风电机组轴承（共8篇）
风电机组轴承 篇1
0 引言
大型风力发电机组的偏航轴承大多选用四点接触球回转支撑。作为塔架顶部和机舱之间的连接部件,偏航轴承的可靠性将直接影响整个风力发电机组的运行可靠性。一旦偏航轴承发生失效,整个风力发电机组都将停止运行,并且更换和维修的成本非常昂贵。因此风力发电机组的偏航轴承在设计选型过程,需要利用可靠性方法计算其在一定可靠性上的寿命,并且必须要满足风力发电机组的整机寿命的要求。国外在大型风力发电机组偏航轴承的设计计算过程中,已经把偏航轴承的可靠性寿命计算作为设计的一个重要指标,并且通过风力发电机组的载荷谱,根据不同风速及所其占总体运行时间的百分比计算偏航轴承的可靠性寿命。
本文以1.2MW级风力发电机组为例,依据风力发电机组的载荷谱,并且考虑到实际工作过程中机舱底板和塔架的变形对偏航轴承的影响以及偏航轴承摆动的工作状况,利用可靠性设计的方法计算了风力发电机组的可靠性寿命。
1 可靠性理论
传统的机械零件设计方法(安全系数法)是基于这样的前提,它认为零件的强度S和应力s都是单值的,如图(a)所示,因而安全系数n也是单值的。众所周知的公式是只要安全系数大于某一根据实际使用经验规定的数值,就认为零件是安全的。安全系数法对问题的提法是:“这个零件的安全系数是多少”。但是安全系数本身实质上是一个“未知”系数,安全系数的概念包含了一些无法定量表示的影响因素在内。因此,安全系数不能够给出一个精确的量度,说明所设计的零件究竟在多大程度上是安全的。概率机械设计方法则认为零件的应力、强度以及其它的设计参数如载荷、几何尺寸和物理量等都是多值的,即成分布状态,如图1(b),(c)所示。
为了便于说明问题,假设强度分布和应力分布都是正态分布。对于同样大小的强度均值和应力其平均安全系数但这时零件是否安全或失效,不仅取决于平均安全系数的的大小,还取决于强度分布和应力分布的离散程度,即根据强度和应力分布的标准离差和的大小而定。如图1(b)所示,两个分布的尾部不发生干涉或重叠,这时零件不至于破坏。但如果出现两个分布的尾部发生干涉,如图1(c)所示,则表示将会出现应力大于强度的可能性。应力分布与强度分布的干涉部分(从叠部分)在性质上表示零件的失效概率(即不可靠度)。
应当注意,因为失效概率是两个分布的合成,所以认为是一种分布。同时,图中的阴影部分的面积不能作为失效概率的定量表示。因为即使应力分布与强度分布完全重合,失效概率仅为50%,即仍有50%的可靠度。
概率机械设计法对问题的提法是:“这个零件在经过多少小时之后,失效的概率是多少。”如果失效的概率为0.0001,这意味着可靠度为0.9999。显然,这种提法比安全系数法合理得多。它不仅能够定量地表示这个零件的安全、可靠的程度,而且还能够使零件有可以预测的寿命。
综上所述,不难看出:1)以概率和数理统计为理论基础的可靠性设计方法比传统的安全系数法要合理的多。2)可靠性设计能得到恰如其分的设计,而安全系数法则往往为了保险而导致过分保守的设计。可靠性设计能得到较小的零件尺寸、体积和重量,从而节约了原材料、加工时间和人力,带来较大的经济效益。3)可靠性设计可使零件有可以预测的寿命及失效概率,而安全系数法则不能。当产品要求有限寿命时,可靠性的优点更为突出。4)可靠性设计方法比较敏感。
2 偏航轴承的寿命计算方法
风力发电机组的偏航轴承的寿命计算主要是根据疲劳寿命曲线导出的轴承的额定动载荷与其寿命之间的关系,其计算公式为
式中:Ca—额定动载荷;
Pa—当量动载荷;
ε—疲劳寿命系数。
对于四点接触球回转支撑,ε=3[2]。
考虑到不同的可靠度要求,不同的材料和润滑条件,式(1)可以表示为
式中:a1—可靠性寿命调整系数,如表1所示:
a2——轴承滚道硬度调节系数,如表2所示:
a3——润滑系数,一般条件下建议a3=1.0;
对于大型风力发电机组而言,由于回转支撑内外圈通过螺栓直接安装到塔架顶端和机舱底板,大型风力发电机组的塔架大多设计成柔性圆锥型塔架,风力发电机组运行时塔架和机舱底板的变形造成滚动体的峰值载荷要比理想的安装状态下的载荷高得多,因此对于这种安装方式,的值应该予以修正。对于圆锥管状塔架,润滑系数工a3=0.85[3]。
对于风力发电机组的偏航轴承,我们普遍关心的是偏航轴承在一定可靠性要求下的寿命,所以可把公式(2)改写成:
n——偏航轴承每分钟转数,单位rpm。
以上的计算公式只是针对偏航轴承工作状态为连续转动,但是偏航轴承的实际工作状态是处于摆动状态,所以公式(4)中n实际=0.6×n,公式(4)又可以改写为:
对于风力发电机组,正常运行时由于风速,风向等的变化,引发偏航轴承所受载荷变化,在利用可靠性设计的方法计算风力发电机组的偏航轴承寿命时,必须把风力发电机组这种特殊的工作状况考虑进去。因此对于大型风力发电机组的偏航轴承寿命的计算应该依据风力发电机组的载荷谱,分别计算各种风速下的可靠性时间,并且依据各种风速所占的总的时间的百分比,计算出偏航轴承在一定可靠性要求下的寿命B10。
对于风力发电机组来说,偏航轴承作为高度重要的零件,要保证有最优的高可靠度,在失效概率为10%时,偏航轴承的可靠性寿命的计算值应不低于1.3×105小时[4]。
3 计算实例
某1.2MW级风力发电机组的偏航轴承的规格型号为某厂家生产的QWC2355.50A,所受载荷如图2所示,不同风速和持续时间及载荷如表3所示。
载荷情况风速(m/s)占总运行时间的百分比(%)径向载荷Fr(KN)轴向载荷Fa(KN)倾翻力矩M(KNm)
在失效概率为1 0%的情况下,偏航轴承的运行时间为7.329×105小时,如果按照要求的1.3×105小时,则可靠度达到99.2%。对其进行重新设计,采用同一轴承厂家生产的QWC1800.50A,计算得到在失效概率为10%的情况下,偏航轴承的运行时间为2.037×105。由于四点接触球回转支撑的型号规格限定,这是满足要求的最小尺寸。
4 结论
根据风力发电机组偏航轴承的实际工作情况,利用可靠性设计的方法不仅定量地考虑了偏航轴承的安全、可靠的程度,而且还能够使偏航轴承有可以预测的寿命。使用可靠性设计的方法能得到较小的偏航轴承尺寸、体积和重量,从而节约了成本,带来较大的经济效益。
摘要：应用可靠性理论对大型风力发电机组偏航轴承进行寿命预测。以1.2MW级风力发电机组为例,依据风力发电机组的载荷谱,并且考虑到实际工作过程中机舱底板和塔架的变形对偏航轴承的影响以及偏航轴承摆动的工作状况,利用可靠性设计的方法计算了风力发电机组的可靠性寿命。在失效概率为10%的情况下,偏航轴承的运行时间为7.329×105小时,可靠度达到99.2%。
关键词：可靠性,偏航轴承,回转支撑,寿命预测
参考文献
[1]牟致忠.机械零件可靠性设计[M],机械工业出版社,1988.
[2]Rumbarger,J.H.and Poplawski,J,V.,1994,"Correlating Com-puterized Rolling Bearing Analysis Techniques to the ISOStandards on Load Rating and Life",STLE Trans,37:793-801.
[3]Harris,T.A.,1991,"Rolling Bearing Analysis",John Wiley&Sons,3rd Edition.
[4]Sague.J.E.,and Rumbarger,J.H.,1977,"Design Criteria to Pr-event Core Crushing Failure in Larger Diameter,CaseHardened,Ball and Roller Bearings",ASME paper 77-DE-39.
风电机组轴承 篇2
按照公司制定的检修规程的计划要求，某某风机检修班于2015年9月28日-10月18日进行某某风电场2015一期风机半年检修工作。这是某某风机检修班第四年独立检修一期S48/750风机。检修班组在检修之前，首先将安全作业做为头等大事来抓，坚持“安全第一，预防为主”的原则，深入开展安全教育学习，保障人身和设备的绝对安全。并认真学习检修方案中的安全组织技术措施，实行小组分工，将各项工作落实到人，实行责任制，建立分工明细表，细化检修的各项环节。还根据本年及往年的风机运行状态和检修实际情况，对风力机组进行综合评估，确定检修的增加项目，检修前夕检修班组密集召开会议，商讨检修最优方案，根据风机现阶段存在的缺陷，着重解决风力发电机组最实际问题，消除隐患，预防设备事故发生。在公司各级领导和风电场关怀及风机检修班成员共同的努力和运行班组的支持下，本着保证质量完成既定任务，消除设备缺陷、使风机能够安全高效运行为目的，顺利的完成了一期66台风机20155半检修工作。检修工作中，检修班检修登高432余人次，处理故障登高20余人次，检修66台风机，未发生一起安全事故，并且保质保量的完成了检修计划。机组在例行检修后运行正常，机组故障率显著下降，风机一直处于高利用率水平。风机经检修后运行良好，故障明显下降，有效的提高了风机的可利用率，现将本次工作情况做以下总结。
一、风机半年检的主要工作
在半年检修工作中，严格按照某某风电场S48/750风机安全规程及风机检修规程执行，参考金风科技有限公司风机技术部门提供的半年检修清单的要求，根据现场风机实际情况作出部分调整，得出符
合我风电场风机检修清单的要求，半年检修主要工作是对风机进行保养润滑，检查风机的缺陷并进行修正、消缺，并对风机进行预防性的检查。按规定对每台风机分别对主轴、发电机、偏航轴承、偏航齿轮加注油脂；高速闸片磨损检查，发现闸片磨损超差的进行更换；对偏航电缆检查，解缆调整；检查防雷接地装置，更换碳刷、卡簧；出机舱检查轮毂、叶片，并补漆；检查液压系统，渗漏情况，并根据班组要求对部分风机做了对中工作；齿轮箱外观检查渗漏情况；机舱清洁；塔筒内的电缆夹板检查紧固；爬梯安全装置检查紧固；加装一二平台插座；检查风向标S极是否正对机头。风速仪风向标有无松动；偏航系统检查、偏航电机有异常声响进行调整，偏航刹车盘清理；偏航刹车片挡块固定螺栓有无松动，电容柜检查等工作。通过这次半年检修，风机的故障明显下降，提高了风机的可利用率。
在这次检修中也发现了一些以前从未遇见到的问题，大家能够积极的思考，想办法进行处理和修复。例如：313风机的偏航计数器故障，大家通过参阅维护手册学习和以往典型故障的分析，现场拍照记录接线方式等方法第一次自行完成了32芯线的备用线倒换工作；在对514风机的偏航系统检查中发现了偏航小齿轮断齿的故障，大家集思共想共同确定拆卸、更换安装方案，使用自制的工装，克服了在狭小空间内更换大体积、大重量零件的困难，安全顺利把偏航小齿轮进行了更换，恢复了风机正常运行。
二、风机检修班组人员得到锻炼
全体检修人员能吃苦耐劳，不怕脏、不怕累，服从安排，做好本职工作，员工们能够起到积极的带头作用，每位员工都有对工作的积极态度如许育同志在参加风电场组织的篮球比赛时把脚扭伤了，他只休息4天就主动提出继续参加检修工作，班组领导能够主动克服一些自身的困难，执行工作安排放弃休假，带领班组员工努力把工作做好。每位小组成员都能够积极主动的工作、学习，及时对每台风机的缺陷
和消耗的物资进行记录。特别是一些脏活、累活都抢着干。检修人员每天在做半年检的同时，对风机出现的故障及时地进行处理，有时连续工作十余小时，在近21天内每人每天平均攀爬风机3到4次，付出相当大的体力，做了大量的工作，完成了机组的检修任务，同时在半年检修过程中也提高了发现故障和处理故障的能力，整个团队都得到了锻炼和提高。
总结：风机检修班连续四年独立完成风机检修工作，通过历次检修积累的经验和不足，虽然检修班整体技术力量同去年相比已经有了不小提高，目前班组仍处于学习型的班组，班组计划性的开展学习工作，通过组织学习提高班组整体技术力量，培养班组成员善于发现问题并能解决的能力。检修工作中还有一些暂时不能完成的工作，为此检修班会查阅资料，咨询风机厂家得出具体的行之有效的解决方案，风机检修工作虽然很辛苦，时有挑战恶劣的气候和个人的意志，检修班成员会克服困难保证机组正常运行，时时待命，力争每一度电，并为下一年的检修工作时刻准备。
某某风电场检修班
风电机组轴承 篇3
滚动轴承是旋转机械的重要部件, 同样在风力发电机组中也是核心部件。当轴承出现局部损伤时, 所产生的冲击力会激励轴承座及其支撑结构, 产生非平稳信号。但其特征是时频谱范围广, 成分复杂, 又往往淹没在噪声和无用信号之中。所以如何更好地提取故障信号的特征, 就成为轴承故障诊断的核心。
时频法是一种分析时变非平稳信号的有力工具, 如短时傅里叶变换 (STFT) 、维格纳-威尔分布 (WVD) 、小波变换 (WT) 和希尔伯特黄变换 (HHT) 。然而, STFT的缺点是, 一旦选定窗口函数, 时频窗的窗口形状是固定的, 使STFT成为单一分辨率工具。维格纳-威尔分布可以解决短时傅里叶变换的问题, 但存在严重的交叉干扰现象。而小波变换又限制于小波基的选择和非自适应性的问题。希尔伯特黄变换是一种有效的变换, 但EMD分解后得到的希尔伯特 (Hilbert) 谱不能很好地刻画某一频率的特征。因此本文提出了在希尔伯特谱的基础上, 得到边际谱, 利用边际谱的优越性来更好地找到轴承故障特征频率。[1]
1 希尔伯特黄变换
1.1 经验模态分解
对任一信号x (t) 进行EMD分解的具体步骤如下:
1.1.1 将x (t) 上的所有极大值点和极小值点分别用三次样条的曲线连接起来, 这两条曲线分别作为x (t) 的上下包络线, 计算出它们的平均值曲线m1 (t) 。h1 (t) =x (t) -m1 (t) 如果h1 (t) 不满足IMF的两个条件, 则需把h1 (t) 作为原信号重复以上步骤得到h11 (t) :h11 (t) =h1 (t) -m1 (t) 筛选k次直到h1k (t) 变为一个IMF, 即h1k (t) =h1 (k-1) (t) -m1k (t) 从原信号中分解得到了第一个IMF (一阶IMF) , 记作C1 (t) =h1k (t) 。
1.1.2 从原信号中减去C1 (t) 得第一阶剩余信号r1 (t) , 即r1 (t) =x (t) -C1 (t) 把r1 (t) 作为新的原信号, 重复步骤 (1) 。对后面的r (t) 也进行同样的筛选, 这样依次得到第二阶IMF、…、第n阶IMF和第二阶剩余信号、…、第n阶剩余
即原始数据可表示为固有模态函数分量和一个残余项的和[2]。
1.2 希尔伯特变换
称展开式 (2) 为Hilbert谱[3], 通过公式 (2) 就完成了对信号x (t) 希尔伯特黄 (HHT) 变换的过程, 得到了信号x (t) 的Hilbert时频谱。
1.3 边际谱的定义及优越性
根据公式 (2) 所示的Hilbert谱, 其边际谱的定义也已给出
其中T表示为积分的时间。
从公式 (3) 可以看出, 边际谱是希尔伯特谱对时间的积分, 因此边际谱中频率ωi处谱线高度表示的含义是:信号中各个时刻瞬时频率ωi (t) 的幅值之和。此外, 之前所了解的希尔伯特黄变换 (HHT) , 最后得到的希尔伯特时频谱, 体现的是各个时刻频率的变化情况。但对于实际工程中, 比如风力发电机组的轴承故障诊断, 所关心的是某一具体的频率在这段时间内是否出现或者出现的振幅大小情况, 这就是时频图所不能体现的了, 给工程中信号分析带来了不便。而根据上文所述, 边际谱可以体现某一频率在这段时间内总振幅的情况, 体现其优越性。[4]
2 应用实例
本文针对一组风力发电机组轴承内圈故障信号进行分析。内圈故障特征频率为[5]:
其中D——轴承节径, d——滚动体直径, α——接触角, Z——滚动体个数, fi——转轴转速。
本文中轴承的参数为D=39.04mm, d=7.94mm, z=9, α=0, 转速为1297r/min。根据上文所提供的公式 (5) 可得, 轴承内圈故障特征频率为117.05Hz。本文将会用FFT, HHT和边际谱这三种方法进行比较, 验证边际谱的有效性和准确性。
2.1 FFT频谱图
对于像轴承故障信号这样的非平稳信号, 用传统的FFT方法得到的频谱图不能很好地找到故障特征频率, 故障特征频率的振幅淹没在周围频率振幅之中, 如图1所示。
2.2 希尔伯特时频图
对轴承故障振动信号按照公式 (2) 求得希尔伯特时频谱, 如图2所示。从图2中可以看出希尔伯特黄变换后的Hilbert时频图, 各层IMF分量频率范围波动较大 (如IMF2频率范围在100Hz到200Hz之间) , 不能很好地体现某一个特定频率的特征。更不能体现某一频率在某段时间内振幅的情况。从而不能判别其损伤的严重程度。
2.3 边际谱
由于IMF2分量的频率主要集中在100Hz-140Hz左右, 而这个频率范围正好对应于轴承故障特征频率。之后的各层IMF, 包含的频率范围较少。由此可以得出, IMF2分量包含了感兴趣的频率段, 对其进行放大, 根据公式 (3) , 将IMF2层的Hilbert时频图变换为边际谱图, 如图3所示。
如图3所示, IMF2边际谱图最高幅值所对应的频率为118.1Hz, 而118.1Hz和轴承内圈故障特征频率相符合, 误差是由于实际工况所致。根据边际谱的定义, 说明118.1Hz的频率在信号中是存在的, 并且幅值明显高于周围其他频率的幅值, 说明了该频率在信号中的强度很大。而周围频率也有谱线是因为风机运行时含有其他频率成分较多, 但他们的幅值很小, 不会淹没故障特征频率。所以通过边际谱基本可以判断为内圈故障。与图1的FFT频谱图相比, 内圈故障特征频率所对应的幅值明显增高, 不会淹没在周围频率之中, 能很好地识别故障信息。与图2的希尔伯特时频谱相比, 能直观地体现某一特征频率, 具有很强的实用性。
3 结束语
本文提出了一种分析非平稳信号的新方法, 对希尔伯特黄变换后的希尔伯特时频谱, 进行积分得到边际谱。该方法克服了传统FFT变换所不能准确分析非平稳信号的缺点。也克服了希尔伯特时频谱不能刻画某一具体频率特征的缺点。在本文中, 以风力发电机组的轴承内圈故障为例, 进行了实际数据分析。结果表明, 该方法可以很好地诊断轴承内圈特征频率, 说明了该方法在非平稳信号分析的准确性和有效性。
摘要：为了保障风力发电机组的安全运行, 对其进行状态监测和故障诊断是非常重要的。对于非平稳信号, 传统方法傅里叶变换 (FFT) 不能很好地进行分析。文中提出了在希尔伯特黄变换的基础上, 对希尔伯特谱进行积分, 求取边际谱的方法。以某台风力发电机组轴承内圈故障为例, 将该方法与传统FFT, 希尔伯特时频谱进行比较。结果表明, 边际谱可以很好地检测轴承故障特征频率, 也验证了该方法对非平稳信号分析的有效性。
关键词：故障诊断,滚动轴承,非平稳信号,边际谱,希尔伯特黄变换,时频谱
参考文献
[1]赵明浩.风力机故障特征分析与实验研究[D].北京:清华大学, 2010.
[2]郭艳平, 颜文俊, 包哲静, 等.基于经验模态分解和散度指标的风力发电机滚动轴承[J].电力系统保护与控制, 2012, 49 (17) :83-93.
[3]Hui Li, Yucai Wang, Yanfang Ma.Ensemble EmpiricalMode Decomposition and Hilbert-Huang Transform Applied toBearing Fault Diagnosis[C].//3rd International Congress on Imageand Signal Processing, 2010.
[4]钟佑明, 秦树人, 汤宝平.希尔伯特黄变换中边际谱的研究[J].系统工程与电子技术, 2004 (9) .
成都天马风电轴承项目投产 篇4
5月11日, 总投资5.5亿元的成都天马铁路轴承有限公司精密风力发电机轴承项目正式在成都市青白江区投产。该项目将年产风电轴承 (偏航和变浆) 1.2万套, 2010年达到2万套产能, 在国内市场占有率60%以上。
据悉, 成都天马铁路轴承有限公司 (以下简称成都天马) 是我国大型铁路轴承生产企业, 随着我国风电设备配套需求的不断增长和国产化要求, 从2007年开始, 该公司将目光瞄向了风电轴承的开发, 并成为东方汽轮机厂、金风科技等国内知名企业的主要供应商。2008年5月, 公司再一次扩大产能, 启动了总投资10亿元的风力发电机轴承项目, 包括变浆轴承、偏航轴承、主轴轴承和齿轮箱轴承等。而5月11日竣工投产的一期项目, 所生产的产品将为东方汽轮机有限公司、金风科技股份有限公司、中船重工 (重庆) 海装风电设备有限公司、上海电气集团等国内知名新能源企业以及丹麦维斯塔斯、德国西门子等国外公司提供配套, 实现新增销售收入12亿元。
风电机组轴承 篇5
关键词：风力发电机,转盘轴承,实验台
0 引言
环境和能源问题日益严重,风电作为一种可再生清洁能源受到国内外的高度重视。转盘轴承(也称回转支承)是风力发电机的核心部件,广泛应用于风力发电机的变桨和偏航系统,变桨轴承用于连接轮毂和叶片,偏航轴承用于连接塔筒和机组。
风电转盘轴承由于其体积庞大和安装位置不易拆装,致使其维修的难度非常大,而且转盘轴承一旦发生故障,将直接影响风力发电机的工作性能,甚至造成停机。因此要求风电转盘轴承的使用可靠性高、寿命长,至少要达到风力发电机的使用年限,即20年。
国内外许多研究者从磨损累积、裂纹形成与发展等角度对转盘轴承的寿命作了大量研究[1~4],然而这些研究结论大多基于大量经验数据及简化,对于风力发电机的特殊应用场合是否适用还有待实验的验证。企业必须经过大量实验,获取各自产品综合性能的实验数据,在此基础上结合理论分析和参数修正建立适合风电转盘轴承设计方法。另外,提供可信、有说服力的产品性能实验数据也有利于企业提升形象和产品的市场竞争力。
风电转盘轴承实验系统是获得产品性能数据的关键,某公司专门针对风电转盘轴承开发的实验台转盘轴承竖直安装,可以按照风电转盘轴承的承载特点模拟较大的径向力,对产品的滚道综合性能作检测,但不能对齿圈的齿根弯曲强度作检测[5]。IMO开发的风电转盘轴承实验台可以检测转盘轴承的无载启动性能,滚道硬度,完成常规的无损检测等,但载荷模拟功能较差[6]。斯洛文尼亚Ljubljana大学长期从事转盘轴承的相关研究,开发了一套转盘轴承实验台,但该实验台可实验产品规格较小[7]。法国LGMT实验室开发的转盘轴承实验台可用于分析静载状态下转盘轴承的滚道及安装螺栓的载荷分布,不能驱动转盘轴承对其滚道和齿圈作性能实验[8]。
本文从模拟加载、驱动系统、信号采集与处理等方面介绍了风电转盘轴承实验台的开发。实验台可以模拟风电转盘轴承承受的巨大轴向力、径向力和倾覆力矩的组合,检测转盘轴承在无载和承载状态下的启动性能,并实时监测加载运转过程中回转力矩的变化。实验台还可对运转过程中转盘轴承的振动特性作检测和分析,评估转盘轴承的使用寿命。
1 实验台开发要求
所设计的转盘轴承实验台能够完成包括风电转盘轴承在内的不同规格转盘轴承综合性能实验,主要要求:
1)能够满足不同规格滚道中心直径的转盘轴承的加载实验;
2)能模拟叶轮转动过程中转盘轴承的交替载荷;
3)检测转盘轴承的启动力矩、运行摩擦阻力矩、滚道温度、齿根应力;
4)可完成转盘轴承加速疲劳实验。
2 风电转盘轴承综合性能实验台的研制
2.1 实验台整体方案设计
整个实验台系统由转盘轴承装配系统、加载系统、驱动系统、数据采集与处理系统等组成,如图1所示。按照设计要求实验台要能够实现不同规格的转盘轴承实验,为确保实验数据的可信,转盘轴承的安装应尽量符合实际情况,采用螺栓连接法兰的方式安装,为此转盘轴承分别通过上、下法兰筒与加载系统和基础连接,不同规格的转盘轴承更换不同规格的法兰筒。基础通过地脚螺栓与地基固定,加载系统也通过油缸与基础连接,且为保证液压加载系统能够可靠地工作,要确保加载系统不能随着被实验转盘轴承一起转动,为实现加载情况下转盘轴承能够回转运动,实验时采用两套同规格的转盘轴承“背靠背”安装,两套转盘轴承的定圈分别用螺栓连接上、下法兰筒,动圈通过螺栓相互连接。由于载荷要求较大,且要求能够模拟叶轮转动时的交替载荷,实验台设计采用液压加载方式,通过PLC控制溢流阀实现加载载荷的交替变化。
2.2 加载系统
所有的载荷通过加载系统实现,加载系统主要由径向力加载油缸、轴向力加载油缸组、倾覆力矩加载油缸组、加载盖等组成,实验台采用液压缸加载。
每个油缸的压力由PLC独立控制,可实现各种载荷的组合,轴向力和倾覆力矩的两对加载油缸组保证压力同步。每个油缸压力由软件控制,根据不同的实验要求可实现不同的载荷组合,油缸的输出压力经由压力传感器与测控系统形成一个闭环,确保液压缸输出压力在实验设定范围。
单个油缸的液压原理如图2所示,液压缸压力由PLC通过溢流阀(11)调节,在实验过程中液压缸的压力要保持恒定。做定载荷实验之前,溢流阀调定实验压力后,液压泵停止工作,蓄能器提供油缸的保压性能,确保液压缸压力恒定,如果由于泄露等原因导致蓄能器的工作性能已达不到保压要求,则重新启动电机驱动液压泵,对系统补压。
2.3 驱动系统
按照实验台的设计要求,被实验转盘轴承能够在加载情况下进行加速疲劳实验,传动系统采用小齿轮直接啮合转盘轴承齿圈,驱动动力由低速大扭矩液压马达提供。为实时监测实验过程中转盘轴承的回转力矩变化情况,液压马达与小齿轮之间连接有扭矩传感器。
驱动系统的液压原理如图3所示,电磁换向阀控制转盘轴承的360°回转,YV9、YV10得电分别控制转盘轴承的正、反转。
2.4 数采与控制系统
根据实验要求,实验台要能够完成转盘轴承刚度、动态阻力矩、寿命、关键位置应力等测试和分析。对于载荷,由于精度要求不高,可通过测量液压油压力间接测量,变形测量主要指内外圈间的相对位移,可通过非接触式位移传感器完成。系统实时记录驱动系统扭矩传感器的检测结果,通过传动比换算出转盘轴承的实验扭矩。转盘轴承的寿命通过扭矩、振动、磨损、润滑油温等综合信息评定,振动信号通过加速度传感器获得,对振动信号作频谱分析可获得滚到裂纹、破损等信息,磨损量和润滑油温度也同时给出转盘轴承寿命评估的辅助信息。主要待测量如表1所示。
系统的控制量主要包括转盘轴承回转运动、加载等执行机构的相关参数,主要包括回转速度、正反转、油缸压力、载荷谱、加载时间等。
USB总线连接的设备支持热插拔,因此无需将PC关机即可添加或删除一个设备;总线也具备自动设备检测,因此无需手动配置设备,可以即插即用。USB总线系统具有传输速度快,与计算机接口方式简单,插拔方便等许多优点,比传统的PCI、ISA等总线更容易使用,所以本系统采用USB总线系统,如图4所示。
3 结论
根据本文讨论的内容,南京工业大学机电一体化研究所研制出了国内第一台风电转盘轴承实验台,如图5所示为风电转盘轴承实验台现场控制系统照片。
实验台在相关企业运行状况良好,可以实现在模拟风电转盘轴承载荷下测试转盘轴承的动态阻力矩、齿根应力、润滑油温度、振动等性能参数,同时在数据处理模块中通过对采集数据的分析,能够对转盘轴承的寿命和运行状态给予一定的评价。
参考文献
[1]王兴东,刘源,严爱军,等.大型回转支承寿命预测方法的研究[J].湖北工业大学学报,2006,21(3):33-36.
[2]T.A.Harris,M.N.Kotzalas,Rolling bearing analysis,fifth ed.[M].Taylor&Francis Group,2006.
[3]R.Kunc,A.Zerovnik,I.Prebil Verification of numerical deter-mination of carrying capacity of large rolling bearings withhardened raceway[J].Internal Journal of Fatigue 29(2007)1913-1919.
[4]NWTC-Certification Team,Guideling DG03 Wind turbinedesign yaw&pitch rolling bearing life[R],NREL,2000.
[5]www.rotheerde.com Rothe Erde Slewing Bearings.Applica-tion:Wind Energy Turbines.
[6]www.goimo.com IMO bearings for wind turbines
[7]S.Zupan,R.Kunc,I.Prebil,Experimental determination of da-mage to bearing raceways in rolling rotational connections[J].Experimental Techniques,3/4(2006)31-36.
风电机组轴承 篇6
随着并网风电场容量的增加, 风电对电力系统的影响越来越明显, 研究风电并网对系统的影响已成为重要课题。从电力系统的角度来看, 对并网风电场所关心的是风电场作为一个整体的动态特性以及对电力系统的影响;并且在风电场接入电力系统的分析中不可能也没有必要把风电场内每台风电机组都作为一个单独元件列入仿真程序中进行分析[1,2], 随着风电场规模的增大, 这一特点越来越明显。因此, 在风电场并网研究中需对风电场进行合理简化以建立满足分析要求的动态模型。
外部电网遭受故障和风速波动这2种情况时, 风电场的动态特性及其对电力系统的影响是风电场并网分析中2个重要的方面, 但是, 所研究的侧重点不同: (1) 研究电网遭受短路故障时的风电场动态特性及其对电网的影响时, 关注的是几秒钟内的电网事件, 在这样短的时间内, 可以假设风电场的来风是不变的; (2) 由于风电场内每台风电机组的输入风速都随风电场输入风速、风向的随机波动而波动, 并且风电机组间的尾流影响使得所有风电机组的输入风速并不完全相同。因此, 在研究风速波动情况下风电场动态特性时, 需要考虑风电机组间输入风速的差别对风电机组分组, 建立风电场动态等值模型。
本文主要研究风速波动情况下并网风电场内风电机组的分组方法。
现有风电机组分组方法有: (1) 连接于同一条集电线路上的所有风电机组都归为一组[3,4,5,6], 并将它们等效成一台风电机组; (2) 对于风电机组排列布置规则的风电场, 按照风电机组安装位置进行分组, 如海上风电场, 假设与风电场来风风向垂直的每排风电机组输入风速相同, 将每排风电机组归为一组并等效成一台等效风电机组[7,8,9]; (3) 当风电机组排列布置不规则时, 根据风电机组机械控制系统特征对双馈风电机组分组[10,11]; (4) 利用电力系统动态等值方法中的功率相关性确定风电场内的风电机组分组, 应用相关等效方法模式对风电场进行等效[12]。
综上所述, 国内外专家学者对风电机组分组方法进行了很多研究并得出了实用的分组方法, 但是在上述分组方法中仍存在一些问题, 如没有考虑风速、风向随机波动和风电机组间尾流效应对风电机组分组的影响等。鉴于此, 本文在借鉴他人研究成果的基础上, 研究了考虑风速、风向随机波动和风电机组间尾流效应的风电机组分组方法。
1 风电机组分组依据
在对同步发电机等值时, 根据发电机是否具有相同的转子摇摆曲线、角速度和电网频率来判断同步发电机的同调性, 然后把具有同调性的同步发电机归为一组[13]。而对于采用恒速风电机组和变速风电机组的风电场来说, 就不能利用风电机组是否有相同的转子摇摆曲线、角速度和电网频率进行分组, 原因如下: (1) 恒速风电机组正常运行时发电机的转速与风速无关, 保持不变, 取决于所并电网的频率; (2) 变速风电机组正常运行时可根据风速调节风轮转速来增大输出功率。风速低于最优风速时, 风轮转速在次同步风速范围内, 通过其控制系统以优化功率系数特性及获得最大机械功率;风速略高于最优风速时, 风轮转速在超同步风速范围内, 通过其控制系统以优化功率系数特性及获得最大机械功率;强风时, 通过其控制系统限制风轮转速, 使机械功率保持在额定值, 以减小作用在叶片上的机械负荷和气动噪声。
由以上分析可以看出, 风轮转速相同的风电机组的输入风速不一定相同;而系统故障期间, 输入风速不同的风电机组具有不同的运行特性[1]。因此, 与大型同步发电机分组原则不同, 在风电机组分组时不能以发电机转子摇摆曲线、角速度和电网频率等因素是否相等进行划分, 应以风电机组的输入风速是否相同作为分组依据。
2 考虑尾流影响确定风电机组输入风速
风电场由大量分散布置的风电机组组成, 风电机组从风中获取能量的同时会在下风向形成一个尾流区, 尾流区沿着风向向下游发展, 如果有风电机组位于尾流区内, 下游风电机组的输入风速就低于上游风电机组的输入风速, 风电机组相距越近, 它们之间的影响越大, 这种现象称为尾流效应。在风电场内, 风电机组间尾流效应具有三维特点, 主要用于风电机组结构动力特性分析, 但是在电力系统分析中通常采用如图1所示简化的一维尾流模型[14]。
图1中, 风电机组安装在0处, x为沿着经过风轮后的风向离开风电机组的距离, v0 (t) 为初始风速, vw0 (t) 为尾流影响区域内的风速, rrot为风轮半径, α为圆锥顶点因数[14], r (x) 为风轮在x处圆锥面的投影半径, 也叫风轮在x处的尾流半径。
式中:tanα=k, 为尾流衰减常数[14], 它表示风经过风轮后沿风轮轴的方向向下传播时, 每传播1 m风轮投影面半径增加的长度[15];Z为风电机组水平轴中心高度;re为地表粗糙度。
根据风电场地形地貌特征, k的取值如附录A表A1所示[16]。
考虑0处风电机组的尾流影响后, 在x处风轮的输入风速vw (x) 为:
式中:CT为推力系数, 如某风电机组的推力系数如附录A图A1所示[14]。
由于风电场内任意风电机组的风轮都有可能在不同程度上被其上游风电机组风轮所遮挡, 因此在计算风电场内任意一台风轮的输入风速时, 必须要考虑风电场内其余风电机组对它的影响。根据单位时间内气流的动量守恒定律得出作用在任意一台风轮上的风速vi (t) [17]:
式中:vw0-ki (t) 为考虑风电机组间尾流效应时第k台风电机组作用在第i台风电机组上的速度;vi0 (t) 为没有考虑风轮重叠影响时第i台风电机组上的输入风速;βk=Ashad-ik/Arot-i为在第i台风电机组处, 第k台风轮的投影面积与第i台风轮扫风面积的比;n为风电机组的总台数。
3 风向变化对风电机组尾流效应的影响
风向变化时, 风电机组的偏航装置将根据轮毂高度处的风速计和风向标使风轮对准来风方向, 风电机组的尾流影响区域也随风向变化, 上、下游风电机组间的相互影响也将发生变化。下面以图2所示的2台风电机组WTi和WTk为例分析来风风向对风电机组间尾流效应的影响。
WTi和WTk的位置坐标分别为 (xi, yi) 和 (xk, yk) , 2台风电机组间距离dik为:
风向为γ1时, 上游风电机组WTi在下游风电机组WTk处的尾流半径rγ1 (x) 为:
当风向为γ2时, 由于风电机组偏航装置的作用, 正常运转的风电机组一直使风轮对准来风风向, 致使上游风电机组WTi沿风向γ2在下游风电机组WTk处的尾流半径rγ2 (x) 为:
比较式 (6) 和式 (7) 可看出, 风向由γ1变为γ2时, 上游风电机组在下游风电机组处尾流半径减小, 上、下游风轮重叠面积也将减小。因此, 风向变化时, 上、下游风电机组间相互影响将发生变化。
4 利用风电机组相关系数对风电机组分组
从上面的分析可以看出, 根据图3所示框图可以近似计算出不同风速和风向下风电场内每台风电机组的输入风速, 然后把给定风速和风向条件下输入风速相同或相近的风电机组归为一组。
由于风电场输入风速和风向是随机波动的, 对于大型风电场来说, 为了方便不同风速和风向下的风电场建模, 本文提出利用由风速、风向和风电机组WTj (j=1, 2, …, 16) 组成三维相关系数矩阵 (见附录A图A2) 对风电机组进行分组的方法。矩阵中相关系数C的计算如图4所示, 也就是把某一取值范围内的风速归为一组, 并计算出相关系数。
三维相关系数矩阵中轴的确定方法如下: (1) 根据气象部门处理风向数据的惯例, 把0°~360°的风向均匀分为间隔为22.5°的16个风向区作为矩阵的风向轴; (2) 根据风电机组的切入风速 (5 m/s) 和切出风速 (25m/s) 的变化范围, 取风速间隔为1 m/s把风速分为20部分段作为矩阵的风速轴; (3) 以风电机组WTj作为第3个轴。
取每个风速和风向间隔内的中间值作为风电场的输入风速和风向;根据图3可得风电场内每台风电机组的输入风速;然后根据图4计算得出不同风速和风向组合下风电机组的相关系数。通过查询三维矩阵可得到任意风速和风向不同组合时的风电机组相关系数, 然后把相关系数相同的风电机组归为一组。通过改变图4中的风速步长可改变计算风电机组相关系数的风速取值范围, 得到风电机组的不同分组, 满足建立风电场不同简化程度模型的需要。
从式 (6) 和式 (7) 可以看出, 对于风电机组类型和位置已确定的风电场, 输入风向确定后, 风电场内上游风电机组对下游风电机组的遮挡面积也是确定的, 它与风电机组的输入风速无关。因此, 对于风电机组类型和位置已确定的风电场, 在同一输入风向下, 改变输入风速的大小, 只会改变风电机组相关系数的大小, 而不会改变风电场内风电机组的分组情况。但是, 风向变化时风电机组的分组方式会发生变化。因此, 在工程应用中, 若已知风向变化时间序列, 则可通过识别不同的风向并调用相对应风电机组分组方式的风电场相应等值模型进行仿真分析。
5 算例仿真
下面以图5所示某地势平坦的风电场为例分析风电机组分组。
风电场由16台容量为1.5 MW的双馈变速风电机组组成, 叶轮直径为70 m, 轮毂高度为65 m, 风电场内每排风电机组中相邻2台风电机组间的距离和相邻2排风电机组间的距离均为400m。下面分2种情况进行分析计算。
1) 风电场输入风向不变、风速变化
对图5所示风电场, 来风风向γ=45°时, 改变风速v大小, 由图3可计算得出每台风电机组的输入风速, 如表1所示。取风速步长vstep=0.1, 由图4可计算得出风电机组的相关系数, 如表2所示。
可见: (1) 风电机组间的尾流效应减小了下风向尾流区内风电机组的风速, 使得风电场内风电机组输入风速存在差别; (2) 风电场输入风向相同、输入风速变化时, 尽管风电场内每台风电机组输入风速不同, 但若把输入风速相同的风电机组归为一组, 风电场内风电机组的分组相同。图5中16台风电机组可分为4组:WT1至WT6, WT9为1组;WT7, WT8, WT10至WT12为1组;WT13至WT15为1组;WT16为1组。
2) 风电场来风风速不变、来风风向变化
对图5所示风电场, 来风风速v=12m/s时, 改变来风风向γ, 由图3计算可得每台风电机组的输入风速如表3所示。取风速步长vstep=0.1, 由图4, 计算可得风电机组的相关系数, 如表4所示。
从表3可以看出, 根据风电机组的相关系数是否相同对风电机组分组时, 风电机组的分组随风电场来风风向变化而变化。γ=0°时, 16台风电机组分为4组;γ=60°时, 16台风电机组分为1组。
由以上分析可以看出:在根据风电机组的输入风速是否相同对风电场内风电机组分组时, 风电场的来风风向是决定风电机组分组的主导因素。
在此需要强调的是, 算例中风电场的地势平坦且风电机组排列布置规则, 但是在实际工程中, 有的风电场地形地貌比较复杂, 这时可按照附录A表A1来确定尾流系数;风电机组排列不规则时, 要根据实际情况改变风电机组间距离进行分析。
6 结语
本文提出了一种根据风速、风向变化对风电机组分组的方法。该方法采用尾流模型, 考虑风向变化对风电机组间尾流效应的影响计算风电场内风电机组的输入风速;考虑风速、风向随机波动的特点, 提出利用三维相关系数矩阵对大型风电场风电机组分组的方法。该方法可用于风速、风向波动时风电场的建模及风电场并网研究。但是, 本文没有对风电机组分组方法的工程应用进行较为深入研究, 这也是以后进一步研究的方向。
超超临界机组轴承失效分析 篇7
根据润滑理论,对于动压滑动轴承,如果轴承负载过轻,轴承油膜过厚,油膜容易失稳而发生油膜振荡;如果轴承负载过重,油膜容易破裂而产生轴承和轴颈局部干摩擦而使轴瓦温度升高。为使轴承油膜不致过厚也不致过薄,即不发生油膜振荡也不致轴瓦温度过高,就必须找出油膜厚度与轴承负载等参数之间的关系,即通常监视的轴承温度和振动反应油膜厚度状态。影响油膜工作状态的原因很多,大致分析归类如下。
轴承钨金浇铸质量不良。浇铸质量不良,结合不佳,存在脱胎现象,当承受动载荷或温度变化时,结合不牢,脱胎现象将进一步加剧。
轴承负载分配不均。转子中心偏差、轴承温度和扬度变化,轴振动过大,转子受到向下的力过大、转速超过允许值,轴封漏汽引起轴承座标高发生变化等,都可能产生轴承载荷分配不均。
轴承球面自动调整能力差。轴承间隙过小或过大,轴承紧力过大,可倾瓦垫块方向装反限制活动的范围,轴承安装偏斜,轴承底座垫片增加的过多,轴承与轴颈扬度不一致(不同心)等,都可能使轴承球面自动调整能力变差。
轴承润滑油油质差。汽轮机润滑油的主要作用是润滑轴承和减少轴承的摩擦损失以及冷却轴承的作用。润滑油油质的优劣将直接影响着汽轮机运行的可靠性。油温过高或过低、润滑油黏度不符、油流量过大或过小、回油不畅、润滑油断油、油质不良或油质恶化,其中润滑油压力过低或过高,润滑油中杂质的进入是油质劣化的重要原因,油流中或轴承内存在气体或杂物,顶轴油管逆止阀不严,油膜压力下降等,都可使轴承温度升高造成轴承损坏和轴径拉伤。
2 660 MW机组轴瓦温度高的事故简介
某电厂的3号机组为超超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压凝汽式汽轮机机组,型号为N660-25/600/600,机组设计为1号、2号轴承可倾瓦,其余为椭圆瓦。该机组在2011年投运后1号、2号轴承温度一直偏高,其中1号轴承温度达104℃左右。故障首次发生在2012年的一次停机惰走过程,该机组在22:14脱扣,当机组惰走到900 r/min时,1号轴承温度达到105℃,出现高温报警;当转速在60 r/min时突然下降到0,这时1号轴承温度突升到160℃左右。这次停机惰走时间共45分钟,比以往明显缩短。随后手动投入盘车,马达电流23 A,偏心90μm,听棒在前轴承箱处可听到碰擦声音。盘车投入约1小时后马达电流恢复到正常值22 A,偏心逐渐下降到0。这过程大约在23:35结束,从1号轴承回油窗中取出片状和条状的乌金碎屑。解体后发现上下瓦块的水平结合面积聚大量片状乌金碎屑,并有部分乌金碎屑嵌在上瓦乌金面内。通过对轴承油隙的测量,估算下面两块轴瓦乌金至少熔掉0.4 mm,轴颈未发现点蚀和拉毛缺陷。随后使用超声波对该机组的所有轴瓦进行探伤检查,发现多个轴瓦结合面有边缘脱胎现象。检查结果如表1。
此外有部分轴瓦出现线性显示,但处于GB/T18329.1-2001标准允许范围内。
3 超声检测可行性分析
轴瓦是由巴氏合金与钢质基体两种金属结合,如图1所示,对于粘合部位相当于异质界面,而对于未结合部位而言相当于巴氏合金与空气相接。由于轴瓦背面钢质基体形状不规范,因此检测时选择在将探头放在巴氏合金一侧,超声波遇到异质界面时既有透射也有反射,若超声波由巴氏合金层到空气界面时则会发生全反射,若异质界面是钢则反射率R低,根据反射率公式(1)。
Z=ρC(2)
其中P0为入射声压;Pr为反射声压;R为声压反射率,Z1为介质l声阻抗;Z2为介质2声阻抗。在锡基合金结合良好的情况下,介质2为钢,介质1为锡基合金,由式(1)计算可知此时反射声压为:
Pr=0.3P0(3)
在锡金合金未结合情况下,介质2为空气,介质1为锡基合金,由式(1)计算可知此时反射声压为:
Pr=P0(4)
根据有关资料提供的数据和实测结果,取
ρ巴=7.3×103kg/m,
C巴=3.4×103m/s,
ρ钢=7.8×10,
C钢=5.9×103,
代入公式(1)得:
R巴钢=29.5%,
R巴气=100%。
因此以巴氏合金与空气界面的100%反射为基准,则结合部分的异质界面反射波高为29.5%,即低于30%,由于未粘合部位夹层介质的声阻抗介于空气和钢之间,因此反射率会高于30%。由此得出巴氏合金的检验方法如下:调整灵敏度,将曲面探头放到相应的曲面试块上调节波形,使最高次反射波达到满屏高100%,在增益衰减均不变的情况下在工件上检测,若最高次反射波达到30%以上,同时在其他面能出现两次以上回波,则此可判断此位置为未结合部位[1]。
4 事故分析
4.1 系统分析
事故后对机组运行工况与轴瓦温度的变化进行了分析,发现1号轴瓦金属温度与负荷、调门开度、调节方式等有密切关系,在不同的负荷段,该轴瓦温度与负荷之间有相反的变化的关系:在负荷小于600 MW时,轴瓦温度随负荷的增加而增加,而在大于600 MW以后,轴瓦温度却随负荷增加而降低。由图2可以发现:负荷低于600 MW时,4号调门全闭,1、2号调门随负荷增加而开大,3号调门开度虽然较小,但到600 MW以上时也随负荷增加而开大,轴瓦金属温度峰值出现在3号调门开大而4号调门未开时。在负荷大于600 MW以后,1、2号调门全开,3号调门开度达到15%,4号调门开启,之后随负荷增加3、4号调门逐渐开大,在这个阶段轴瓦金属温度出现随负荷增大而降低的趋势。当机组在全周进汽方式运行时,即四个调门开度一致时,负荷的变化不会引起轴瓦金属温度的变化,始终为85℃左右。由上面分析可知,1号轴瓦温度与调门开启过程有明显的关系。
1号轴瓦采用的是自位式可倾瓦,共有4块轴瓦,其位置同图3所示的喷嘴弧段位置一致,轴瓦的温度测点在右下半底部瓦块上。该种轴承适用于温度变化较大的场合,但为了适应转子倾角的变化,对转子中心度有较高要求。当机组采用喷嘴调节时,调速汽门相应开启,蒸汽进入不同的喷嘴弧段,通过调节级叶片做功,这时轴承上承受的负载的大小和方向是处于变化状态的。在1号、2号调门同步开启过程中,转子受向下的作用力,随着1号、2号调门开大,轴瓦负载变大,温度升高。但3号调门开启后,转子又受到一个指向右上方的作用力而使转子向右下方偏移,使右下部瓦块的负载变大,导致轴瓦温度进一步升高。随着4号调门开启后,转子的偏移量得到扼制,亦改善了轴瓦的偏载量,因此轴瓦温度开始下降。1号轴瓦下部两块瓦块温度和调门开度的关系如图4所示,图4中可以清楚看出两块瓦块的温度差异。因此换成部分进汽方式后,1号轴瓦温度会明显升高,且随部分进汽量的改变而变化。进汽方式的变化以及部分进汽量的改变,相应改变了原来作用在1号轴瓦上的均匀分布载荷,这种不平衡达到一定程度后,油膜稳定性被破坏,从而导致轴瓦温度的突然升高。
%
考虑到在同型号的其他机组中也出现1号轴瓦温度过高的情况,这说明该类机组的1号轴瓦在工作稳定性设计上是可能存在问题的。查阅厂家图纸发现该型号机组在设计上1号轴承没有顶轴油,由于转子太重,转动时轴颈在轴承内无法形成油膜或者油膜不稳定,可能导致1号轴瓦运行中温度偏高。为了维持和提高运行中轴瓦工作稳定性,保持良好的润滑,经与厂家商榷,变更设计,增加顶轴油,适当放大1号轴瓦的润滑油进油节流孔板孔径,加大该轴瓦的供油应是一个可行的方法。另外1号轴瓦乌金磨损在低转速下即油膜失稳后加剧,分析原因主要是该机组主机油温切换目前是定在转速为900 r/min时进行,即转速在900 r/min以上油温为42℃,900 r/min以下为35℃。机组冷态启动时,由于须在1 900 r/min进行中速暖机,所以油温的提高有足够的时间,而在停机转子惰走中,由于无中间转速停留,油温下降的速度相对滞后于转速的下降,易发生低转速下油膜破坏现象。所以可以适当提高油温的切换转速值来改变这种问题的发生[2]。
4.2 理化分析
针对其他瓦块出现脱胎现象,使用752型紫外可见光光度计对脱胎的下瓦合金层取样进行了化学成分和金相分析,化学分析结果见表2,其中轴瓦合金材料为:ZSnSb12Cu6Cdl。
由表2可见到锑含量满足标准要求;两次检验铜含量均超出了标准要求上限,镍、镉和砷含量均低于标准要求的下限,杂质元素铅和锌含量均超出了标准要求的上限。轴瓦下瓦锡基合金元素总量明显偏离了标准要求。因此汽轮机轴瓦下瓦巴氏合金化学成分明显偏离标准要求。
此外对巴氏合金层基体和靠近结合面处取试样进行金相试验。在显微组织中可观察到合金组织如图5所示,分三种:黑色基体、白色方形和白色颗粒,根据最新金相图谱大全分析判断黑色基体为α固溶体、白色方形相为β(SnSb)、白色小颗粒相为ε(Cu6Sn5)。由下瓦靠近结合面处金相试样分析可看到,如图6所示,组织中化合物在靠近结合面处存在厚度不均匀的连续的β相层+零星浅色颗粒或断续的浅色层,存在轻度偏析[3]。β相硬而脆,在结合面处存在连续并且厚度不均匀的β相有可能会降低界面的结合强度。合金层与钢背结合处附近合金层的显微组织对轴瓦的粘合强度影响很大,硬而脆的ε和β相如偏聚在结合面附近,容易构成脆性带,当轴瓦受冲击载荷时,合金层容易剥落。
由化学分析可知,下瓦铜元素含量明显超标,ε相比例增加,这导致合金强度增加,但同时塑性和韧性却大大降低,合金抗交变和抗冲击载荷作用的能力降低,影响巴氏合金与钢质基体的结合质量,容易碎裂和剥落。此外,铸造温度一般只需高出初晶温度50℃～100℃即可,而ε相结晶温度是随铜含量变化的,所以铸造温度一般由铜含量决定。铜含量超标容易使得根据名义成分确定的浇铸温度可能显著低于实际成分对应的最佳浇铸温度,从而影响合金层的浇铸质量。合金层中含有过多的铅将降低合金的冲击韧度及高温性能。锌含量的变化会明显影响β相的变形和聚集。综合以上化学分析及金相分析得知,下瓦锡基巴氏合金元素总量超出标准要求,β相在靠近结合面处出现轻度偏析等导致下瓦巴氏合金层出现脱胎[4]。
5 结论
5.1 运行方面
机组启动和正常运行中,将轴承温度作为重要的监视参数,并且根据机组工况变化,分析变化趋势,与历史数据、控制数值、机组首次安装启动或与大修后数值对比,进行风险分析和预控。调速汽门开启顺序优化,既要考虑轴承载荷又要考虑转子稳定性;机组油温和压力保持在正常范围内,油质符合规定;轴封压力保持在正常范围内,保证不外漏和油中不进水。
5.2 检修工艺
制定严格的轴承检修工艺标准,按照检修文件来进行,加强人员的培训和学习。轴承承载力按照设计负荷进行分配,轴承重载比轴承轻载抗气流激振性能强,提高轴承的稳定性,轴承检修后各部间隙、进油流量、接触面积、轴瓦紧力,轴系扬度、轴承载荷等负荷检修工艺规程。汽封间隙要合理,符合制造厂规定,间隙过大轴封漏汽过大、加热轴承座,使轴承座标高抬高,尤其#2轴瓦,使#1轴瓦承载力减小,稳定下降。
5.3 制造工艺
在制造过程中应加强对轴瓦材料质量及制造过程的控制,防止产生轴瓦挂锡层,从而预防剥落现象发生。在锡基轴承合金中,由于α、β、ε三种相间存在比重差别,当离心铸造时,在离心力的作用下,比重大的ε相于外层析出较多,而比重小的β相则在内层出现,因此容易构成偏析。为防止此类缺陷的产生,可采取如下的措施:在浇铸前尽力搅拌溶液,使其均匀分布而ε相不致下沉;或在采用离心铸造时,根据轴承的大小,选择适当的转速来改善比重偏析。
摘要：针对某电厂660 MW超超临界机组运行中出现汽轮机轴承失效的问题,采用系统分析、无损检测、理化分析等方法对汽轮机工况、失效部件进行分析。结果表明:1号轴瓦设计没有顶轴油,影响油膜工作的稳定性,可通过增设顶轴油和提高油温的切换转速值来解决;此外,下瓦锡基合金元素总量超标、β相在靠近结合面处轻度偏析等导致结合不良,当承受动载荷或温度变化时,脱胎加剧,应在制造过程中加强对材料质量及制造工艺的控制,防止产生偏析。
关键词：超超临界,轴承,顶轴油,金相分析
参考文献
[1]国家能源局.汽轮发电机合金轴瓦超声波检测[M].北京:中国电力出版社,2011.
[2]汪玉林.汽轮机设备运行及事故处理[M].北京:化学工业出版社,2006.
[3]高强.最新有色金属金相图谱大全[M].北京:中国冶金工业出版社,2005.
风电机组选型辅助决策系统研究 篇8
针对行业现状, 本文提出了一套风电机组选型辅助决策软件系统并在工程应用得到了推广, 为发电企业的风电机组优化选型起到了积极作用, 并在工程应用中起到了良好的社会效益和经济效益。
1 风电行业面临的主要问题
面对巨大的风电市场需求, 中国的风机制造企业从2007年初的10余家迅速增加到目前的80余家。大量风机制造企业的产生, 给风电场投资商提供了更多的选择。然而, 这些宏观环境的变化使得风电投资者面临一系列问题[2]:
(1) 大量风机制造企业的竞争促进了我国风机制造业的发展, 但是由于各个企业的制造基础、技术来源、技术力量都不尽不同, 造成市场上的风机质量也良莠不齐, 对风机制造企业的实力及其产品、供应链进行深入了解, 对于关注风电产业的投资者非常必要。但是, 目前国内缺乏一个这样的综合平台, 尤其是大型发电集团, 以实现对风机制造厂商全方位信息的了解。
(2) 由于近年风电发展快速, 投产的风电场数量巨大, 而且出质保期的项目很少, 这就导致风电投资者重心不在风机的运行情况。然而, 风机的质量, 直接影响了投资者的收益, 通过全面的风电场机组运行数据库, 获得同类风场机组选型、运行情况对于新建风场风机选型来说可以取到重要的参考作用。
(3) 大量企业进入风机制造行业, 一定程度上改变了风机的供求关系, 带来了风机造价的下降。对于风电投资者来说, 获得及时的风机价格走势信息, 并适时进行规模化风机采购, 对于降低风电投资非常关键。
2 决策系统设计思路
针对当前的行业现状并结合国内外研究现状[3], 本文提出了风电机组优化选型方法, 其主要设计思路为:以风电投资者的需求为导向, 以提高风电场经济效益和运行安全性为核心实现风电机组的优化选型。首先对风电机组进行初选, 筛选出能满足风电场建设基本要求的机组, 然后通过运行经济分析筛选出发电量和风机可用系数较高的机组, 再通过技术经济分析筛选出对风电场的适宜性和经济性较好的机组[4], 最后通过风电机组选型辅助决策软件系统构建风机制造厂商全方位的商务、技术资料库, 设立全面的风电场机组运行数据库, 实现完善的风机价格走势分析功能, 合理划分风场类型, 完成同类风场机组选型查询功能。将风机制造企业资料、风电场机组运行数据、风机价格走势等各方面的资源有效地整合到一个综合平台上, 以实现对风电机组全方位信息的了解和比较, 从而对新建风电场实现风机优化选型。其风电机组优化选型方法的四个步骤如图1所示。
其构建特点如下:
(1) 为了对风机制造厂商全方位信息的了解, 系统主要通过对主流风机厂商的调研, 结合深入的市场调查资料, 收集风机制造厂商商务、技术资料, 构建制造厂商数据库、风电机组数据库。
(2) 为了获得同类风场机组选型、运行情况, 系统主要通过与风电投资者、风机制造厂商合作, 获取国内已投产或正在建设风电项目的地形条件、风资源状况、海拔高度、使用机组型号及参数、年发电量 (已投产项目) 等信息, 构建国内风电场建设 (主机) 数据库;通过对风场类型进行合理划分, 使得系统具备同类风场机组选型查询功能。
(3) 为了获得及时的风机价格走势信息, 系统主要通过统计近年来风电机组招投标价格数据, 分析国内外主流厂商风机千瓦造价变化趋势, 构建风电主机造价数据库, 实现完善的风机价格走势分析功能。
3 决策系统的开发
为了促进系统的实践和应用, 作者组织开发了“风电机组优化选型辅助决策软件系统”。软件系统的成功开发, 为实现风电机组选型辅助决策系统的科学应用奠定了良好的工作平台, 如图2所示。
根据系统的构建思路, 主要由五个功能模块组成, 分别是制造厂商数据库、风电机组数据库、国内风电场建设 (主机) 数据库、风电主机造价数据库以及同类风电场机组选型查询模块。其风电机组优化选型辅助决策软件系统结构图如图3所示。
本辅助决策软件系统采用模块化设计思想进行系统设计, 通过不能功能模块的选择和组合可以构成完整的模块, 以满足风电机组选型不同需求的设计方法。最终, 系统以地形条件、风资源状况、海拔高度为三要素, 对风场类型进行划分。新建风场对比国内风电场建设 (主机) 数据库, 可获得同类风场机组选型、运行情况, 从而为新建风场风机选型提供参考, 具体原理如图4。
4 结论
(1) 提出了一种应用于风电机组优化选型辅助决策软件系统, 该系统以风电投资者的需求为导向, 以提高风电场经济效益和运行安全性为核心实现风电机组的优化选型。通过将风电各种资源有效地整合到一个综合平台上, 淡化了主观因素影响, 使得风电机组选型更加客观、科学。
(2) 该系统目前已在某大型发电集团工程应用中起到了良好的社会效益和经济效益, 为发电企业的风电机组优化选型起到了积极作用, 验证了该方法体系是合理有效的。
参考文献
[1]赵福平.从近10年数据看我国风能的利用与发展[J].近日科苑, 2010, 2:42-43.
[2]于汉启.我国风电发展的成本与风机选型研究[D].北京:华北电力大学, 2009.
[3]范炜, 张文忠, 刘庆超.基于费用-效益模型的风电机组优化选型研究[J].华东电力, 2010, 38 (6) :914-916.