风力发电机组发电机爆燃故障分析

风力发电机组发电机爆燃故障分析

廖伟高

(广东粤电湛江风力发电有限公司,广东湛江524000)

摘要:针对某风电场风力发电机组发电机发生的爆燃故障,结合现场实际检查情况、维护记录、后台数据查验等,对故障原因进行了全面分析,并提出了相应的处理办法及改进措施,以有效降低该故障的发生概率。

关键词:风力发电机组:

1设备概述

某风电场风力发电机组的发电机为带滑环转子的三相异步发电机,额定功率1550kw,标称电压690×(1±10%)V,标称转速1750r/min。发电机采用空-空方式冷却的冷却系统,发电机轴承通过圆形端罩支撑安装在机座正中。油脂排出口位于两个轴承端盖处。主轴轴承端盖朝外一面采用迷宫式密封。轴承运行时报警温度为90℃,停机温度为95℃。

2故障经过

某日18:04,监盘人员发现发电机后轴承温度每秒平均值大于95℃报警,机组自动停机。19:20,运维人员到达现场检查发现,发电机冷却器完全脱落,严重变形,已经与发电机下端主体分离,机舱罩顶部有明显的撞击痕迹,说明发电机冷却器室被爆炸的巨大冲击力掀起,机舱罩天窗被冲击损坏,机舱内灯具脱落,发电机外壳、风扇电机等碎片散落,如图1所示。

3数据分析及维护记录检查

3.1后台数据检查及分析

(1)从后台查阅历史记录发现,系统出现发电机轴承温度高的故障报警后,风机出现保护性的动作停机,发电机转速由1070r/min下降至770r/min,机舱Y向振动数值由0.04g攀升至0.32g,且发电机非驱动端轴承温度在机组故障停机后一直处于上升趋势,温升最高点达到204℃,说明发电机转速下降至770r/min时,发电机发生了剧烈的异常振动,判断此时为发电机发生闪爆的瞬间。

(2)查阅故障报警记录发现,风机在18:04:04脱网,机组报发电机NDE端轴承温度每秒平均值大于95℃,故障停机。18:04:15,触发风机安全链故障后,其他故障代码显现。

3.2风机维护记录检查情况

对关联发电机的维护及定检工作进行了检查确认,主要对发电机对中定检、发电机轴承油脂加注记录、发电机滑环清洗记录等进行检查核对,未发现发电现异常情况。

4故障原因分析

4.1发电机闪爆故障原因分析

现场检查发电机发现,后端盖及内挡油盖有大量油脂蒸汽燃烧后生成的水和未燃尽的黑色黏稠油脂状有机物,发电机滑环室有过热现象,如图2所示。

该台发电机轴承所使用的油脂为克鲁勃润滑脂,型号为:克鲁勃BEM41-132,油脂闪点约为210C,沸点约为320C。温度大于沸点时,高温能使润滑油脂汽化,此时如果在密闭环境下遇到高温,汽化的油脂蒸汽可被引燃爆炸。一般轴承抱死时,发电机轴承温度远超润滑油脂的沸点和闪点温度,此时润滑油脂受热急剧汽化,瞬间爆燃。该发电机的转子室设计为密闭式。发电机结构分为上部分的冷却器和下部分的发电机本体。为了避免灰尘,上部分的冷却器与下部分的发电机本体互不相通,使下部分的发电机本体形成一个密闭空间。4.2发电机轴承故障原因分析

(1)发电机爆燃的源头为发电机NDE端轴承磨损后,导致发电机轴承内的甩油盘与外轴承端盖发生摩擦,使得甩油盘和电机轴之间转动,甩油盘和轴承内圈产生转动,甩油盘材料磨损融化,摩擦的高温引起润滑脂液化并经摩擦流向发电机内部,这一过程中的润滑脂受高温影响而发生汽化,随着这一过程的持续,润滑脂高温汽化产生的爆炸性气体浓度达到爆炸极限,并因轴承内盖与轴承摩擦产生的高温点燃而发生爆炸。(2)通常情况下,轴承内部的磨损很少,当外界颗粒进入轴承或润滑不足时,便会导致磨损的发生。如果机组处于停机状态,经过一段时间的振动也会导致轴承磨损,因为在发电机静止时,轴承内部相互接触的部件之间没有润滑剂形成油膜,进而产生滚动体和滚道之间的金属直接接触,比如偏航时的振动,这个振动就会使滚动体相对滚道发生非常微小的位移,出现微动磨损。发电机轴承通常是开放式的深沟球轴承,由外界的迷宫式密封保护轴承,即便如此,仍然存在污染物进入轴承的风险,由于安装和更换轴承座操作不当引起颗粒污染等,这些污染颗粒经过滚动体的滚压就会在轴承滚道上造成轴承疲劳运转。(3)轴承稳定运行达到使用寿命的一个重要条件就是有足够的润滑(该机组发电机已正常运行10年),润滑脂的作用就是形成保护性油膜,分隔滚动接触表面,防止金属与金属直接接触。发电机组受安装环境的影响,有时难以准确预知特定工作环境(例如温度)下的参数,不足量的润滑也会导致金属表面磨损,从而减少轴承的使用寿命。

4.3分析小结

(1)根据维护记录显示,该机组在2018年10月8日完成发电机油脂加注定检,同时故障现场废旧的轴承润滑油脂较多,因此基本可以排除因缺油造成的轴承失效。(2)根据后期32台风机发电机专项检查发现,轴承润滑油脂排油正常,未发现结块及排油不畅等现象。轴承加注油脂过多后会有一个逐渐温升的过程,因此基本可以排除油量过多造成轴承失效。(3)根据定检记录显示,该机组在5月份完成发电机对中及力矩定检工作,对中等各项数据正常。本次损坏的为发电机自由端轴承,而一般情况下如果因对中不良造成轴承失效,首先会体现在驱动端轴承,因此该原因可以排除。(4)拆解检查发现轴承损坏已较为严重,加上缺少在线监测数据分析,很难确定该轴承故障的初始原因。从目前已知条件来分析,发电机轴承很可能是因为金属疲劳或突然的冲击载荷,造成钢制保持架或滚子脱落、断裂等,使轴承润滑急速失效,此时发电机轴仍在高速旋转,轴承内外圈之间、轴承内圈与发电机轴之间摩擦生热,轴承剧烈发热。高温导致润滑油油脂汽化,在密闭空间内汽化油脂的浓度不断升高,最终造成发电机爆燃故障。

5后期改进及预防措施

(1)对风电场其他32台风机发电机开展专项检查工作。

(2)降低轴承温度的报警限值,加强监控,提前预判。

(3)提高轴承系统质量,制定轴承运行的设备寿命管理规范,定期更换或检测维护保养轴承,防止轴承卡涩。

(4)增加发电机前轴轴承温差报警停机判断条件:1)传感器温度低于-50C或者高于200C不做判断:2)计算温度采用主控读取的实时值:3)前后轴承温差超过25C持续20s,或者前后轴承温差超过30C持续3s即报警停机。

(5)发电机轴承的磨损失效和润滑失效是主要失效方式,因此,当机组由于偏航等其他外部原因产生振动时要及时处理,避免发电机轴承的磨损失效,并且在日常维护时要注意轴承润滑油脂的型号,及时加油并保持油脂的使用环境等,从而延长轴承的使用寿命。

(6)严格控制轴承内部的油脂量,较为准确地控制发电机前轴承的注油量。

6结语

风力发电机组随着运行时间的延长,会不断出现新的故障与问题,发电机爆燃故障在行业内较为少见,但造成的经济损失较大,故障恢复周期较长。本文通过对该类型故障进行分析,提供了有效的改进措施,可有效降低该故障的发生概率。