风力发电机振动分析案例
大型风机振动故障分析案例
大型风机振动故障分析案例
某厂大型风机出现振动加剧，电动机侧负荷电流升高等故障特征，对风机叶轮进行振动数据采集，共测试三个方向：水平、垂直、轴向。
采集的数据：水平方向：1.76mm/s(RMS) ；垂直方向：1.39mm/s(RMS)；轴线方向：6.53mm/s(RMS)。
振动频谱如下：
风机测试分析：1、风机侧轴承位轴向振动偏大，达6.53mm/s(RMS)，说明存在轴向力；2、从轴向频谱来看，1倍频、2倍频、3倍频振动值大，说明存在轴向力；3、从水平和垂直方向频谱图来看，一倍频普遍偏高，说明存在不平衡。
综合分析：风机对中较差，属于主要激振源，同时存在轻度不平衡。
可以短时间带病运行，待风机停机后进行拆卸检修。
风机停机返厂检修做平衡试验与分析结果一致。
通过重新对中安装，故障特征消除，风机运行平衡。
风力发电机组异常振动测试与诊断分析
风力发电机组异常振动测试与诊断分析风能作为一种清洁能源，发展迅速。
由于风电机组通常在野外，环境条件恶劣，而且容易发生故障，因此维护保养需要耗费大量的人力物力。
我国在风机故障诊断方面开展了大量的研究，并取得了丰硕的成果。
给出了各种状态监测方法和信息融合诊断技术。
这些研究大多基于数值计算和理论分析，并提出了各种控制措施。
但由于风电机组的复杂性和运行环境的多变性，在设计之初就要考虑风电机组的振动特性，进行优化设计，并进行相应的试验验证，以避免出现异常振动。
标签：风力发电机组;异常振动测试;诊断1研究概况某风力发电机组电机整体通过4个隔振器弹性安装在基座上，电机-隔振器-基座组成的电机系统与增速齿轮箱所在的塔筒基座通过8个螺栓纵向连接，该基座下部悬空，以齿轮箱安装基座面为基准呈悬臂梁状态。
箱体上布置三条横向加强筋，铁芯与横向加强筋通过4个点焊接刚性固定。
发电机工作方式为水冷，通过左侧面的进出水口循环，水箱安装在电机顶部的箱体上。
风力发电机运行转速范围为600rpm～1380rpm，正常并网发电转速为900rpm～1200rpm。
2振动特性2.1齿轮啮合频率啮合频率是两个齿轮转动一个节面角所需时间的倒数，可由式（1）确定。
（1）式中：n为主轴转速即风轮转速，rpm;z为齿数。
风电机组齿轮箱采用1级行星/2级平行轴传动结构，如图1所示。
第一级为行星轮系，行星齿轮架为输入端，内齿圈固定，太阳齿轮为输出端。
主要参数有：太阳齿轮齿数Z2、行星齿轮齿数Z3、内齿圈齿数Z4。
当一级行星轮系传动比为I1，内齿圈转速N4=0，太阳齿轮转速N2=I1·n，行星齿轮转速N3=n，即可计算出太阳轮、行星齿轮和内齿圈的啮合频率。
以此类推，容易得出中间轴及高速轴齿轮的啮合频率计算方法。
2.2轴承通过频率轴承的特征频率与自身尺寸有关，计算公式如下：内圈通过频率：外圈通过频率：滚动体特征频率：保持架固有频率：由公式及参数，便可求出理论轴承特征频率，在实际应用过程中发现，计算得出的理论特征频率与实际特征频率极其接近。
风力发电机组振动原因分析和解决措施
风力发电机组振动原因分析和解决措施摘要：近年来，风力发电作为一种绿色能源在我国迅速发展，风电装机不断加大，机组数量不断增多，为保证机组设备的安全，风机厂家会相应对风机系统配置各种各样的保护，来确保机组在运行过程中发生异常时能够安全解列，其中风机振动超限就是一个常见的机组故障保护，主要是保证机组振动值在超过定值时机组停运，避免发生设备损毁或机组倒塌，我国早期投运的的1.5MW风机只配置两个振动传感器，振动监测较现在技术较为简单，当机组出现振动超限故障时，因涉及电气、传动、控制、结构、环境等多因素，分析处理都有一定难度，本文通过对某风场发生的振动超限故障进行研究，分析发生振动超限的原因，提出应对措施，提高风机安全和稳定性。
关键词：风机；振动；原因分析；解决措施引言：随着风力发电技术的发展，风机振动状态监测技术也得到较大的发展，目前，风机振动在线监测系统已成为风力发电机组一个重要的组成部分，对风机传动链进行24h监测。
而早期投产的风力发电机组，因技术限制，只在传动链上配置两个振动传感器，分别安装在齿轮箱和发电机下方，振动传感器拾取的振动信号不能够直接反映振动源的信号特征，而且还容易受外部干扰，所以机组运行过程中，经常会发生振动超限故障，影响风机稳定运行和造成一定电量损失，更严重的会影响到风机整机安全，所以，当风机发生振动超限故障，就需要运行单位尽快排查故障原因并采取措施，保证风机安全稳定运行。
一、风机振动原因分析云南某风电场作为较早在云南高海拔地方开发建设的风电场，安装的双馈式风力发电机组，2012年投产以后，机组经常发生振动超限故障，尤其在大风阶段，频率更高，严重影响风电场正常运营，为了彻底解决风机振动问题，通过对风场内风机发生的振动超限故障原因进行分析，发现主要为以下几个方面的问题：风向变化过快、风速湍流度大、传感器误报、传动链波动、叶片零位误差等几个方面原因。
（一）风向变化过快风力发电机组采取主动对风系统来捕捉风能，通过机组上安装的风向标来进行测风，风机位置与测风位置超过一定角度，控制系统启动对风。
风力发电机组齿轮箱振动测试与分析
风力发电机组齿轮箱振动测试与分析齿轮箱做振动测试和分析，通过模式识别找到齿轮箱损坏时呈现的特性，为齿轮箱故障诊断提供依据。
我国风电场中安装的风力发电机组多为进口机组。
因为在恶劣环境下工作，其损坏率高达40%～50%。
随着清洁能源的普及，齿轮箱的故障诊断和预知维修已迫在眉睫。
本文就齿轮箱的故障诊断作一些探索性研究。
一、齿轮箱振动测试采用北京东方所开发的DASP(Data Acquisition and SignalProcessing)测振系统，对某风电场4#、5#机组齿轮箱的不同测点（图1）做振动测试和分析，4#机组刚进行过检修运行正常作为对照机组，5#机组噪声异常为待检机组，对两机组齿轮箱的振动信号对比分析，判断存在故障。
齿轮箱特征频率见表1。
表1 齿轮箱特征频率表Hz二、信号分析1.统计分析由统计表2、表3可看出，5#机组振动值明显偏大，尤其是5～10测点振动值基本上是4#机组相应测点的2倍以上。
表2 4#机组幅域统计表 m/s2表2 5#机组幅域统计表m/s25#机组概率分布及概率密度函数反映其时间序列分布范围较宽（图2），峭度系数（即四阶中心距）与4#机组的（图3）明显，同（若以4#机组为标准g=0，那么5#机组g=0），预示5#机组存在故障。
2.时域分析通过时域分析（图4、图5），发现5#机组齿轮箱振动信号有明显异常．幅值转大，且有明显的周期性，其频率约大20Hz。
3.频坷分析由图6可见，5#机组齿轮箱的频谱图既有调幅成分又有调频成分（调制频率对中心频率的幅值不对称）。
从5#机组功率谱密度函数（图7）可以看出，在频率177Hz、196Hz、531Hz及其倍频处幅值和4#机组（图8）相应测点相比成倍数增大。
而177Hz是高速轴转频的7倍频，196Hz、531 Hz是齿轮箱第II级、第I级的啮合频率，因而可判断故障出现在第II级、第Ⅲ级。
4.特殊分析在倒频谱（图9、图10）中可以看到，4#和5#机组的倒拼图中都有一个明显的频率为9.8Hz的尖峰，这个频率与中间轴的转频相同，说明中间轴的回转误差较大，是主要的调制源。
风力发电机组振动故障原因分析及处理
【摘要】风电机组振动超限类故障是一个非常常见的故障，因为涉及电气、传动、控制、结构、环境很多因素，使得该类故障分析及处理有一定难度。
本文通过一个真实案例，详细阐明机舱加速度超限故障分析过程，为该类故障提供解决方案。
【关键字】振动控制桨距加阻1.引言风力发电机组振动超限类故障较为常见，不仅因为风电机组结构，细长的叶片及塔筒，沉重的机舱容易产生振动。
还有多环节的传动链及偏航系统；复杂的控制策略，开关过程、控制过程，加之一系列动态载荷，如：阵风、湍流、波浪（海上风机）、地震、叶轮转动等；都有容易激发机组的强烈振动；另外测量回路中测量本体，线路虚接及干扰问题造成的测量信息错误引发故障也占了该类故障触发相当大的比重。
以上提及的部分都使得该故障频次较高。
相反目前风电机组普遍仅安装了机舱水平方向（X前后、Y左右、Z上下）加速度传感器，又无机组主要部件固有频率仿真结果，一旦发生实际振动，很难找到振动部位，在无经验可循的情况下便大大增加了处理难度。
振动故障的处理及分析过程需要有一定的专业知识，涉及方面包括电气、传动、控制、结构、环境很多因素。
本文主要通过描述一个真实振动案例分析和解决的过程，寻求一个该故障的普遍解决办法，为解决风力发电机组振动故障提供参考和借鉴。
2.测量回路引发故障2.1 检测回路基本原理为防止机组振动引发严重后果，一般风电机组会配备加速度传感器计量机舱振动情况，有些机组厂商还会增加摆锤作为后备保护串入安全链中，通过调节摆锤的重心高度，达到相应的加速度限值要求。
加速度传感器主要通过对内部质量块所受惯性力的测量，利用牛顿第二定律获得加速度值，根据传感器敏感元件的不同，常见的加速度传感器包括电容式、电感式、应变式、压阻式、压电式等。
大部分整机厂商应用的是一种电容式加速度传感器，输出信号是加速度正比电压。
也有整机厂商应用的是PCH，使用CAN 通讯进行传输信号，可以测量X、Y、Z三个方向加速度值。
图1：加速度传感器以某机型为例，这种传感器（见图1）可以测量X和Y两个方向上的振动加速度，测量范围为-0.5g～+0.5g（g重力加速度），相对应输出的信号范围为0～10V。
同步振动失稳的莫顿效应及实例
同步振动失稳的莫顿效应及实例莫顿效应是指在非线性动力学领域中的一种现象，指的是两个或多个系统之间存在相互作用而产生的共振现象。
特别是在振动系统中，莫顿效应会导致系统的失稳和非线性振动。
在实际的工程和物理系统中，同步振动失稳的莫顿效应是一个非常重要的现象，因为它可能导致系统的损坏和失效。
1. 莫顿效应的基本原理莫顿效应的基本原理是指当两个或多个共振系统之间存在一定的耦合时，它们的振动会发生同步。
它们的振动频率会趋向一致，从而增强彼此的振幅。
这种现象在工程和物理系统中非常常见，例如桥梁、风力发电机和机械臂等系统都可能受到莫顿效应的影响。
当系统达到共振状态时，莫顿效应可能导致系统失稳并发生非线性振动，进而对系统的安全性和稳定性构成威胁。
2. 实例分析以桥梁结构为例。
在大型跨海大桥中，由于海风和潮汐的影响，桥梁结构往往会受到外部振动的干扰。
如果桥梁的振动频率与外部干扰的频率发生共振，就可能引起莫顿效应，导致桥梁出现非线性振动甚至失稳。
这种情况下，桥梁结构可能会受到严重的损坏，甚至崩溃。
对于桥梁结构而言，莫顿效应是一个非常重要的考虑因素。
3. 对莫顿效应的个人观点和理解在我看来，莫顿效应虽然在工程和物理系统中可能带来一些负面影响，但同时也为我们提供了一个理解和利用共振现象的机会。
通过深入研究莫顿效应，我们可以更好地设计系统，避免共振失稳的发生，从而提高系统的安全性和稳定性。
莫顿效应的研究也有助于我们更好地理解非线性动力学系统的行为规律，为工程和科学的发展提供了有益的启示。
总结回顾莫顿效应是在非线性动力学系统中非常重要的一种现象，它可能导致系统的失稳和非线性振动。
通过对莫顿效应的研究和理解，我们可以更好地设计和优化工程和物理系统，提高其安全性和稳定性。
莫顿效应的研究也为我们理解和利用共振现象提供了重要的启示。
对于工程和科学领域的研究者来说，深入探讨和理解莫顿效应是非常有意义且具有挑战性的课题。
在这篇文章中，我详细介绍了莫顿效应的基本原理，并通过实例分析和个人观点的阐述，阐明了对莫顿效应的深刻理解。
风力发电机轴承振动及模态测试分析
风力发电机轴承振动及模态测试分析文|张剑由于使用环境特殊，风电机组的现场定期检测和维修十分困难，而且一旦发生重大事故，其维修费用甚至超过产出费用，因此，用于风力发电的电机应比燃煤、燃气、燃油和水力发电机具有更高的可靠性。
振动是风力发电机出厂性能和质量评定的主要指标之一，其在设备的各种故障中占有很大比例，是影响设备安全、稳定运行的重要因素。
电机振动过大会造成集电环和电刷间的摩擦不均匀，导致电机三相电流不平衡，严重时会引发电机转子轴弯曲和编码器损坏。
振动过大还会使得其他部件承受大幅交变应力，容易造成转子、连接螺栓、联轴器、基础平面等损坏。
由于风力发电机安装在一个柔性支撑座上，振动故障发生的概率更大。
因此，必须对风力发电机振动的评定、分析、监测和故障诊断加以重视。
本文主要对一台3.5MW双馈电机轴承振动过大问题进行分析，基于电机振动模态的基本原理，通过振动及模态对比测试，提出一种有效的解决方法。
图1 空载升降速振动时域波形电机振动及模态分析原理电机振动按照产生机理主要分为三类：一是电磁振动，由气隙磁场产生的单边磁拉力作用于定子铁芯的径向和切向使定子铁芯产生变形振动。
电磁振动产生的原因有三相电压不平衡、电机定转子偏心、定子绕组断路、转子笼条与端环开焊、转子断条等。
二是机械振动，由转子旋转过程中的机械力周期性地作用在电机本体上产生的振动。
机械振动产生的原因有结构整体刚度不足、转子动平衡不良、轴承及基础安装不当、内部风扇损坏以及联轴器对中精度不足等。
三是机电耦合振动，由电机气隙不匀引起单边电磁拉力，其周期性作用又使气隙不均衡进一步加剧，最终作用到电机引起振动。
机电耦合振动产生的原因有定子内径和转子外径圆度不足、转子安装不良引起的轴向窜动等。
研究电机的振动离不开模态分析，结构模态分析是研究结构动力特性的一种方法，是经典线性动力学理论及系统辨识方法在工程振动领域中的应用。
电机的机械结构可以看成多自由度的振动系统，具有多个固有频率，在阻抗实验中表现为有多个共振区，在幅频特性曲线中表现为有多个峰值。
某风电场双馈风力发电机振动异常故障诊断
某风电场双馈风力发电机振动异常故障诊断文|于秀丽，崔皓，靳宏杰，石红娟双馈异步风电机组在市场中占据重要的份额。
该型机组在风电场的应用情况表明，振动是其运行时常见的故障。
这类故障会使机组各部件连接松动，严重时会造成机组及其本身部件的损坏，甚至导致停机，影响风电场收益。
早期，对于此类故障的监测与诊断主要是依靠经验，或者借助于某些简单的工具。
随着技术的进步和用户要求的提高，风电机组状态监测系统（CMS）在线监测成为极为重要的控制手段，并取得了较好的应用效果。
本文以某连续出现多台双馈型风电机组发电机振动故障的风电场为例，基于CMS监测数据，针对机组连接、发电机对中、发电机动平衡、轴承润滑、轴承电蚀等可能引起发电机振动故障的因素进行了详细分析。
故障概况根据标准EN 60034-14—2007，可通过分析和处理安装在轴承座适当方位的振动传感器所获得的轴承振动信号，判断轴承的运行工况和故障情况。
该方法适用于各种类型和工况的轴承，可以有效地诊断出早期的微小故障，信号测试与处理简单、直观，诊断结果可靠。
某风电场装配有25台2MW空空冷双馈异步风力发电机，通过CMS在线监测，连续发现数台双馈发电机出现振动异常现象。
风电机组发电机轴承系统主要由普通轴承、轴承室、轴承外盖和绝缘端盖组成，并在其两端轴承外盖相互垂直的两个径向和一个轴向位置安装了振动传感器。
依据VDI3834规范，其中较严重两台发电机的非传动端轴承振动加速度已达到区域III，为保证发电机正常运行，需对此轴承进行更换。
该发电机所用轴承型号为6344-M/C4，两台电机的测量转速为1000rpm，故其1倍频为1000/60=16.67Hz，2倍频为33.33Hz，3倍频为50Hz，4倍频为66.7Hz。
由故障频率信息（表1）可知，轴承外圈的故障频率为3.6175Hz，在1000rpm转速下的故障特征频率为3.6175×1000/60=60.3Hz，2倍频为120.6Hz，3倍频为180.9Hz。
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一、 振动分析
1、发电机驱动端
1.1 水平方向
包络谱：
f [Hz]
f [Hz]
包络谱中存在明显的轴承外圈故障频率，并且存在多倍外圈故障频率的谐频。
加速度时域：
t [ms]加速度时域能看到明显的冲击信号。
1.2 垂直方向
包络谱
f [Hz]
包络谱中未发现明显的外圈故障频率，但存在外圈故障频率的谐频。
加速度时域
t [m s]
时域谱能看到明显的冲击信号。
1.3 轴向
f [Hz]
包络谱中有明显的轴承外圈故障频率，并伴有其谐频。
时域波形中存在冲击信号。
二、 结论及建议
在驱动端各方向的包络谱中可以看到明显的轴承外圈故障频率，并伴有外圈故障频率的谐频，说明轴承已有损伤，不能继续使用，应尽快更换。
在非驱动端轴承各方向的频谱中未发现明显故障频率。
QQ:17527049。