中国能源资讯网2020年10月，在内蒙某风电场，2009年投运的双馈82型1.5MW直流变桨风电机组在大风期经常因一面叶片变桨电机温度超过140℃，机组报“变桨电机温度高”停机，并且，在报故障时，普遍集中在8～12米/秒风速范围内。
故障处理过程及分析
在轮毂用变桨操纵板转动叶片，故障面叶片从92°～0°调桨，叶片运动较为平稳；从0°～92°，叶片采用快速电池收桨该面叶片振动明显。
为进一步收集故障现象，机组在故障风速段并网运行，同时，通过机舱人机界面观察变桨电机的温升状况，故障面的变桨电机温度快速升至90℃以上，迅速超过变桨电机风扇启动温度。然而，进轮毂发现，变桨电机风扇并没有启动。再检查变桨电机插头端子的风扇供电，正常。再给故障面的变桨电机风扇外加230V电源，风扇也正常。该变桨系统的变桨电机风扇启动开关设在变桨电机内。如变桨电机风扇的启动开关损坏，则需更换变桨电机。
因怀疑变桨电机风扇启动开关有问题，于是更换变桨电机。然而，更换变桨电机后，在8～12米/秒风速段运行，该面的变桨电机温度迅速超过140℃。再追溯以前的维修记录，此前，该面叶片曾因此两次更换变桨电机。这就是说，已三次更换变桨电机，均宣布无效。
给故障面的变桨轴承手动注油以后，机组在故障风速段并网运行，虽然故障面仍比其他两面的变桨电机温度高，温度时常在110～130℃左右，但变桨电机温度能稳定在140℃以下，暂时不会报“变桨电机温度高”停机。
综合几方面分析：故障面叶片快速电池顺桨时，有异常振动；三次更换变桨电机无效；给故障面的变桨轴承手动注油后，变桨电机温度高的问题有明显改善。可以确定“变桨电机温度高”停机，应当由变桨轴承损坏造成，而与变桨电机风扇启动无关。要彻底解决“变桨电机温度高”问题，需要更换变桨轴承。
该故障的信息收集与故障分析的难点：故障机组早在2009年就开始投运，运行时间已超过11年。由于各种原因，三面变桨轴承均有不同程度的损伤，均存在变桨电机电流偏大、温度偏高的问题，不能仅通过变桨电机电流的比较发现问题。加之，机组故障停机时，风速较大，气温很低，变桨电机很容易降温和散热；噪音大，很难通过声音判断变桨电机风扇是否启动；在操纵叶片、收集故障信息时，没有笔记本电脑；配合处理故障的人员不足。
故障处理的启示与心得
1、准确地收集故障信息是正确判断机组故障的前提。
第一，收集的故障信息不准确造成故障分析、判断的偏差，备件和发电量的损失。
维修人员在收集故障信息时，观察变桨电机的温度值与进轮毂观察变桨电机风扇是否启动之间存在时间差。在集控室，或机舱看到变桨电机温度很高，而每次进轮毂观察到的现象是变桨电机风扇没有启动。从而造成了误判，并错误地多次更换变桨电机，这大大地增加了处理故障的时间。
该机组报故障是冬天、大风季节，在机舱里观察变桨电机温度时，不能通过声音判断轮毂里的变桨电机风扇是否启动；该变桨系统的变桨控制器上没有设计显示界面，不便于在轮毂里查看变桨电机温度，通常是在机舱或集控室察看变桨电机的温升状况。在风大期，锁轮毂难度大，在机舱里察看了变桨电机温度后，然后再进轮毂观察变桨电机风扇是否启动，这之间的时间差会进一步增大。
另一方面，实际情况是变桨电机风扇的启动、工作均正常，在机组停机后，变桨电机温度迅速下降。再者，外界气温较低，加剧了变桨电机散热和传热，进一步加速了变桨电机温度的降低。当维修人员进轮毂，变桨电机温度已降到较低的温度，变桨电机风扇的启动开关自动断开。因此，每次看到的现象都是变桨电机风扇没有工作，从而产生误判。这使得机组的停机时间大大增加。
及时、准确地收集信息是正确判断故障的前提。如果察看变桨电机温度与观察变桨电机风扇启动是同时进行，那么，维修人员就能观察到变桨电机风扇启动的真实情况，也就不会产生误判。
第二，没能借助变桨调试软件操纵叶片和收集信息，致使收集的信息出现错误。
如果现场人员操纵叶片，不是采用变桨操纵板，而是运用笔记本电脑。一方面，在轮毂使用变桨调试软件操纵叶片不间断地转动，变桨电机温度不断上升。另一方面，通过变桨调试界面仔细地观察故障面变桨电机的温升状况。当变桨电机温度升至变桨电机风扇启动温度以上时，自然就能观察变桨电机风扇启动的真实情况。这样就能极其便捷地知道，故障并非是变桨电机风扇启动所致。
现场维修人员不能借助调试软件检查机组及部件故障，会使收集信息不准确，判断故障困难，甚至产生误判。从而大大增加了机组的维修时间。有的风电场没有给现场人员配备足够的笔记本电脑，大大降低了收集故障信息的准确性和便捷性。
有不少主控、整机厂家没有从现场运维的角度去考虑机组主控的软硬件设计，以及设计出与之配套专门用于现场维修的主控软件。给准确收集机组信息，现场维修、维护带来了极大的不便。有的机组甚至把机组绝大部分的基本信息均储存在后台，而不是主控。这不仅使给现场机组维修收集故障信息带来不便，而且，还可能因数据包丢失或环网通讯中断，造成机组基本数据的丢失。设计者更没有考虑提供专门用于机组维修、维护的主控软件。这无疑给现场准确收集信息增加了障碍，带来了困难。
2、不适当的功率控制方式、错误的超速参数设置缩短了变桨轴承使用寿命。
当机组报“变桨电机温度高”停机时，还有一个极其重要的现象，风速通常是在8～12米/秒。这就是说，机组在8米/秒风速以下，或12米/秒以上运行时，机组很少，或不会报此故障停机。
究其原因如下：
第一，机组并网后的叶片运动方式决定了变桨轴承在某个位置损伤以后，不能通过适当措施使故障位置有所偏移。
在通常情况下，机组并网后，叶片度数固定在最大迎风面位置不变，或只在很小范围内做进桨、顺桨的往复运动，而不会做整圈运动。叶片的某个度数与变桨轴承的内圈、外圈以及变桨轴承齿圈之间的相对位置始终是固定不变的。如因机组叶片在0°～8°之间的区间范围内频繁变桨，造成了变桨轴承的严重磨损，并出现“变桨电机温度高”问题，则不能通过适当的方式使变桨轴承的故障位置有所偏移，解决0°～8°区间范围内的变桨轴承损伤问题。
这就是说，在某个度数范围，如因频繁变桨造成了变桨轴承的内外圈之间或变桨轴承齿圈严重磨损，造成了变桨电机严重过流、异响等问题，则只有更换变桨轴承，才能使问题得到根本解决。
第二，不适当功率控制方式使变桨轴承使用寿命缩短。
该82型故障机组同步转速为1500rpm，并网运行范围1000～2000rpm。采用的功率控制方式：首先，严格按照叶片设计的叶尖最佳速比控制叶轮转速，风速大小决定叶轮转速的高低。其次，再根据风能大小确定给定扭矩。因此，随着风速的增加，叶轮转速迅速增加，当增加到额定转速以后，风速再继续增加，功率控制的目标转速将不再变化。其后，随着风速的增加，只能增加给定扭矩。
这种功率控制方式，随风速的增加，转速上升得很快。在8米/秒风速左右就达到了额定转速1800rpm，距机组的最大运行转速2000rpm，仅有200rpm，此时，机组功率还远未达到额定功率1.5MW。如遇极端阵风，就必须顺桨。在阵风过后，又需再次进桨。在8～12米/秒风速段，顺桨、进桨频繁，从而不可避免地造成变桨轴承使用寿命的缩短。
另一方面，超过8米/秒风速，转速已升至1800rpm，受转速裕度的限制，不能充分利用叶轮进行储能，吸收阵风带来的风能。在机组还未达到1.5MW满负荷发电时，完全可以通过适当功率控制方式使之不变桨。不仅可以增加发电量、延长变桨轴承寿命，而且，还能延长变桨系统休眠期，减少变桨系统故障机率和备件用量。
风速在8米/秒以下，叶轮转速较低，转速裕度大，阵风来临通常也不会变桨。变桨电机不工作，自然不会出现“变桨电机温度高”的问题；当风速在12米/秒以上，虽然机组不停地调桨，但叶片在这些位置上运动较少，变桨轴承磨损小，因此，也不会报“变桨电机温度高”停机。
以上分析可知，在8～12米/秒风速段，机组报“变桨电机温度高”停机，这与采取的功率控制方式有着必然的联系。
第三，该机型错误的超速参数设置加剧了桨轴承寿命损坏。
该机型因执行错误的超速参数，必然会导致机组报超速停机。当机组转速升至额定转速1800rpm以后，遇到极端阵风会触发超速停机。为处理该机型的超速停机问题，只能通过修改变桨控制参数等尽可能地把机组转速稳定在1800rpm左右，又进一步使机组的变桨次数增加。并且，该机型执行错误的超速参数设置已超过10年，至今仍未得到纠正，从而加剧了变桨轴承的损坏。
合理的超速参数，不仅能保证机组在极端风况条件下不会报超速停机，而且，还能充分地保证叶轮储能，保护变桨轴承、变桨电机等机组零部件。详细的超速参数设置原理可参见，本人去年撰写的论文：《双馈风电机组的转速控制与超速参数设置》、《双馈风电机组转速控制与失控分析》和《风电机组超速问题案例分析》，分别刊登在《风能》2019年第6、7和8期上。
3、多年来的现场实践证明，Mita主控WP3100所采用的功率控制方式较优，值得学习和借鉴。
Mita主控WP3100所采用的功率控制方式，除充分考虑跟叶尖最佳速比提高机组效率之外，还充分考虑并保证了叶轮储能所需的转速裕度，保护变桨轴承等机组重要部件。
其功率控制方式是：在机组到达额定功率之前，机组转速随风速的增加而增加。在转速上升的同时，扭矩也随之增加。当机组转速在1600rpm以下时，叶尖最佳比是功率控制考虑的主要因素，转速上升速率较快，扭矩上升速率较慢；转速在1600rpm以上时，随着风速的增加，转速上升速率很慢，扭矩上升速率较快；机组达到满负荷时，功率控制目标转速和扭矩均不再增加，此时，按额定转速和额定扭矩较为稳定地控制机组功率，按满负荷功率进行变桨调节。
在机组达到额定功率之前，功率控制的目标转速低于额定转速值，并且，在机组转速较高时，随转速的增加，扭矩急剧增加，当阵风来临，机组增加功率输出的同时，增加机组转速，这样可以使叶片一直处于最大迎风面位置，不顺桨。这样，即便是在10米/秒风速的情况下，出现极端阵风，也可以不顺桨。只有当持续风能超过机组满负荷功率1.5MW时，叶轮才会通过顺桨释放出过多的能量。因此，机组在额定风速之前，叶片均可由桨电机刹车器制动，使变桨系统长期处于休眠状态。
就这种叶轮直径为82米的82型机组来说，如果按照Mita主控WP3100的功率控制方式，只有超过机组的满负风速时，叶片才会顺桨。这不仅能充分吸收阵风带来的能量；还能有效地减小阵风对机组的冲击；延长变桨轴承等重要部件的使用寿命；减少变桨系统耗电；降低变桨系统故障机率和备件用量。
因此，我们在实施控制功率控制策略时，应充分理解，并认真学习和研究国外一流厂家的先进经验。综合考虑提高机组效率、部件寿命以及维护和维修成本等多种因素，方能在机组寿命期内使度电成本最低。
4、不正确的注油方式缩短变桨轴承的使用寿命。
在处理故障时，当变桨轴承手动注油以后，变桨电机温升状况得到了明显改善。这说明变桨轴承内部润滑不足，这是变桨轴承寿命缩短的又一重要因素。
变桨轴承注油方式应根据机组环境条件的不同而不同。“常温型”机组因机组所处环境的气温较高，润滑脂粘性较小，可采用自动注油方式；而在内蒙古地区的“低温型”机组，冬天气温很低，润滑脂粘性很大，自动润滑油泵很难把润滑油打到变桨轴承内，采取手动注油更能保证变桨轴承的充分润滑，避免不必要的变桨轴承损坏。
