响很大，存在低温过载的情况出现，过载比例和过载时长占比都很高，因此，低温环境下电机过载运行也是导致冬季损耗率激增的有重要原因之一。偏航功率随时长的变化情况如图所示。偏航功率-时间变化图从上图可以看出，偏航功率在5-8kW之间，稳态功率约为6.5kW，属正常运行范围，因此偏航时间对偏航功率的影响可以忽略不计。根据以上特征量对偏航功率影响的分析来看，在低温情况下，电机功率过载情况严重，以及启动暂态过载倍率过高等情况是导致冬季时偏航系统损坏的主要因素，急需采取有效防治措施，防止电机及减速器损坏的情况发生。风电场在冬季时对偏航阻尼力矩进行调整，在保证机舱不摆动的前提下，适当减小螺栓力矩，防止减速机过载，减少设备损坏频次。永济发电机频繁损坏永济YJ89/93型双馈发电机原始设计中存在转子绕组线圈两端端部无支架支撑，线圈端部无纬带绑扎，后端部内部无固定、转子极间联线制作R弧不规范、电机两端轴承密封不良、装配时造成轴承损坏等设计缺陷。这些设计缺陷将导致发电机运行振动、转子绕组断相、转子匝间或对地耐压击穿、轴承烧损，从而大大缩短了发电机使用寿命。情况说明1.存在问题1）转子极间联线制作R弧不规范，受风电机组运行工况影响（始终处于摆动状态），容易造成极间联线R弧处应力集中，耐压材料受到破坏绝缘击穿，进而导致事故扩大，发电机故障下架。2）电机安装为绝缘轴承，装配和运行过程中，轴承绝缘性能极易下降，如果不能够及时发现，轴承失效引起振动将导致发电机绝缘击穿。3）电机两端轴承密封不良，长期运行端盖两侧会溢出大量的润滑脂，尤其润滑脂渗漏到电机内部可能引发短路、着火等次生故障。4）转子绕组线圈两端端部无支架支撑，线圈端部无纬带绑扎，后端部内部无固定，电机在高速运行过程中产生振动，加速绝缘老化。5）现有发电机驱动端无接地系统，轴电流不能有效释放，影响绝缘轴承使用寿命。6）转子引出线在转轴内部，散热条件不良，运行过程中老化较快。2.建议措施：1）改进端盖，降低电机轴承损坏频率由于原电机为绝缘轴承结构，所以在端盖的制作上比较简单，下图为原电机的端盖，可以看出原端盖由一块整体钢板焊接而成，如果轴承绝缘损坏，容易造成轴承电蚀，进而造成轴承损坏。轴承端盖改进端盖，将原端盖轴承位车大只保留端盖本体，增加轴承座，并且在轴承座上增加了3mm绝缘层。结构示意图如下图所示：带绝缘层的轴承座\加工后的绝缘端盖\放大后的绝缘端盖局部2）轴承油槽的改进，降低轴承油路不通和电机漏油问题由于转子由逆变器供电，尽管原永济电机两端均采用的绝缘轴承，谐波电压造成的轴承电蚀烧损故障仍然很多，由于该电机在初期生产过程中质量管控不到位，内轴承盖进油槽与端盖加油孔对不正和太浅，外轴承盖存在铸造缺陷造成出油孔浅等，直接影响了轴承的润滑。电机原设计结构如下：驱动端轴承装置\N驱动端轴承装置润滑脂从轴承外盖加入，经过端盖进油孔、轴承内盖油槽，进入轴承