摘要：轴承是风力发电机运行的重要组件，为保证风力发电机的正常运行具有重要意义。轴承温升高问题不仅影响轴承的正常运行，也会使风机机组运行不正常，降低风能利用率，严重时甚至引起机组停机，导致风场业主利益受损。
关键词：轴承；温升高；风力发电机；故障
随着全球资源问题的日益突出，各国都加大了可再生能源的开发利用。风能作为在自然界中分布广、储量大、无污染的新能源，在世界各国得到广泛应用。随着我国快速发展能源事业政策的出台，风力发电事业增势强劲，新能源装备技术性能增强，截止到 2017年底，我国风电机组并网累计容量达163.67GW，今后三年年均增量约30GW,呈现出总装机容量大、单机容量高的特点。我国的风力发电机有鼠笼型、双馈型、永磁直驱、永磁半直驱等多种类型。双馈异步风力发电机目前在风电市场的占有率高。从辅助功能来看，有防盐雾型、低温型、高原型等; 从冷却方式来看，有空空冷却、空水冷却、水冷却等。
风力发电机轴承故障频发，维护费用逐年增加，风能的利用率被大大降低，也对我们提出了更大的挑战。轴承故障的原因多是由轴承温升过高引起的。因此对风力发电机轴承温升高问题的研究，可以在很大程度上保障后期风力发电机的平稳可靠运行。
1 风力发电机的发热机理
风力发电机主要是通过定转子发热、轴承滚动体与内外滚道摩擦发热为主，由于风力发电机内部发热差异，有温度梯度差，传热过程如下：
（1）转子发热量一部分通过与转轴及轴承间进行热交换，另一部分热量传递给定子，定子和轴承一部分热量再传递给转轴和其他零部件中，因此轴承是受热和发热体，即热耦合体。
（2）轴承内部以对流形式与润滑脂发生热交换，发电机内部定转子部位同样以热对流形式与内部空气进行热交换。
（3）在前端轴承处安装的风扇通过强制风扇作用吹进去的风吹到机壳表面处，定转子热量与轴承热量通过与机壳处空气的以对流与热辐射的形式将热量散发出去，传递到机舱内部，在冷却方式中，热传导和对流换热是主要形式，而热辐射与机舱环境关系较大。
（4）发电机冷却空气整体呈轴对称分布，但由于电机其它部件的作用使风速呈绕流性，风速减少，机壳中间部位温度高。由于轴承发热、定转子绕组热量等作用，使得温度场在径向温度分布不均匀，轴向对称分布，转子绕组的平均温度低于定子绕组的平均温度，同时绕组中间部位温度高于两端的温度，在整个区域里定子绕组中间位置的温度较高。
（5）前后轴承因定转子绕组发热而温度提高，后端轴承温度上升要比前端轴承高，而后端轴承温升一般比前端温升高 8ºC 左右。
2影响轴承温升高的因素
2.1轴承本身结构
轴承是风力发电机的关键部件之一。轴承温升过高，会严重影响轴承的寿命，甚至烧坏轴承。轴承的基本尺寸、游隙等会影响工作温度，其中轴承游隙是非常重要的因素。
轴承游隙是指轴承内圈、轴承外圈与滚动体之间的间隙。发电机运行过程中，轴承将同时受到轴向负荷和径向负荷。游隙过小可引起内部负荷过大，产生热量，增加轴承温度; 游隙较大时，可降低摩擦力矩，减小内外圈温差，增加热量传递，减小轴承温度。对于轴承安装精度而言，在轴承与电机转轴配合过程中，由于累积公差会使轴承受载荷，同时影响轴承游隙的变化；轴承偏斜角增大是由于其形位公差超过标准引起的，也会间接影响轴承游隙，从而导致轴承温升变化。
2.2轴承配套结构
发电机轴承在安装时与其配套的各部件也会引起轴承温升升高。
轴承内盖、轴承外盖与轴承套是止口配合的。这三个部件与轴组成了一个轴承室。这部分的影响主要是轴承内盖和轴承外盖之间留给轴承的间隙对发电机轴承温升的影响。轴承内盖止口到轴承外盖止口间的距离与轴承宽度间的大小因发电机制造的不同而不同。轴承发热时在轴向与径向膨胀。这个几毫米的空间就是用来给轴承热胀冷缩的空间。如果留有的空间有限，就会导致热量无法随膨胀散失，留在轴承上，从而引起轴温的上升。同样，轴承内盖、轴承外盖的作用是固定轴承轴向位置，用来防止轴向串动的。因此，他们与轴承的配合越紧密作用越明显。建议适当的放大轴承内盖止口和轴承外盖止口之间的距离，即适度增大留给轴承热膨胀的空间。
轴承的润滑油路结构差异也会影响轴承的温升情况，如下图：
图一 图二
依据我司多年制造经验，图一结构的油路结构，在厂外一般在正常运行两年到三年就会偶报轴承温升高故障（大风满发状态），原因为该油路结构不利于轴承内润滑脂的排出，长时间累积，造成轴承内润滑脂密度过高，进而导致轴承温升高故障。而图二所示的结构废润滑脂可顺利排出，未发生过轴承温升高故障。
2.3电机发热与过载运行
轴承与轴采用公差配合。在运行过程中发电机定转子绕组产生的多种损耗会使得各部位温度升高，其中，铜耗和铁耗是影响转子温升的主要因素。轴的材质为钢，导热能力强，转子温升也随着轴的导热扩散出去。当热量扩散到轴的轴承档的时候，一部分进入了轴承，促使轴承温度上升，给轴承的温升带来影响。
发电机在过载运行过程中，会使转子励磁绕组内电流增大，各种损耗增大，同样会影响轴承温升。我司生产的某型号双馈风力发电机在厂外多在夏季满状态或风速超过12m/s时发生非驱动端轴承温升高故障停机。
2.5轴承润滑
目前轴承的润滑方式多采用润滑脂润滑，其温升情况与润滑脂的类型与用量有关。相对其他类型电机来说，风力发电机常安装于沙漠、高山、海边等风量较大的地带，使用环境比较恶劣。环境温度最低达到－40℃以下，最高可达到+ 55℃以上。如果润滑脂过多或排油不畅时，会增大润滑的阻力，轴承工作温度会明显升高。轴承缺油时，会造成干磨，摩擦损耗增大，引起内部热量急剧增加，轴承易损坏。通常情况下润滑脂用量一般不超过其空间的 2/3为宜。
目前市场上风力发电机所用的油脂有克鲁勃、美孚等几个品牌的不同型号，选择合适的电机润滑脂极为重要。一些风力发电机使用美孚力富 SHC100作为润滑脂就没有使用KLUBER BEM41-141的效果好，这也是导致轴承温升高的原因之一。
发电机运行时，润滑脂需要定期更换，一般都会采用自动注油器加注润滑脂方法，便于轴承及时散热。但自动注油器的频率必须与注油器的型号与多加的润滑脂型号相匹配，如我司服务的某风电场所配置自动注油器品牌为PICO，每1.5小时注油一分钟，而标准应为每8小时加脂一分钟。加脂频率设置过高，轴承室内油脂过多，润滑脂干结，废油脂排出不畅，导致该风场发电机频报轴承温升高故障。
2.6电机运行环境
机舱内通风散热不畅，导致机舱内电机进风温度（二次风路）较高，电机内部冷却绕组（一次风路）进风温度升高，造成轴承温度过高，继而引发轴承报警；或由于电机二次风路风量不足，换热效率差，进出风包温差较大，电机内部滑环端进风温度较高，滑环端轴承温度报高。空冷器二次风路采用轴流风扇，特点是风阻小，风量大。任何风阻的增加将直接影响风量大小，影响电机轴承散热。
机舱后端空间紧张，造成电机通风散热不畅。如下图三、图四，某风场在发电机滑环室两侧安装风冷系统和水冷系统，箱体与滑环室之间的间隙仅为40公分，导致尾部空气无法对流，散热不充分；若遇现场高温和持续大风满发，定会出现温升高情况，拆除后轴承温升高的问题消除。
图三 图四
2.7其它因素
2.7.1 轴承故障隐患，通过电机轴承检测加速度包络值、振动值、轴承频谱来判定；
2.7.2 轴承接地装置故障或绝缘轴承失效造成轴承电蚀引发温升高；
2.7.3 轴承PT100故障造成误报警；
2.7.4 发电机轴与齿轮箱主轴通过联轴节不对中因素，易造成非传动端轴承过热；
2.7.5 后端滑环室安装的空气净化器及除尘箱里的过滤棉灰尘、碳粉堆积较多；
2.7.6 空冷器故障，如风机功率不足，转向反，扇叶脱落，风道阻塞等；
2.7.7绝缘端盖上沉积的灰尘、碳粉，导致绝缘端盖的绝缘阻值较低，也会导致电机轴承温升高。
3 处理方案
对于发电机轴承温升高的故障，在不考虑发电机结构、环境温度等不可变因素的情况下，排除轴承振动、异音、空冷器风机故障等电机性能故障后，可参考以下方案进行处理：
（1）疏通润滑油路，拆除轴承室集油盒，检查油路是否畅通，若油路不畅，用改锥清除油槽内干结的废油脂。
（2）对轴承油脂多的情况，断开报轴温高的自动注油器，同时观察轴承温度变化情况，若轴承温度恢复正常，确认注油器的参数后，及时接通自动注油器。
（3）在内陆安装的发电机，可将后端安装的空气进化器可以拆除。
（4）除尘箱内过滤棉取消两层，只保留两层，并建议更换新的过滤棉；
（5）检查空空冷却器冷却管道有无异物堵塞并清理。
（6）更改润滑脂型号，将润滑脂改为KLUBER BEM41-141润滑脂；
（7）人工定期清理轴承室内的废油，建议1年清理一次。
（8）清理滑环室安装的空气净化器及除尘箱里的过滤棉灰尘、堆积的碳粉。
4建议
（1）改进电机的轴承润滑油路结构，使电机轴承得到有效润滑的同时保证轴承内油脂的密度不至过高，造成油脂堵塞。
（2）为了减少轴承的温升，可如图五所示增加轴承散热结构，
图五
依据牛顿散热定律，q = α•Δτ，
q-热流密度;α-散热系数;Δτ-温差，
根据热流密度定义，q = Q/A
Q—单位时间内通过等温面的总热量，即热流量;A—等温面的面积。
相同条件下，等温面增加时，热流密度减小，温升小。在端盖上分布散热筋，加大了端盖的散热面积。增加散热筋的端盖散热效果明显提高，提高了轴承外盖的散热效率，进而缓解轴承温升高的问题。
5 结束语
目前双馈式风力发电机在各风场多以95℃ 设为机组停机温度。轴承的温升对轴承的使用寿命起到至关重要的作用。通过以上对风力发电机轴承温升高问题的分析研究，希望可以找到更好的解决轴承温升的方法，有效提高风力发电机的质量，提高风能利用率。
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论文作者:程东星,常青龙,赵闹闹
论文发表刊物:《电力设备》2018年第30期
论文发表时间:2019/4/18
标签：轴承论文; 润滑脂论文; 温度论文; 风力发电机论文; 发电机论文; 电机论文; 转子论文; 《电力设备》2018年第30期论文;