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引 言

根据国家能源局网上资料显示，2020年我国风力发电机组累计装机容量达到2.81亿千瓦，其规模排世界第一，庞大的装机数量，也预示着我国风电有着广大的后服务市场。同时随着风力发电机组运行年限的增加，其风机电能产出会随着运营时间的增长而下降。国外研究人员研究发现，运行10年的风力发电机组每年平均产出下降幅度高达3.6%。引起风电机组产能下滑的原因除了随设备老化自身损耗也随之增加外，也与机组故障停机增多、故障处理时间过长等因素有关系，同时也受维护成本及效益权衡影响。

减少和消除老旧风力发电机组出现的效能输出下降问题，已被国内诸多风电企业提上议事日程，各风电企业根据自身需求也相继采取了一些改进措施，取得了比较好的效果。

部分风电企业受资金、指标等方面限制，无法一次性对现有风机所存在的问题进行全面整改，只能采取分步、分项、分期的方式对需要整改、治理、优化的问题进行消错提升。正因如此，对风场及相关技术人员提出了较高求，如何在有限条件里实现效益最大，如何在众多矛盾中区分主要矛盾和次要矛盾，并将解决主要矛盾放在首位使其达到最佳效果，是摆在风电人面前的课题。

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现状

为了改善老旧风机的运行状况，减少故障发生率提高运行效能，各风电企业对各自风场存在问题的风机都有较好的了解分析，并利用技改立项对存在问题进行整改，大多数问题通过整改取得较好的效果。但也有一些问题在整改后，随着风机运行，又开始冒头、反复。

本文介绍的两个实际改进案例，已通过时间验证，具有一定代表性，希望为处理老旧风机问题提供一点参考。

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案例分析

2.1案例一

华北西部风场，一期项目安装有33台1.5MW机组，已投运十余年，随着风机使用时间的推移，风场风电机组故障也逐年增加，因风机故障停机停机带来的电量损失逐年增多。通过2017年至2018年的风机故障统计数据，并结合电厂处理风机故障的情况，排除外部因素引发报警，可以看出该风场变桨类故障占到总故障的64%（图一），而变桨通讯故障多达700余台次（图二）。

图一 报警数据比例图

图片图二 变桨报警数据图表

为解决风机变桨通讯故障，电厂先后对开展增加通讯冗余线、批量性更换通讯滑环等技改行动，但风机运行一段时间后，变桨类故障又开始出现，且随着时间推移变桨类故障从偶发变为多发。

为彻底解决这个问题，风电厂于2017年与专业厂家合作，对现场风机进行了以变桨系统为核心的专项检查测试，检查测试内容除了常规的变桨系统机械电气、软硬件检查，以及变桨各系统功能性测试外，重点对变桨系统的通讯进行了检查测试。通过对变桨驱动器到变桨控制器之间的通讯传输情况的实时监控及数据分析，发现变桨驱动器与变桨控制器的通讯传输基本正常。在对变桨控制器至风机主控制器之间的通讯实时数据分析时，发现存在数据丢包率达到风机保护设定值的情况。

风机控制系统中的数据传输一般是以发送和接受数据包的形式进行传输，理想状态是发送多少数据就接收多少数据，但受信号衰减、干扰及系统工作不正常等原因影响，现实中很难实现理想状态，也就是发送的数据与接受数据比例不会完全一致，但只要数据包的发送和接收率不低于系统的设定的保护范围，风机控制系统就不会触发相关报警，这个保护值是按相关标准，经过主机厂家测算并结合实际经验而确定。

检查中，通过热成像仪检测发现，被检查风机的变桨控制器壳体温度有67.3℃（见图三），这还仅是壳体温度，芯片温度可能更高，这还是在风机手动停机2小时左右测量的温度值。

图三 热成像仪测量温度

众所周知，半导体元器件特性会因温度的变化而发生改变，而特性的改变将会影响电子器件的工作稳定性，当电子器件处于不稳工作时，部分电路就会无法满足芯片时序要求，产生错误输出的结果，这就导致运算电路出错，大家常见的开不了机/死机等情况就是这个原因。

这一点从变桨控制柜内后增加的“变桨控制器心跳监测、轮毂转速监测”等器件就可看出一二，这是为避免出现类似控制器死机等情况，防止因无法收桨引起轮毂超速危险进行的改进。同时发现该变桨系统控制柜体无散热通风孔，无排风电扇。长时间工作在高温环境也将影响电子器件的寿命。

完成相关检测后，检测单位根据检测情况给出处理建议：

在变桨控制柜上增加通风散热装置，即：在柜内加装风扇对变桨控制器主体进行降温；在柜体上开通风口两处，一处为进风口一处为出风口，在进风口处加装防尘棉及金属防护网，在出风口加装排风扇及防尘防护纱网。风扇的启停不通过变桨控制器进行控制，而是依靠加装的温度继电器直接控制，配置功率匹配的开关电源，为通风系统采用独立电源供电。这样可以避免对变桨控制系统外部线路的改动及控制逻辑的调整，因为每增加一项逻辑需求，其故障隐患就会增加。

从信号源头入手，在有条件时可以对现有的485通讯系统进行升级换代。

随后对风场对最严重的的5台风机的变桨控制柜进行了通风实验性改造，通过改造后的跟踪测量，变桨控制器温度被基本处在40℃至50℃，降温散热效果明显。经过10个多月的运行，改造过的风机报“变桨通讯故障”报警情况近乎消失。而且还出现一个有意思的情况，即变桨驱动器故障发生次数也大大减少。2019年该风场对全场风机的变桨控制柜进行了通风改造，并取得了非常好的运行效果。据了解通风改造所用费用，远低于风场前期进行的更换通讯滑环的改造费用。

2.2 案例二

西南某风场风机属国内投运较早的风机，风场一二期装有66台双馈机组。

随着投运时间的延长，逐渐出现发电机轴承损坏情况，2015年公司曾对存在这类问题的风机发电机轴承进行批量更换。

2017年风场委托国内风电专业公司，对风机发电机轴承问题进行专项检查。

根据电厂相关资料显示，该风场风机因发电机轴承温度高故障造成的停机时间，远高于其他各类报警故障造成的停机时间（图四）。

图四 风机故障停机时间占比图

检测从更换过发电机轴承的风机中开始，先选取发电机轴承温度较高的风机进行检查，检查发现发电机轴承温度上限报警值为120℃（厂家参数表报警值为110℃）。

检查发电机轴承润滑管路通畅；发电机润滑油泵完好工作正常；且各输油管末端输出油量符合厂家技术要求；油脂泵设定的工作时间、间隔时间与厂家技术要求一致。

对发电机前后轴承废油盒检查发现，集油盒内废油量极少，且废油形态不正常，存在基油分离情况（图五）。

图五 废油盒中基油图片

检查发电机机体地脚螺栓（弹性支撑）紧固力矩符合厂家技术要求。低转速盘车，用千分表分别对发电机转子前后端检测，其跳动范围符合发电机技术要求。检查发电机对中，轴向径向数据满足主机厂家技术要求。

分解发电机，检查发电机前后端盖时发现，发电机轴承及其端盖内的润滑油脂存在不同程度的变色、板结情况（图六），发电机前端盖内润滑油脂越靠近外圈部分油脂颜色越深、板结越严重，已出现龟裂情况。发电机后轴承保持架处的油脂已完全发黑、变质凝结（图七）

图六 端给内油脂变色板结

图七 轴承油脂变色板结

在轴承外圈紧固端盖上，留有发黄变色的的痕迹，系附着在端盖上的油渍因长时间受高温烘烤留下的痕迹（图八）。

图八 内端盖及保持架变色

检查还发现，处于轴承端盖下部的废油出口，因油脂板结覆盖几乎堵塞，只有析出的基油可从缝隙中渗出到废油盒里。

从油脂出现油、脂分离、板结、轴承外圈和滚珠保持架有变色发黑的情况，可以看出发电机轴承润滑油脂由于氧化发生变质，引发基油流失。而基油的流失又会使润滑油脂粘稠度发生变化，使其变硬、变稀、甚至流油，这样将减低甚至丧失润滑油脂的润滑能力。

而轴承的局部高温是造成风场润滑油氧化的重要原因。

从现场的记录可以看出，发电机轴承温度高问题的出现是随着风机运行时间的延长而逐渐发展的。在最初投运时，发电机轴承温度均在50℃至60℃，投运一年特别是每经历一个夏天和一个冬天以后，发电机轴承温度就会发生明显变化，而且很快出现发电机轴承温度高报警。

通过对现场使用的润滑油脂的品牌型号进行核对，与厂家推荐无误。同时提取对已开封并正在使用的油脂样本和未开封使用的油脂样本进行品质化验，化验结果与油品出厂检验报告基本一致，可排除油脂选用不当原因。

从检查发现的废油及排油口被堵的情况分析，在新轴承投入使用时轴承温度正常，随着时间的推移，润滑油脂通过油泵不断地被打入轴承，轴承内旧油逐渐被新油取代而挤出。被挤出的旧油按说应该从轴承端盖下部的废油口排出至废油盒，但此时的旧油依然保持着润滑油脂基本特质稠度不易流动，反而附着在端盖集油室内无法从排油口流出，随着附着的油脂越来越多开始阻碍轴承散热，并使轴承因散热不良引发温升，产生局部高温。长时间的局部高温加速润滑油脂氧化，氧化又破坏润滑油脂的润滑功效加速轴承温升，这样的恶性循环将导致轴承加速磨损直至报废。

因此解决发电机轴承温度高问题，首先是解决轴承排油不畅问题。

解决这个问题须让轴承端盖油室内的存油保持合理剂量，同时使多余的油脂可以从排油口及时排出。依照这个思路，根据发电机轴承室结构，在轴承旋转端盖朝向轴承端盖油室方向的边缘部位对称加装刮油板（图九：左图\右图）。这样，当轴承端盖油室存油过多时，旋转的刮油板会将多余油脂挂掉，被刮下的油脂随刮油板倾向方向通过旋转产生的离心力向四周移动，最终会被挤压至出油口处排出。

图九 左图 加装刮油板的轴承端盖               右图 端盖装配状态

通过对改造后风机运行观察，发电机轴承运行温度基本处于53℃至78℃之间，远低于改造前的超120℃的温度。

2017年至今，通过发电机轴承改造的风机，基本没有发生因排油不畅造成轴承温度高报警，也未再出现因发电机轴承因润滑不畅发生轴承损坏、更换的情况，说明改造效果非常明显。

改造后对改造实际费用进行核算，发电机前后轴承加装刮油板项目，从材料到人工（委托专业队伍进行施工）平均每台的改造费用只有几千元，相比一副动辄价格过万的进口轴承，其花费是很低的，但取得的效果却相当显著。

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总结

通过以上两个案例可以看出，案例中的企业对风场风力发电机组存在的问题是有一定了解，也采取了一些处理办法，但得取得的效果有待讨论。究其原因，首先是没有找到问题的主要原因。如案例一中仅关注变桨通讯的传输路径，忽视了可能存在能影响通讯信号源的因素。还有案例二，虽查出轴承温度高和润滑有关，但没有继续查找润滑失效的起因。

其次是没有找到适合风场解决问题的最佳方法。在制定方案时未以数据为依据，而是迷信某些经验。案例一中的批量更换通讯滑环，案例二中增加的手动注油，殊不知在排油不畅问题解决前，注入轴承的油脂越多越会阻碍轴承散热，使轴承温升越快，加速油脂氧化变质，增大造成轴承磨损。

第三对自主解决问题的要求，掩盖了与专业公司合作的理性思路。古云“术业有专攻”，产业中的一些专项技术及经验一定是上游优于下游，这是产业链特质所决定的。面对疑难、多发问题时，选择与厂家合作、与供应商合作，在合作中发现问题解决问题，既能丰富认知又能锻炼队伍，对培养自身技术力量起到事半功倍的效果。

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结尾

近年来国家相关部门对老旧风机技改延寿有着明确的要求，各风电企业也针对性的开展了以技改为主的提能降耗行动。

本文介绍的两个案例，在老旧机组技改项目中可能属于个例，不一定具有普遍性。但希望通过该文中的实际案例，能给各风电企业在制定技改计划时提供一点参考，对不确定原因的问题，选择与专业公司合作，以尊重事实、依靠数据、试验验证的态度，尽量避免出现头疼医头、脚痛医脚这样治标不治本的情况发生践行一次做好、不返工的目标，起到哪怕一丝作用，而感到庆幸。