一起风力发电机组变桨轴承失效故障分析
风电机组变桨轴承漏脂分析及改进措施
风电机组变桨轴承漏脂分析及改进措施发布时间：2021-11-17T23:55:39.093Z 来源：《福光技术》2021年18期作者：靳广伟[导读] 随着风力发电机组功率等级增加，变桨轴承的尺寸逐渐增大，安装操作和质量控制的难度相应增加;尤其面临海上恶劣复杂运行环境，变桨轴承的质量问题将给维护带来极大困难和挑战。
安徽吉电新能源有限公司安徽省合肥市 230000摘要：随着风力发电机组功率等级增加，变桨轴承的尺寸逐渐增大，安装操作和质量控制的难度相应增加;尤其面临海上恶劣复杂运行环境，变桨轴承的质量问题将给维护带来极大困难和挑战。
风力发电机使用过程中变桨轴承频繁出现漏脂现象，既污染环境，也降低了轴承的使用寿命。
根据风电变桨轴承的结构特点和使用工况，通过改进密封圈结构设计、改变密封方式和增加密封槽，提高密封圈的密封性，增加废脂清除系统等措施，基本上可以杜绝变桨轴承漏脂现象。
关键词：风电机组；变桨轴承；漏脂；改进引言变桨轴承作为风电机组上非常核心的一个部件，承担着连接轮毂和叶片、承载叶片载荷、传递叶片扭矩的重任。
面对条件恶劣的海洋环境，变桨轴承如果因变桨轴承螺栓安装不到位或者未预紧，而在运行的过程中出现问题，若要更换轴承，就必须连同叶片和轮毂整体吊至海面，海上吊装的难度和成本都将非常高，给风机的快速经济维护造成巨大困难。
1变桨轴承结构工作原理变桨轴承结构，主要由轴承内外套圈、滚动体、保持架、密封圈、锥销及堵塞块等组成。
由于加工工艺的限制，堵塞孔开在轴承套圈中的软带区域，堵塞孔位置也决定了轴承套圈软带位置。
考虑到变桨轴承作转速很低的回转运动或间歇摆动的工作状态及其主要是由静载荷引起的失效的情况，可以采用静态模型确定堵塞孔位置。
2变桨轴承漏脂的现象变桨轴承在风场运行一段时间后，经常会出现润滑油脂从轴承密封圈唇口处泄漏。
特别是风机为自动润滑系统，润滑脂的注入量较大，漏脂的现象更为明显。
大量泄漏的润滑脂堆积在密封圈处。
高原型风力发电用轴承的失效机理研究
高原型风力发电用轴承的失效机理研究摘要：近年来，高原地区的风力发电成为了可再生能源的重要组成部分。
然而，高原地区的特殊气候和地形条件对风力发电设备的可靠性和寿命提出了很大的挑战。
本文围绕高原型风力发电的轴承失效机理展开研究，通过实验和模拟分析，探讨了高原地区轴承失效的原因，并提出了改善措施。
1. 引言风力发电作为一种清洁能源，受到越来越多国家的重视。
然而，高原地区的特殊环境条件对风力发电设备的性能和可靠性产生了负面影响。
其中，轴承作为风力发电机关键部件之一，其失效问题直接影响了设备的运行和寿命。
2. 高原地区的环境特点高原地区的气候条件包括低温、低氧气和干燥等特点，这对轴承的润滑和运行产生了不利影响。
同时，高原地区的地形复杂，风力的变动较大，大风和暴雨等极端天气现象也对轴承的可靠性提出了挑战。
3. 高原地区轴承失效机理研究针对高原地区轴承失效的原因，本文通过实验和模拟分析，深入研究了轴承的关键问题，包括以下几个方面：3.1 低温环境对轴承的影响低温条件下，润滑油的黏度增大，影响了润滑膜的形成和维持。
本文通过实验模拟了低温环境下轴承的运行情况，并分析了黏度对轴承摩擦和磨损的影响。
3.2 低氧气环境对轴承的影响高原地区的低氧气环境对轴承的润滑和冷却产生了直接影响。
本文对低氧气环境下润滑油的性能进行了研究，并通过实验模拟了低氧气环境对轴承摩擦和磨损的影响。
3.3 地形条件对轴承的影响高原地区的地形复杂，风力的变动较大，地形条件对轴承的负荷和振动产生了影响。
本文通过实验和模拟分析，研究了不同地形条件下轴承的运行情况，并提出了相应的改善建议。
3.4 极端天气对轴承的影响高原地区的大风和暴雨等极端天气现象会对轴承的可靠性产生负面影响。
本文通过对不同极端天气条件下轴承失效的原因进行分析，提出了相应的防护措施。
4. 轴承失效预测与改善措施根据对高原地区轴承失效机理的研究，本文提出了轴承失效预测和改善措施：4.1 轴承润滑剂的改进针对高原地区低温和低氧气环境对轴承的影响，合理选择和改进轴承润滑剂，以保证润滑膜的可靠形成和维持。
风电场风机变桨系统故障分析与措施
风电场风机变桨系统故障分析与措施摘要：随着我国社会经济的发展，风力发电作为新能源利用的典范，近年来得到了迅速的发展，但是由于风电场设备相对复杂，因此风电场各项设备抗损坏能力较差，特别是风电场风机变桨系统的故障就是一个表现突出的问题。
本文对风力发电电动变桨和液压变桨常见故障进行了分析，并给出了解决问题的意见和建议。
关键词：风电场风机；系统故障；分析与措施引言我国社会经济的快速发展对于电力的生产提出了较高的要求，在传统能源相对不足的背景下，风电场的电力的生产可以满足社会对电力资源的需求，这也给风机变桨系统的安全正常运行带来了较大的压力。
1.风电场风机电动变桨系统常见的故障分析与处理（一）故障分析1.变桨电滑环故障分析在风力发电中，无论是风速过大还是过小，都会对供电机的工作产生不利的影响，但是我们使用变桨滑环之后，就能够通过信号指令让桨叶自动调整，使得桨叶不稳定的问题得到了很好的解决。
但实际具体操作中，风机变桨是在轮毂不间断旋转的情况下实行的，系统在离心力和交变负载的影响下，各个部件都承受了较大的脉动负荷，这就大大提高了故障的发生概率，常见的故障诸如接线不牢固和接触不良等问题。
2.后备电源故障分析后备电源在具体的运用中，也会出现一些不容忽视的问题，从而导致在风机控制系统紧急情况下不能正常的工作。
风机控制系统后备电源主要有铅酸蓄电池和超级电容两种形式，因为风电系统工作在恶劣的环境中，温度和湿度变化较大，外界的这些因素会对电池寿命和性能产生较大的影响，严重的还会造成蓄电池释放能效降低，这样一旦系统出现故障，后备电源的作用也无法发挥出来，从而造成整个设备陷入瘫痪。
3.变桨电气回路故障分析变频装置控制器是桨叶驱动程序运行的基础，如果变频装置损坏、电机运行功率不达标和接线不牢固，变桨电气回路就会发生故障，控制器出现故障时，主要表现为内部电气元件损坏失失效，关触点接触不良、控制器的输出信号不正常，当整个系统出现故障时，就会造成桨叶停止运行。
大型风力发电机主轴轴承故障分析及预防方法
大型风力发电机主轴轴承故障分析及预防方法摘要：在直驱风电机组中，由于受偏航、变桨、刹车等冲击的影响，其动态特性十分复杂。
根据直驱风机的工作特性，采用常规的振动监测方法，因其工作状态复杂，故障演变机制不清楚，致使风机发生重大事故。
传统的振动检测方法存在着缺陷，目前国内外尚无一套行之有效的状态监控理论。
本文针对直驱式风扇的主轴轴承进行了故障机理和动力学特性的研究。
探讨了动态交变应力条件下的故障演变机制，揭示了故障的主轴承动力特性和故障信息特征之间的定量关系。
关键词：大型风力发电；主轴轴承；故障；预防1 项目背景（1）风机设计时通常由风机主机厂向风机轴承供应商提出技术要求，风机轴承供应商据已有标准规范：GL 2010风机认证指南，IEC 61400风电标准，ISO 281滚动轴承，额定动载荷和额定寿命，ISO 16281滚动轴承，通用装载轴承用改良参考额定寿命的计算方法，JB/T 10705-2016 滚动轴承，风力发电机轴承，GB/T29718-2013 滚动轴承风力发电机组主轴轴承，GB-T 4662-2003 滚动轴承，额定静载荷，GB-T 6391-2003滚动轴承，额定动载荷和额定寿命，GB/T18254-2002高碳铬轴承钢等标准进行轴承选型计算提供相应型号轴承，在某些情况下由于轴承选型不合理导致轴承在实际运行过程中发生开裂、断裂及过早磨损等失效，而使用轴承的风机主机厂商并没有掌握风机轴承选型的方法，当风机轴承发生故障后很难分析出引起轴承故障的原因及预防轴承发生故障。
本项目通过对已颁布的风机轴承相关标准进行整理，掌握风机轴承在选型过程中注意事项及计算方法，编制轴承选型规范，为后续风机设计轴承选型提供选型依据。
（2）目前公司机组使用轴承（变桨轴承、偏航轴承、主轴轴承）集中润滑系统是贝卡（国外）生产的轴承集中润滑系统，贝卡的轴承集中润滑系统成本较高，本项目通过开发国产轴承集中润滑系统来降低轴承集中润滑系统成本，拟降低成本30%。
某风电场1.5MW风力发电机组发电机前轴承失效分析
某风电场1.5MW风力发电机组发电机前轴承失效分析【摘要】本文根据某风电场风电机组发电机轴承失效的实际情况，对有关风机事发前的远程监测情况及事后现场检查情况进行了详细描述，研究了轴承失效原因机理；结合实际对风力发电机轴承失效进行了全面分析；有针对性的对轴承失效给出了防范措施。
【关键词】风电机组;发电机前轴承;失效分析0.概述某风电场安装100台1.5MW双馈异步低温型风电机组，总装机容量15万千瓦。
2010年12月初风机开始进入并网调试，2011年1月底，全部100台风机调试完毕，进入并网发电状态。
风机变桨方式为电动变桨，主传动链由轮毂、主轴承、主轴、增速齿轮箱、联轴器及发电机组成。
1.远程监控情况描述风电场设有风机远程监控系统，可以在集控室实时监控各台风电机组运行状态和参数。
针对发电机及联轴器部位监测信号主要有发电机X向（轴向）一、二级振动，Y向（径向）一、二级振动，发电机轴承（前端轴承）温度，发电机定子绕组温度，齿轮箱高速轴（联轴器）转速，发电机转速；发电机前后轴承润滑系统状态信号未采集到集控室，只有在机舱就地才能观察到润滑系统工作状态。
风电场运行人员及风机厂家服务人员发现总结各发电机组更换发电机轴承前情况的记录：运行状态:（1）日常从集控室风机监控系统可监测到，当轮毂高度十分钟平均风速在3m/s-20m/s之间、即发电机在1010rpm-1800rpm之间运行、功率为0-1500kW之间时，正常观测到的发电机前轴承温度在20℃-60℃左右；30#、57#、75#、80#、86#、97#发电机运行温度普遍高于70℃，个别时段达到80℃-90℃，47#风机不定期报“发电机绕组温度高”停机，不能远程复位，最终故障停机无法启机。
（2）30#、80#、86#风机不定期报“发电机X向一级振动”停机，但风机可远程自动复位运行；47#风机频繁报出“发电机X向一级振动”停机，可远程手动复位启机，但启机后再次报错停机。
1.5MW风机变桨系统故障分析及具体措施
1.5MW风机变桨系统故障分析及具体措施摘要风力发电作为现阶段电力能源供应系统的重要的构成部分，发电机组通常需要在高温、沙尘等恶劣环境下运行，风向、风速、风力与温度环境等特别容易受外力因素影响，所以其设计具有随机性、多变性与间歇性等方面的优点，风机系统在交变负载的影响下，容易出现故障问题。
变桨系统是风力发电的重要技术，分为液压变桨与电动变桨等形式，液压变桨系统的常见问题包括超限故障、不同步故障等；电动变桨运行系统主要的故障问题为电气回路、变桨电滑环以及后备电源等出现损坏，检修与管理人员应结合具体故障原因，采取针对性的处理方式。
1.变桨系统日常的巡检与维护1.1变桨轴承的基础保养(1)检查变桨轴承表面清洁度。
(2)检查变桨轴承表面防腐涂层。
(3)检查变桨轴承齿面情况。
(4)按运行规定定期润滑变桨轴承。
(5)定期紧固变桨轴承螺栓。
1.2变桨驱动电机的基础保养（1）定期检查变桨驱动器装置表面清洁度。
（2）定期检查变桨驱动器装置防腐涂层。
（3）定期检查变桨电机是否存在过热、有异常噪音等情况。
（4）定期更换变桨减速器齿轮箱油。
（5）定期紧固变桨驱动器螺栓。
（6）检查变桨电机接线是否存在老化1.3变桨限位开关的基础保养（1）定期检查限位开关灵敏性，是否存在松动现象。
（2）定期检查限位开关接线是否良好，并对其进行触发测试（3）定期紧固限位开关螺栓。
1.4变桨主控柜和超级电容柜的基础保养（1）定期检查变桨主控柜与轮毂之间的缓冲器是否存在磨损现象。
（2）定期检查变桨主控柜与动力电缆接头是否牢固、磨，电缆桥架是否变形、断裂。
（3）定期紧固控制柜与支架的螺栓。
（4）定期检测超级电容电压是否正常。
（5）定期检查变桨控制柜风扇是否正常运行，滤网有无堵塞。
（6）定期检查防雷模块接线有无松动，是否存在放电灼伤痕迹。
（7）定期检查控制柜门锁是否完好。
2.变桨类故障分析及处理方法2.1变桨角度不等同：由于B编码器是机械凸轮结构，与叶片的变桨齿轮啮合，精度不高且会不断磨损，在有大晃动时有可能产生较大偏差，因此先复位，排除故障的偶然因素;如果反复报这个故障,进轮毂检查A、B编码器,检查的步骤是先看编码器接线与插头，若插头松动，拧紧后可以手动变桨观察编码器数值的变化是否一致，若有数值不变或无规律变化，检查线是否有断线的情况。
风电场风机变桨系统故障分析及具体措施
风电场风机变桨系统故障分析及具体措施摘要：风力发电作为现阶段电力能源供应系统的重要构成，发电机组通常需要在复杂的环境下运行，风向、风速、风力与温度环境等容易受不确定因素影响，具有随机性、多变性与间歇性等方面的特点，风机系统在交变负载的影响下，容易出现故障问题。
变桨系统是风力发电的重要技术，分为液压变桨与电动变桨等形式，液压变桨系统的常见问题包括超限故障、不同步故障等；电动变桨运行系统主要的故障问题为电气回路、变桨电滑环以及后备电源等出现损坏，技术与管理人员应结合具体故障原因，采取针对性的处理手段。
关键词：超限故障；运行不同步；电气回路现阶段，我国能源消耗量逐步提高，风电场的电力生产与供应需求不断提升，风机系统的运行压力大幅度增加，为保证电力运行系统的安全、稳定运行，风电场应在加强变桨系统状态监测的基础上，做好故障排查与处理工作。
由于变桨系统处于封闭的环境中，因此在运行监测时，故障表现不明显，需要通过总控制系统对系统运行异常数据进行报错，检测与维修技术难度相对较大。
基于此，本文从现阶段液压与电动变桨系统的常见故障表现与原因方面出发，对不同故障问题处理对策进行系统分析。
一、液压电机变桨系统中的主要故障及处理对策1、变桨系统超限故障情况的分析与处理液压变桨在运行过程中容易出现超限故障，最常见故障点为桨叶位置传感器损坏，造成测量电压超出允许值范围，从而造成叶片位置检测错误。
一旦桨叶位置的传感器出现损坏情况，传感器会发出超过正常标准的电压信号，信号传输到伺服系统中，反馈到主控制平台，平台根据故障信息报出超限情况。
桨叶的位置传感装置是控制变桨系统的重要装置，如果装置出现故障，不仅会增加实际变桨角度与理论角度的误差值，还会在一定程度上降低风机运行质效，降低系统发电的稳定性。
在进行故障检测与处理的过程中，应先利用程序控制功能对位置传感器进行状态检测，将桨叶的角度数据转换为可测量的电压信号。
若不在正常范围内，通过桨叶位置传感器配套调整工具，将桨叶角度正负极限值调至规定电压范围。
风电场风机变桨系统故障分析与措施
风电场风机变桨系统故障分析与措施摘要：虽然市场经济的蓬勃发展给国家提供了很多的机会,但是同时也造成了部分现象,特别是空气污染和能源浪费现象比较严重,同时由于国家能源资源一直存在着相对匮乏的问题,因此国家有关单位也开始加大了对于洁净能源的研究发展,而利用风能发电就是其中一个重点工作,不过因为风电场的装置一般都比较复杂,而且技术难度比较大,也就增加了风电场内各种装置的破损情况,特别是在风电场风机变桨系统中发生故障的情况也比较多,文章将对风电场风机变桨系统的常见故障进行剖析,并给出了具体的改善方案。
关键词：风电场风机；变桨系统故障；措施引言：近几年风力发电系统得到了快速的发展,为缓解我国资源短缺问题提供了大力支持,而风电场也逐渐在全国各地得到了大力推广及建设,为缓解我国的电力资源紧缺问题作出了突出贡献。
但由于工程技术人员的水平问题,以及政府对国家部门的支持力度不足,便会导致了风电场在建设过程中存在着一定的安全隐患,这也就加大了风电场各项设备在运行过程中出现故障的可能性,尤其是风机以及变桨系统出现问题的几率。
一、风电场风机变桨系统简述风电变桨装置主要指利用驾驭设备和驱动装置来调节风机轮叶桨距角尺寸、叶片气动特性等进行调节的装置[1]。
此外,组成变桨装置的小单元还很多,例如,变桨马达、变桨小齿轮、变桨滚动轴承等所构成。
当风机启动工作后,就会对整个变桨系统进行调节工作,同时变桨角也将从顺桨的90°转变到了15°,同时也随着整个变桨设备的运行速度逐步地往减小。
但如果在此过程中,变桨角随着风机频率而进行调节,就必须对整个变桨设备进行同步调节,以适应系统工作的需要。
二、风电场风机及变桨装置的常见故障解析(一)变频器问题电机在风机变桨过程中主要通过控制变桨电机的速度,以便调节其转速达到整个系统工作的需要,使其所产生的能耗减至最低,也能够通过控制电机的转速而达到节能减排的效果,同时还可以进行恒压、恒流的控制。
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一起风力发电机组变桨轴承失效故障分析
摘要：风力发电技术日趋成熟，已经成为了重要的新能源发电方式。
但是简单
粗暴地增加叶片长度造成的可靠性问题甚至连行业主流设备商也未能避免，出现
了批量变桨轴承失效问题。
文章立足本场风力发电机组出发，对变桨轴承失效故
障进行简要分析。
关键词：风力发电机组；变桨轴承；失效
1、失效故障概述
风力发电机组售后人员在对机组日常巡检中，发现#B3机组＃1桨叶轴承（编号：140517020）外圈密封圈被金属物顶起。
随后要求轴承厂家赶赴现场进行检查，确认为轴承保持架断裂。
经过轴承厂家的现场检查，确认#B3机组＃1桨叶轴承保持架已失效，给机组的安全运行带来隐患，决定对该机组的变桨轴承进行更换。
2、分析过程
2.1 滚道表面
滚道内、外圈叶片侧和轮毂侧滚道压痕不一致，存在受载不均现象，内圈滚
道边缘出现接触痕迹。
2.2保持架外观
叶片侧保持架断裂，轮毂侧保持架完好。
2.3齿轮接触异常
3个变桨轴承齿轮接触异常，均为齿面上部和下部接触且存在变形拉伤。
认
为是刚性不足造成套圈变形，也可能是齿轮侧隙变大造成；当螺栓预紧力不足会
造成轴承刚性变小，变形增大，齿轮啮合发生异常。
2.4装球孔梁间受力变形
对轴承140517020保持架的每一个装球孔进行检查，并对每一个装球孔受力
变形方向进行了标识，保持架装球孔114、82端面断裂，若干装球孔梁发生挤压
变形断裂，通过装球孔梁间变形示意图，我们可以看到保持架被分为了4个变形
区域，且呈对称分布。
通过载荷分析，我们推测认为轴承 140517020保持架首先
是装球孔114附近多处孔受到极大载荷挤压装球梁，造成断裂随着该处梁的断裂，多个钢球进行累积挤压保持架装孔114端面断裂，凸出轴承把密封圈挤。
保持架
的断裂凸出端面造成装球孔82拉断。
推断保持架的断裂模式为先挤压变形→ 装球孔梁断裂→装球孔端面断裂→可
能的拉断。
通过对保持架材料进行了检测以及断口部位金相和电镜观察，结果和推断是
吻合的。
发生这样的问题，起因为轴承出现了单滚道受载。
2.5轴承厂家分析结论
2.5.1从轴承成品检测及过程记录检查来看，未见异常。
认为保持架断裂和轴
承制造过程没有关系。
2.5.2从返厂变桨轴承拆解的外观检查来看：变桨轴承滚道受力异常，表现为
单滚道受力，其中叶片端滚道受载较大，轮毂端滚道只有局部区域轻微受载。
在ANSYS软件中进行了建模分析，在所有部件装配技术正确的条件下，在正
常工况下，变桨轴承滚道接触正常，没有出现变桨轴承单滚道受力的情况发生；
但是在极限载荷工况下，轴承两滚道存在椭圆截断现象；当将螺栓联接的预紧力
降低时，轴承两滚道的受载比例发生变化，内圈叶片端滚道受载增加，内圈轮毂
端受载减少；预紧力减少的越多，这种趋势越明显。
拆解了同机组的 3个变桨轴承，都存在单滚道受载的异常现象。
为了进一步
验证，再次拆解了正常运行的一台机组的3个变桨轴承，检查发现滚道受载同样
存在单滚道受载的异常现象。
2.6工厂拆解分析结论
通过检查与分析，认为保持架断裂的可能原因为：
2.6.1变桨轴承联接螺栓预紧力不足；
2.6.2变桨系统（轮毂、变桨轴承、叶片以及螺栓联接单元）刚性不足；
2.7针对于分析结论，提出相应建议措施：
2.7.1建议叶根部位增加一定厚度的整圈叶根法兰，提高套圈刚度。
2.7.2建议及时检查风场螺栓联接，核查本批螺栓联接副摩擦系数，确保施加
的预紧扭矩和预紧力相对应。
2.7.3建议增加变桨加强盘，提高风机安全性。
2.7.4建议调整现有变桨轴承尺寸，增加轴承强度。
2.7.5建议对已装风机的变桨轴承状态进行识别。
2.8分析结论
不管是国内或国外风电整机厂，还是制造用于风电的轴承厂商，在早些年的
轴承选用时，整个风电行业更多关注地是变桨轴承的强度设计，对变桨轴承的滚道、钢球及相关连接螺栓，通过工程计算的方法来计算轴承的强度，从而进行变
桨轴承的选型。
随着技术的发展，风电行业采用了计算更为准确的有限元计算方法，对强度和刚度的计算更为准确。
整机厂商认为造成本风电场变桨轴承保持架失效的根本原因是：机组正常运
行的过程中，变桨轴承的钢球会在允许的范围内运动。
随着负载加大，变桨轴承
内外圈轴线相对转角也会变大，钢球运行轨迹从而出现偏离，直至到极限负载下，变桨轴承内圈滚道的最大变形接触角会接近滚道边缘角度。
滚道边缘的长期受载
会改变保持架的受力状态，导致保持架出现异常磨损，严重时出现滚道边缘压溃
以及保持架断裂的可能。
3、整改情况
通过有限元模型分析，变桨轴承加固前后数据对比如下：
3.1滚道载荷更加均匀：上下滚道最大最小载荷比由原来1.29减少到1.12，
改善滚道受力的不均匀性；
3.2滚道最大接触角减小：未加固前变桨轴承极限载荷下接触角达到75 °左右，加固后减少至70°。
4、经验总结
简单粗暴地增加叶片长度造成的可靠性问题甚至连行业主流设备商也未能避免，出现了批量变桨轴承失效问题，行业需要反思。
机组关键部件的可靠性不能单纯依靠部件制造商来保障。
整机设备企业需要
从系统设计的角度，权衡成本、可靠性和性能的关系，从风机设计源头将供应商
的部件设计集成在整机系统设计中，这样才能从整机系统理解关键部件的受载状态，从而针对性地从设计、工艺、制造的全过程对部件管控，确保部件在整机系
统中的可靠性。
如果不清楚关键部件在风机系统中协同的运行机理，不能深入管理到供应商设计和工艺的细节，只是孤立地对部件提出可靠性要求，是行业出现大量失效问题的关键所在。
事实也证明，如果变桨轴承在行业内大规模失效的问题能够从研发源头，从设计之初建模时就充分从系统层面考虑，可以有效避免变桨轴承批量失效等问题的发生。