风电场物理特性对风电机组轴承动态润滑影响的因素分析

■ 杨小品 寇桂岳 赵志英

(1.南昌工程学院 2.北京航空航天大学)

0 引言

目前，风能作为重要的可再生能源类型已成为我国主要的发电能源，全国已有数万台风电机组在运行。风电场一般建在戈壁荒滩、山谷旷野或海上等工作环境恶劣之地，维修保养不易，加之风电机组设备比较昂贵，所以维持风电机组设备连续正常运行的润滑系统显得尤为重要。良好的润滑不仅可以保证风电机组运行的安全和稳定，还可以节约润滑油脂，并降低电力成本。轴承是风电机组设备中非常重要的零部件，风电机组中需要润滑的轴承有很多，主要集中在主轴、偏桨、刹车等系统中。由于风能的随机性与不稳定性，风电机组运行中轴承润滑需求与负荷强度、运行时长、环境、温度等方面有极大的关系。传统人工注脂和定时定量的自动注脂润滑方式较易造成欠润滑和过润滑，已不能满足润滑需求。应根据风电机组功率输出、相关环境影响等因素，综合考虑具体运行工况下的润滑需求，才能为风电机组提供合理的润滑方案[1]。若要选取适当的润滑方案，必须对影响润滑的一些重要因素进行分析，才能在确定润滑方案时进行针对性处理。因此，本文从影响润滑性能的各种内、外部因素出发，重点分析各因素对润滑效果的影响，为动态润滑控制策略提供理论支持。

1 风电机组寿命与润滑关系的分析

一般而言，风电机组需要润滑的部位超过80个，主要润滑部位大致可分为轴承润滑和齿轮润滑两类。在实际使用中，有70%的齿轮和轴承达不到预定寿命，影响轴承寿命的因素有很多[2-3]。

在GB/T 6391-2010《滚动轴承 额定动载荷和额定寿命》(即国际化标准ISO 281-2007)[4]中，轴承的寿命公式为：

式中，Lnm为修正额定寿命；L10为基本额定寿命；a1为可靠度修正系数；aISO为轴承寿命修正系数。

公式(1)中只有aISO为可变系数，可表示为：

aISO是与污染系数eC、疲劳载荷极限Cu、当量动载荷P及黏度比κ有关的函数。它将轴承在动态运行过程中材料的疲劳极限，润滑的有效程度、污染程度和轴承当量动载荷等因素综合考虑后对L10进行修正。因此，为了延长轴承使用寿命，可以通过调节aISO使轴承的修正额定寿命Lnm达到预期目标。

根据GB/T 6391-2010中向心滚子轴承的寿命修正系数图可以看出：Cu/P一定时，aISO的最大和最小值范围可在0.3～50之间，相差数百倍，从式(1)可以看出，aISO对Lnm影响很大。在恶劣条件下，aISO极小时，轴承寿命急剧下降；而在润滑和清洁良好的极端条件下，aISO可达50，几乎可使轴承拥有无限寿命。因此，研究与aISO相关的参数具有非常重要的实际意义。

根据制造商回收到的失效轴承的统计数据，得到了轴承失效形式的发生频率，如图1所示。 其中，43%的直接失效原因来自润滑不当，而密封缺陷和次表面疲劳也可间接引起润滑不当。

图1 轴承失效原因占比情况

结合式(1)、式(2)和图1可知，若要提高风电机组的轴承寿命，必须避免污染、提供良好的润滑。恰当有效的润滑方式和合适的润滑量是提高轴承寿命、延长风电机组服役年限最有效的方式。良好的润滑与环境条件和润滑油自身均有较大关系[5]。风电机组载荷和轴承转速与风速、风向及地理环境有关[6]，润滑油品质量与温度和湿度及污染有关，因此，在对风电机组制定润滑方案时，必须对上述主要影响因素进行重点分析和处理。

1.1 温度影响

外部温度的影响主要是对密封部件的影响和对润滑油脂的影响，其中对润滑油脂的影响尤为严重。润滑油脂的性能直接关系到润滑效果，因此，温度对润滑效果的影响不可忽略。

良好的润滑首先要能保证在两个接触面之间形成可以隔离摩擦面的润滑油膜。润滑油膜的充分形成依赖于润滑剂的黏度，而黏度对于温度的变化高度敏感。温度每下降5 ℃，油脂表现的黏度即会翻倍。风力发电机全部裸露于室外环境中，在冬天，北方最冷月份的气温常低于-25 ℃，极端情况下甚至低于-40 ℃，风电机组停机后迅速冷却，润滑油会变得很黏稠，造成下次启动困难；重启时对润滑油进行加热形成最小油膜亦有时间上的影响。在夏天，风电机组处于太阳的暴晒之下，机舱温度较高。温度升高会导致润滑黏度显著下降，使润滑油膜承载能力降低，最小油膜容易失效或者不易形成。最小油膜厚度大约是润滑剂黏度的0.7次幂的函数。因此，对于工作环境温度来说，超过合适温度的±5 ℃，就需要考虑温度变化的影响。温度在70 ℃以上时，每升高15 ℃，润滑脂的补充和更换周期要缩短1/2。在润滑控制方案中要充分体现温度变化这一因素的影响作用，油品的选择、及时更换或改变补给周期是很有必要的。

受气温变化及低温的影响，橡胶密封件更易老化。橡胶密封件老化后密封性能的下降则会导致润滑污染的发生，比如，空气中尘土泥沙等固态颗粒的入侵、雨雪水分的渗入，润滑油脂的泄露等。严重的污染对于轴承的正常运行有致命性打击。

1.2 颗粒污染影响

在润滑污染中，颗粒污染引起的后果比较严重，能导致轴承迅速失效。颗粒污染包括外部环境中颗粒入侵和部件剥落微粒等。某些采用自动润滑装置的风电机组，润滑部件设有开放性注油孔，因此更容易受到润滑污染。硬颗粒侵入密封圈或者防尘盖后进入到润滑油和轴承内部空间，并在滚动体和滚道之间积聚，当大于油膜厚度的固体颗粒被带入接触区时，颗粒被碾压碎裂与润滑油发生反应会降低润滑油的性能。若颗粒因应力作用嵌到滚动面形成凸起，轴承运转时会在凸起处形成高温；若颗粒在两滚动面中间摩擦则会形成较深的压痕，当压痕深度达到几微米时，润滑油膜可能会破裂而形成负压，在负压周围形成很高的压力峰。滚动面凸起处同样也会出现油膜压力峰，这样的高压对滚动体和滚道材料表面和次表面压力有极大的影响，成为疲劳失效的起始点，这些局部的初始疲劳会导致轴承迅速失效。

颗粒入侵会造成轴承的润滑不良，影响使用寿命。根据污染物颗粒的不同尺寸可以判断受何种杂质影响，来定量地评价污染对轴承疲劳寿命的影响。所以，在风沙较大的风电场，对轴承进行油浴清洗、改变润滑油补给周期是很有必要的。

1.3 湿度影响

湿度属于润滑中的水分污染。在气候潮湿的地区，如环湖风电场、海上风电场，则必须考虑空气湿度的影响，因为水分不仅会对润滑剂产生破坏作用，对机械部件也会产生不良反应，比如部件工作表面生锈等。水汽或雨水、雪水的入侵会影响润滑剂中的水分含量，润滑剂中水的含量是影响润滑性能的重要因素，最大水分含量应控制在4×10-5。水分的污染将引起金属部件腐蚀，破坏边界润滑保护层。水分通过物理和化学作用使润滑剂性能劣化或失效，缩短油品使用寿命。油脂中的水分能使接触表明产生锈蚀。若摩擦面有剥落下来的细微颗粒，环境中湿气和潮气会与这些颗粒的氧化物发生水合反应，还会导致所谓的微动磨损腐蚀或摩擦氧化现象，从而对轴承寿命产生不利影响。因此，对于保持润滑剂干燥方面，润滑油脂加注时的防尘防潮要做好充分的保护设施，在条件允许时，可设立油脂的在线监测系统，以分析油脂中水分及杂质含量并进行净化处理。

1.4 地理位置的影响

地理位置主要影响风电机组的运行工况，而风电机组运行工况决定着自身机械部件的磨损，各部件润滑时间间隔和润滑剂量的选取以抗磨损为主要依据。

风电机组在风电场的分布较分散，因此，整体上具有非常大的空间差异，而这些空间差异导致了风电机组之间工作情况的差异。由于地形及空气动力学的影响，风电机组位置和迎风点决定了风电机组的出力，在主风向区域，风电机组出力较多，而在风向不明显的区域，风电机组出力较少。处于同一风电场的各风电机组运转情况也不尽相同。

在风电机组的机舱中，主要轴承润滑部件有叶片轴承、主轴、发电机轴承、偏航系统和刹车系统等。叶片为风能捕获部件，叶片带动主轴和发电机转动，将机械能转换为电能。主轴和发电机的工况不仅与风速有关，还与其载荷有关[7-8]。在叶片转动和需要变桨时，其运行工况与风速和风向参数有关。偏航系统要保持机舱与风向一致，运行工况与风向有关。刹车系统则主要与切入风速、切出风速及系统故障有关。工况不同，各部件的机械磨损均不同，因此，同一风电机组中，不同的部件对润滑的需求也不同；而轴承的连续正常运转取决于润滑的方式和剂量，因此，必须根据风电机组的实际运行工况确定合适的润滑方案，才能保证轴承的正常运行。

地理位置因素和风能特性的结合对风电机组润滑方案有决定性作用，应根据风电机组状态反馈数据及风场现场采集的数据进行综合分析决策。

1.5 风电机组启停的影响

因并网和保护风电机组的原因，风电机组要在一定风速范围内才可以工作，当出现工作风速范围以外的切出风速时需要及时停机。当出现风速超快、振动过大、电机温度过高等故障时，需通过液动制动装置的动作来实现紧急停机。

风电机组主轴承受的载荷有径向载荷和轴向载荷，在启停机过程中主轴受力不均匀，在频繁阵风启停时会把润滑油从受力较大的部分接触面中挤出，不利于启动时的油膜形成[9]。在正常运行中，风力不稳定时，由于载荷引起振动偏高也会把润滑油从摩擦中挤出，从而破坏最小油膜的完整性。因此，风电机组切入切出的频率必须要作为扰动量加以考虑；而风电机组载荷则作为随动量在最小油膜形成及作用过程中加以处理。另外，在寒冷时节，风电机组启动时还应考虑润滑油的加热问题[10]。

2 结语

优良的润滑系统既能延长风电设备寿命，又能降低发电成本、节约能源、提高风力发电机的盈利能力[11]。风电机组润滑点众多，影响风电机组润滑的因素亦很多，本文重点分析了外界环境的影响因素，在实际应用中，应充分考虑润滑点各种相关情况来选取合适的润滑剂，并采取恰当的润滑方案。对于给定的轴承应用，应当保持恰当的安装技术，尽量避免各种污染，在选择合适的润滑剂的基础上，用调整润滑油脂的供给方式来优化轴承寿命修正系数aISO，使轴承寿命尽可能的延长，能达到甚至超过设计寿命。

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