減少和消除老舊風力發電機組出現的效能輸出下降問題，已被國內諸多風電企業提上議事日程，各風電企業根據自身需求也相繼采取了一些改進措施，取得了比較好的效果。

部分風電企業受資金、指標等方面限制，無法一次性對現有風機所存在的問題進行全面整改，只能采取分步、分項、分期的方式對需要整改、治理、優化的問題進行消錯提升。正因如此，對風場及相關技術人員提出了較高求，如何在有限條件里實現效益最大，如何在眾多矛盾中區分主要矛盾和次要矛盾，并將解決主要矛盾放在首位使其達到最佳效果，是擺在風電人面前的課題。

為了改善老舊風機的運行狀況，減少故障發生率提高運行效能，各風電企業對各自風場存在問題的風機都有較好的了解分析，并利用技改立項對存在問題進行整改，大多數問題通過整改取得較好的效果。但也有一些問題在整改后，隨著風機運行，又開始冒頭、反復。

本文介紹的兩個實際改進案例，已通過時間驗證，具有一定代表性，希望為處理老舊風機問題提供一點參考。

2.1案例一

華北西部風場，一期項目安裝有33臺1.5MW機組，已投運十余年，隨著風機使用時間的推移，風場風電機組故障也逐年增加，因風機故障停機停機帶來的電量損失逐年增多。通過2017年至2018年的風機故障統計數據，并結合電廠處理風機故障的情況，排除外部因素引發報警，可以看出該風場變槳類故障占到總故障的64%（圖一），而變槳通訊故障多達700余臺次（圖二）。

為解決風機變槳通訊故障，電廠先后對開展增加通訊冗余線、批量性更換通訊滑環等技改行動，但風機運行一段時間后，變槳類故障又開始出現，且隨著時間推移變槳類故障從偶發變為多發。

為徹底解決這個問題，風電廠于2017年與專業廠家合作，對現場風機進行了以變槳系統為核心的專項檢查測試，檢查測試內容除了常規的變槳系統機械電氣、軟硬件檢查，以及變槳各系統功能性測試外，重點對變槳系統的通訊進行了檢查測試。通過對變槳驅動器到變槳控制器之間的通訊傳輸情況的實時監控及數據分析，發現變槳驅動器與變槳控制器的通訊傳輸基本正常。在對變槳控制器至風機主控制器之間的通訊實時數據分析時，發現存在數據丟包率達到風機保護設定值的情況。

風機控制系統中的數據傳輸一般是以發送和接受數據包的形式進行傳輸，理想狀態是發送多少數據就接收多少數據，但受信號衰減、干擾及系統工作不正常等原因影響，現實中很難實現理想狀態，也就是發送的數據與接受數據比例不會完全一致，但只要數據包的發送和接收率不低于系統的設定的保護范圍，風機控制系統就不會觸發相關報警，這個保護值是按相關標準，經過主機廠家測算并結合實際經驗而確定。

檢查中，通過熱成像儀檢測發現，被檢查風機的變槳控制器殼體溫度有67.3℃（見圖三），這還僅是殼體溫度，芯片溫度可能更高，這還是在風機手動停機2小時左右測量的溫度值。

眾所周知，半導體元器件特性會因溫度的變化而發生改變，而特性的改變將會影響電子器件的工作穩定性，當電子器件處于不穩工作時，部分電路就會無法滿足芯片時序要求，產生錯誤輸出的結果，這就導致運算電路出錯，大家常見的開不了機/死機等情況就是這個原因。

這一點從變槳控制柜內后增加的“變槳控制器心跳監測、輪轂轉速監測”等器件就可看出一二，這是為避免出現類似控制器死機等情況，防止因無法收槳引起輪轂超速危險進行的改進。同時發現該變槳系統控制柜體無散熱通風孔，無排風電扇。長時間工作在高溫環境也將影響電子器件的壽命。

完成相關檢測后，檢測單位根據檢測情況給出處理建議：

隨后對風場對最嚴重的的5臺風機的變槳控制柜進行了通風實驗性改造，通過改造后的跟蹤測量，變槳控制器溫度被基本處在40℃至50℃，降溫散熱效果明顯。經過10個多月的運行，改造過的風機報“變槳通訊故障”報警情況近乎消失。而且還出現一個有意思的情況，即變槳驅動器故障發生次數也大大減少。2019年該風場對全場風機的變槳控制柜進行了通風改造，并取得了非常好的運行效果。據了解通風改造所用費用，遠低于風場前期進行的更換通訊滑環的改造費用。

2.2 案例二

西南某風場風機屬國內投運較早的風機，風場一二期裝有66臺雙饋機組。

隨著投運時間的延長，逐漸出現發電機軸承損壞情況，2015年公司曾對存在這類問題的風機發電機軸承進行批量更換。

2017年風場委托國內風電專業公司，對風機發電機軸承問題進行專項檢查。

根據電廠相關資料顯示，該風場風機因發電機軸承溫度高故障造成的停機時間，遠高于其他各類報警故障造成的停機時間（圖四）。

圖四 風機故障停機時間占比圖

檢測從更換過發電機軸承的風機中開始，先選取發電機軸承溫度較高的風機進行檢查，檢查發現發電機軸承溫度上限報警值為120℃（廠家參數表報警值為110℃）。

檢查發電機軸承潤滑管路通暢；發電機潤滑油泵完好工作正常；且各輸油管末端輸出油量符合廠家技術要求；油脂泵設定的工作時間、間隔時間與廠家技術要求一致。

對發電機前后軸承廢油盒檢查發現，集油盒內廢油量極少，且廢油形態不正常，存在基油分離情況（圖五）。

檢查發電機機體地腳螺栓（彈性支撐）緊固力矩符合廠家技術要求。低轉速盤車，用千分表分別對發電機轉子前后端檢測，其跳動范圍符合發電機技術要求。檢查發電機對中，軸向徑向數據滿足主機廠家技術要求。

分解發電機，檢查發電機前后端蓋時發現，發電機軸承及其端蓋內的潤滑油脂存在不同程度的變色、板結情況（圖六），發電機前端蓋內潤滑油脂越靠近外圈部分油脂顏色越深、板結越嚴重，已出現龜裂情況。發電機后軸承保持架處的油脂已完全發黑、變質凝結（圖七）

圖六 端給內油脂變色板結

圖七 軸承油脂變色板結

在軸承外圈緊固端蓋上，留有發黃變色的的痕跡，系附著在端蓋上的油漬因長時間受高溫烘烤留下的痕跡（圖八）。

圖八 內端蓋及保持架變色

檢查還發現，處于軸承端蓋下部的廢油出口，因油脂板結覆蓋幾乎堵塞，只有析出的基油可從縫隙中滲出到廢油盒里。

從油脂出現油、脂分離、板結、軸承外圈和滾珠保持架有變色發黑的情況，可以看出發電機軸承潤滑油脂由于氧化發生變質，引發基油流失。而基油的流失又會使潤滑油脂粘稠度發生變化，使其變硬、變稀、甚至流油，這樣將減低甚至喪失潤滑油脂的潤滑能力。

而軸承的局部高溫是造成風場潤滑油氧化的重要原因。

從現場的記錄可以看出，發電機軸承溫度高問題的出現是隨著風機運行時間的延長而逐漸發展的。在最初投運時，發電機軸承溫度均在50℃至60℃，投運一年特別是每經歷一個夏天和一個冬天以后，發電機軸承溫度就會發生明顯變化，而且很快出現發電機軸承溫度高報警。

通過對現場使用的潤滑油脂的品牌型號進行核對，與廠家推薦無誤。同時提取對已開封并正在使用的油脂樣本和未開封使用的油脂樣本進行品質化驗，化驗結果與油品出廠檢驗報告基本一致，可排除油脂選用不當原因。

從檢查發現的廢油及排油口被堵的情況分析，在新軸承投入使用時軸承溫度正常，隨著時間的推移，潤滑油脂通過油泵不斷地被打入軸承，軸承內舊油逐漸被新油取代而擠出。被擠出的舊油按說應該從軸承端蓋下部的廢油口排出至廢油盒，但此時的舊油依然保持著潤滑油脂基本特質稠度不易流動，反而附著在端蓋集油室內無法從排油口流出，隨著附著的油脂越來越多開始阻礙軸承散熱，并使軸承因散熱不良引發溫升，產生局部高溫。長時間的局部高溫加速潤滑油脂氧化，氧化又破壞潤滑油脂的潤滑功效加速軸承溫升，這樣的惡性循環將導致軸承加速磨損直至報廢。

因此解決發電機軸承溫度高問題，首先是解決軸承排油不暢問題。

解決這個問題須讓軸承端蓋油室內的存油保持合理劑量，同時使多余的油脂可以從排油口及時排出。依照這個思路，根據發電機軸承室結構，在軸承旋轉端蓋朝向軸承端蓋油室方向的邊緣部位對稱加裝刮油板（圖九：左圖\右圖）。這樣，當軸承端蓋油室存油過多時，旋轉的刮油板會將多余油脂掛掉，被刮下的油脂隨刮油板傾向方向通過旋轉產生的離心力向四周移動，最終會被擠壓至出油口處排出。

圖九 左圖 加裝刮油板的軸承端蓋               右圖 端蓋裝配狀態

通過對改造后風機運行觀察，發電機軸承運行溫度基本處于53℃至78℃之間，遠低于改造前的超120℃的溫度。

2017年至今，通過發電機軸承改造的風機，基本沒有發生因排油不暢造成軸承溫度高報警，也未再出現因發電機軸承因潤滑不暢發生軸承損壞、更換的情況，說明改造效果非常明顯。

改造后對改造實際費用進行核算，發電機前后軸承加裝刮油板項目，從材料到人工（委托專業隊伍進行施工）平均每臺的改造費用只有幾千元，相比一副動輒價格過萬的進口軸承，其花費是很低的，但取得的效果卻相當顯著。