moog变桨安全链断开原因查找步骤
安全链动作原理和故障
浅谈50／750风力发电机组安全链系统及其故障分析浅谈50／750风力发电机组安全链系统及其故障分析姓名：杨秋利专业：电气工程及其自动化单位：中电大丰风力发电有限公司摘要本文对50／750机组安全链的原理进行了简述，重点对230V带电调试过程中，安全链系统出现的各种故障写一点自己的总结，以供各位同事参考.关键词：4850／750机组安全链故障目录一、安全链系统 4（一）安全链系统的重要性 4（二）安全链的系统组成 4二、安全链故障及其分析 6（一）安全链故障 6（二）安全链故障分析 61 急停开关故障 62 左右偏开关故障 73 叶轮过速故障 94 振动开关故障 95 orbivibl振动故障 10三安全链系统解决办法及其改进 10四总结 11参考文献 11浅谈48／750风力发电机组安全链系统及其故障分析绪论在翁牛特风电项目现场，对48\750机组230V控制回路进行了带电调试，发现其风力机组的安全链是十分重要的，在逻辑上，安全链系统的等级比控制系统要优先。
其安全控制措施为确保风力发电设备在出现故障时．仍处于安全状态。
如果出现比较大故障，安全链系统的任务是保证设备安全动作，使24V和230V带电回路掉电，风机正常停机．在实际应用过程中，尤其是我们48\750机组的安全系统功能是比较完善的，但也有时出现故障，我们要以最快的速度修复系统使之恢复正常工作．一旦出现故障，在安全系统的控制下，机组设备在安全状态中停机。
一、安全链系统（一）安全链系统的重要性48／750机组的安全链是独立于计算机系统的硬件保护系统，采用反逻辑设计，对风力机组造成致命伤害的故障点重点防护起来，能把机组的损失降到最低．（二）安全链的系统组成金风科技48／750机组的安全链由S14.5复位按钮，QF1.2空气断路器，K14.4软件看门狗，K22.7叶轮过速， G25.8振动开关，G25.11右偏开关，G25.11左偏开关，S14.7主控柜急停开关，S22.4机舱急停开关，九个节点组成，串联到主控柜里中的安全继电器中．其中K14.4安全继电器是机组安全链的核心部件，如图1．在48／750机组中，上电后，正常状态下，整个安全链是带24V电的．如果机组某一块出现紧急故障时，那么其中与它对应的节点断开，安全链失电．由安全继电器控制的230V供电回路，如此同时失电．整个电磁阀回路和230V回路中的交流接触器停止，机组进行紧急刹车过程．执行机构的电源230VAC、24VVDC失电，机组处于闭锁状态．同时每一个结点的闭合和断开都有信号传到数字量输入模块SM321和SM322中,在模块中，都有信号指示灯来显示各个节点的状态．在调试时候，指示灯是我们判断安全链好坏的依据，应当引起我我们的重视．在48＼750机组正常上电时，安全链上各个反馈结点信号如表1，开关量输入信号对照序号信号名称初始状态值备注1 振动信号 1 正常，0表示机舱振动过大，触点动作2 看门狗 1 正常，0表示有故障3 急停 14 过速开关 0 正常，１表示叶轮过速故障5 振动开关 0 正常，１表示震动故障6 左偏开关 1 正常,无向左扭缆7 右偏开关 1 正常,无向右扭缆8 主空开 0 断开时信号为1如果在PLC模块上的显示如上表不符，那么安全链就有问题了．二、安全链故障及其分析（一）安全链故障在翁牛特工作现场，从10月4号开时230V带电调试，在调试中一般出现以下几种故障；1．在SM321模块上的急停信号灯灭，按S14.5复位按钮无法恢复．2．左右偏开关动作3．叶轮过速4．振动开关动作5． orbivibl振动（二）安全链故障分析1 急停开关故障故障现象：急停无反馈信号输入SM321模块中，指示灯是熄灭的，重复按主控柜上的S14.5复位按钮无法复位。
风电机组变桨连接螺栓断裂原因分析及预防措施
风电机组变桨连接螺栓断裂原因分析及预防措施摘要风力发电机叶片是一个纤维增强复合材料制成的薄壳结构。
叶片工作时，根部承受着复杂的剪切、挤压、弯扭载荷组合作用，应力状态复杂易产生结构失效，所以叶片根部连接必须具有足够的强度、刚度、局部稳定性、胶接强度和疲劳断裂强度。
一旦叶根部位出现连接失效问题，叶片与风力机转子轮毂分离，发电机无法正常工作，甚至导致灾难性的质量和安全事故。
因此，对风机叶片连接螺栓状态进行监测成为了必要的手段，某公司针对风电机组变桨连接螺栓断裂情况，对叶片连接螺栓断裂进行了原因分析，并提出预防及监测措施，以确保机组安全稳定运行。
关键词：变桨连接螺栓；疲劳断裂；预紧力0引言风电叶片是风力发电机组捕获风能的核心部件，其工况复杂、工作载荷很大，设计上要求达到安全运行二十年的使用寿命要求。
叶片在运转过程中，同时承受着气动力、重力及离心力等复杂载荷的作用，其中叶片根部连接成为叶片设计中最关键的部分（如图1）。
由于叶根的载荷最大，而且应力状态复杂，承受着复杂的剪切、挤压、弯扭载荷作用，所以叶根连接必须具有足够的机械强度与弯扭刚度。
叶根的受力方式也极为复杂，同时承受拉伸、压缩、扭转及剪切等复杂应力的作用。
叶片根部连接螺栓断裂而导致风电机组运行事故是一种常见的故障模式。
图 1 叶片与轮毂链接示意图1叶片根部连接螺栓断裂的主要故障及根源分析目前，叶根与轮毂链接的的方式主要由三种：“T型螺栓”连接方式，螺栓套筒预埋连接方式，金属制根部连接件连接方式。
在正常工作状态中，叶片叶根螺栓连接是紧连接，承受着交变载荷。
“T 型螺栓”连接( 包含双头螺栓及横向螺母) ，也称“IKEA” 连接，是风机叶片最广泛的螺栓连接结构之一，本文重点考虑“T型螺栓”连接方式。
在叶片根部断面沿叶根节圆均匀分布多组高强度螺栓组，每组螺栓由双头螺杆和交叉螺母组成，叶片根端有两组均匀分布且互相对应螺栓孔和螺母孔，交叉螺母安装在径向螺母孔中，双头螺杆安装在轴向螺栓孔中，双头螺杆一端与交叉螺母连接，另一端伸出断面与主机轮毂连接，从而将叶片与主机联为一体（如图2）。
常见故障的处理变桨错误
故障现象：主控柜X1 138#端子无DC24v信号 主控报错1161
变桨小错误
上海风晟新能源工程技术有限公司
•Status code 1161: Pitch error •• 自定义语言：Pitch Fehler •• 刹车程序：52 •• 设定延时：0s •• 复位程序：A10（自动复位） •• 复位延时：4m •• 偏航程序：0 •• 重复状态码：23 3/24 •• 报警程序：150 •• 缺省有效组：*18 •• 来源： • 终端M127，WP3100上没有信号。如果状态码102（p.166）激活或数字量 输入M113为高，这个状态码阻塞。 •• 原因： • 变桨控制器报告一个错误。变桨电机的热继电器的一个信号开关报告为过
• 电流测量 万用表电流档的使用 • 电阻测量 判断电机好坏时，转子会转动 • 通断测试 万用表相当于导线，进行通断测
试必须断电，否则烧毁万用表或者无法测 量准确 • 测量二极管 正负表笔两次测
故障
故障分类：软件故障、电器故障、机械故障
电器故障主要分为：电器原件故障、线路故障
故障现象：报错、偏航状态、变桨状态、刹车状态
•路斯特变桨小错误电路图
•自耦变压器温度开关
•变桨电机抱闸电源开 关常闭触点
•蓄电池给驱动器直流供 电40A熔丝保险常闭触点
•驱动器变桨小错误在伺服驱动器中的X2:23、 X2:24常闭 触点（驱动器正常，该触点闭合）
变桨子站总线故障分析与解决方案
滑环机械 磨损 ，通信 异常造成故障 。一般来说 ， 风电滑环有两种 ，见图 １。
匡
风 力 发 ｔ乜 Ｉ Ｖ’￣【 ＩＮＩ）
隆
图 ｌ 滑环 种 类 ａ）ｕ 形 槽 式 导 电滑 环 ； （ｂ）ｖ 形槽 式 导 电滑 环
目前 市面上 Ｕ形滑环主要有 ＵＦＮ和木格 ，ｖ形 滑环 主要 有史莱福灵 、斯特曼 和巾能动力等 ，在动 力传输和信号传输方而 ｕ形滑环和 Ｖ形滑环各有千 秋 。现场机组安装有两种滑环 ，分 别为 ｕ形 ＬＴＮ滑 环和 Ｖ形史莱福灵滑环 ，其具体 区别 见图 ２和图 ３。
图 ４ Ｆ文 件 故 障 代 码 ５３
经 验共享 Ｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅ Ｓｈａｎｎｇ
图 ５ Ｂ 文 件 故 障 代 码
现故 障的子站受干扰 的可能性较大 。在通过对 Ｂ文
件进行分析 ，该故障虽为 ＤＰ故障 ，但是二三个变桨 的
数据同时 出现 中断 ，根据 以往 的判 断那个子站先 丢
Ｙ３一ｌ机 组 的 ＤＰ故 障在 现 场具 有 代 表性 ，其 中 ＤＰ故 障情况 比较普遍 ，我们 对其 Ｆ文件和 Ｂ文 件 的数据进行 分析。图 ４为 Ｆ文件 ，罔 ５为 Ｂ文件 。
首先从 Ｆ文件中我们可以看到变桨 ４１号 、４２号 和 ４３号子站都 出现 了故障 ，根据 以往经验 ，最先
处理面溜断链事故措施及标准
处理面溜断链事故措施及标准一、面溜断链原因：1.面溜活环检修不到位，活环螺丝松动或丢失造成断链。
2.面溜链子长，在机头链轮轴组处咬链，造成断链。
3.面溜链子磨损严重，老化更换不及时造成断链。
4.面溜底槽带进异物，造成面溜底链卡劲，野蛮开溜子造成断链。
5.采面发生冒顶事故，溜子内矸石较多，没能及时闭锁面溜，盲目开溜子造成断链事故。
二、断链位置分类及处理：（一）断单上链1.发现面溜断链后要立即闭锁面溜，停止机组割煤，并将面溜和采煤机开关打零位，专人看守。
2.安排人员查看断链位置、链子松紧情况、溜子内煤量情况。
（1）当面溜链子较松或面溜内煤量超过二分之一时，采用原地接链；（2）当面溜链子较紧并且面溜内煤量小于二分之一时，要将面溜断链位置用40T大链双股接好后将其开到面溜下机头二节位置进行接链。
3.使用两棵单体液压支柱隔开至少2米的距离分别相对支戗1块面溜刮板，使两块刮板之间断链位置的链子有接活环的余量；如果用两颗单体柱支戗刮板不能完成接链，则两头各用两棵单体液压支柱相对支戗面溜刮板或使用液压缸配合单体液压支柱支送刮板链。
4.接链。
5.接链完成后，将单体液压支柱等工具运出采面。
（二）断双上链1.发现面溜断链后要立即闭锁面溜，停止机组割煤，并将面溜和采煤机开关打零位，专人看守。
2.安排人员查看断链位置、溜子内煤量情况。
（1）当面溜内煤量超过二分之一时，链子断的位置一致，没有发生跑链，采用原地接链，先接一条链子，再接另一条；（2）当面溜内煤量超过二分之一时，链子断的位置一致，发生跑链且跑链段溜槽内有煤时，要先使用40T溜子大链将下断头縻牢在面溜齿条上，组织人员清理溜子内的煤矸，然后使用千斤顶、绞车等辅助将跑的链子拉回原位，再接链，先接一条链子，再接另一条；（3）当面溜链子断开位置不同，断开点在两处几两处以上时，断花子链时，按照断单链的处理方法一处一处接好。
3.使用两棵单体液压支柱隔开至少2米的距离分别相对支戗1块面溜刮板，使两块刮板之间断链位置的链子有接活环的余量；如果用两颗单体柱支戗刮板不能完成接链，则两头各用两棵单体液压支柱相对支戗面溜刮板或使用液压缸配合单体液压支柱支送刮板链。
金风1.5MW机组变桨安全链故障处理
金风1.5MW机组变桨安全链故障处理机组信息：A06#机组、1.5MW机组关键词：滑环、内部安全链、外部安全链时间：2021年2月21日一、案例简介某风电场A06#机组报出安全链故障故障，分析故障发现是由于滑环损坏导致。
进行更换后机组运行正常。
二、现象、问题描述2021年2月21日，现场报变桨安全链故障，风速最大0.5m/s，由于小风天气无法对叶轮内部近一步排查，多次复位无果，几乎每次都是即将并网，报出故障，现场人员只能对机舱内部115K7、122K2、122K3、X115.1及安全继电器122K4的K1、K2等线路进行检查，都属于正常，经过初步分析可能是由于K2继电器损坏导致机组报出此故障，起风后进入轮毂，对变桨系统近一步跟进检查，结果是变桨柜内K4、K7等相关模块、继电器和变桨系统内所有哈顶头正常，机舱柜内、变桨柜内DP头正常，W115.1、X115.1也是正常，最后将三个变桨柜电源上电后，然后对机舱柜故障复位再观察，故障消除，机组主控开吸合后至启动状态运行5到10转，机组再次报此故障。
三、关键过程、根本原因分析变桨内部安全链有二个思路，第一如果机组只报内部安全链，而没有其他附属故障，那么可能就是安全链回路的问题导致，检查哪一个变桨柜内K4继电器灯不亮，哪一个柜内就有问题，如正常则需要检查K4继电器辅助触点接线的回路内，这是变桨柜内部。
第二滑环问题，滑环担负着传递动力线、安全链和信号线的重任，结构精密有杂质和灰尘会导致接触不良而报故障，这种情况比较常见。
图1 B文件故障时刻超级电容高低电压通过B文件我们可以清楚的观察出故障时刻，3个变桨柜超级电容高低电压共发生两次规律性跳变，如果排除了子站通讯故障的影响，那么我们可以判断出是NG5的输出有问题，进一步判断，可能为滑环的400v供电有问题，导致3个变桨柜超级电容高低电压共同时发生两次规律性跳变；反而言之，超级电容如此规律性、大幅度的电压变化，同样也会导致变桨子站供电不正常，但是周期较短，所以超级电容供电问题可基本排除。
浅议风力发电机变桨安全链
（ ７ ）安全 继 电器 １ １ ２ Ｋ ４ 。
各个倍福模块尤 其是Ｋ Ｌ ２ ４ ０ ８ 模块和模拟 量的模块 。 ２ ． ２ 变 桨外 部安全 链故 障 分析
２ ． ２ ． １ 故 障 原 因： （ １ ）安全 链 回路 接 线松 动 或者 错误； （ ２ ）安全 继 电器 损 坏 ； （ ３ ）滑环 损坏 。 ２ ． ２ ． ２ 解 决 思路 。
检查１ ２ ０ Ｄ Ｉ ２（ Ｋ Ｌ １ １ ０ ４ ）的５ 号端 子 是否 有２ ４ Ｖ Ｄ Ｃ 电并 且对 应 的指示 灯 也 亮 。如 果 １ ２ ０ Ｄ Ｉ ２（ Ｋ Ｌ １ １ ０ ４ ） 的５ 号 端子 没 有２ ４ Ｖ Ｄ Ｃ 电，说 明继 电器 １ １ ５ Ｋ ７ 损坏 。 （ ３ ） 继 电器 １ １ ５ Ｋ ７ 指示 灯不 发亮 ，并且 １ ２ ０ ＤＩ ２ （ Ｋ Ｌ １ １ ０ ４ ）的５ 号端 子 是否 有２ ４ Ｖ Ｄ Ｃ ，测量 端 子排 Ｘ １ 。 １ ５ ． １
智能变电站GOOSE断链原因分析及处理
智能变电站GOOSE断链原因分析及处理摘要：本文阐述了GOOSE报文传输机制，以110kV某智能变电站在实际运行过程中出现的GOOSE断链为例，依据GOOSE断链时的故障现象分析出GOOSE断链的原因是测控装置到智能终端的链路存在问题，提出了解决方案，并给出了预防与此相似的GOOSE断链缺陷出现的措施。
关键词：智能变电站；GOOSE断链；安全措施；解决方案引言智能变电站相较于传统变电站系统结构发生明显变化，智能变电站系统功能一般分为三层，即站控层、间隔层和过程层。
其中，站控层与间隔层之间采用制造报文规范MMS通信，间隔层设备(保护装置、测控装置等)与过程层设备(智能终端、智能组件等)之间采用GOOSE网络代替传统变电站电缆进行通信，实现信息的交互，这对习惯于处理传统变电站缺陷的技术人员来说提出了新的挑战。
1智能变电站GOOSE网简介GOOSE是面向通用对象的变电站事件的简称，它是IEC61850中的一种快速报文传输机制，用于传输变电站IED之间重要的实时性信号。
在通信过程中，GOOSE通过不断自检实现了装置间回路通断的智能化监测，克服了传统电缆回路故障无法自动发现的缺点，提高了变电站二次回路的可靠性。
GOOSE采用了发布方／订阅者通信模式，允许在一个数据发出者和多个数据接收者之间形成点对多点的直接通信，适用于数据流量大且实时性要求高的场合。
GOOSE网作为间隔层之间以及间隔层与过程层之间通信的桥梁，其主要功能包括：(1)传递遥测遥信信息；(2)传递遥控操作信息；(3)传递保护装置跳闸信息；(4)传递监控系统不同间隔之间的联闭锁信息；(5)传递不同保护装置之间的闭锁、启动失灵信息。
这就要求GOOSE网络报文传输具有相当的实时性和可靠性。
2双重安全措施模式考虑到软件可靠性的问题，智能变电站GOOSE回路安全措施应该由至少两种不同原理的隔离技术构成，即采用双重安全措施的模式。
（1）装置检修压板、发送软压板的双重安全措施：投入检修设备的检修压板；退出待检修装置的GOOSE出口软压板。
变桨故障汇总
20 pitch_Atech_converter.error_pitch_Atech_converter_temp_LimitMax 变桨系统变频器超温 21 pitch_Atech_converter.error_pitch_Atech_converter_temp_LimitMax_1 变桨检测轴箱1变频器超温故障，变频器温度超过75℃，报此故障 0
序号 故障名 1 error_pitch_Atech.error_global 2 pitch_Atech_capacitor.reeor_pitch_Atech_capacitor 3
故障原因 变桨系统故障，故障汇总 变桨电容电压故障汇总
正常时通讯状态
停机方式 复位方式 取决于发生的具体故障取决于发生的具体故障 紧急停机 紧急停机 手动复位 手动复位
紧急停机 紧急停机
手动复位 手动复位
22 pitch_Atech_converter.error_pitch_Atech_converter_temp_LimitMax_2 变桨检测轴箱2变频器超温故障，变频器温度超过75℃，报此故障
0
紧急停机
手动复位
23 pitch_Atech_converter.error_pitch_Atech_converter_temp_LimitMax_3 变桨检测轴箱3变频器超温故障，变频器温度超过75℃，报此故障 24 pitch_Atech_fan_heater.error_pitch_Atech_fan_heater 变桨系统温度故障
CAN通讯故障时时，报此故障
1
紧急停机
手动复位
19 pitch_Atech_converter.error_pitch_Atech_status_converter_ok_3变桨检测轴箱3 CAN通讯故障时，报此故障
技术直流变桨电机常见故障分析及主动维护技术方案
技术直流变桨电机常见故障分析及主动维护技术方案直流变桨电机常见故障分析及主动维护技术方案北京合信锐风新能源有限公司文：李金龙（技术部部长）在大型风力发电机组中，直流变桨系统在系统出现故障时，可以利用直流备电进行紧急顺桨，提供高可靠性紧急停机保护，得到了不少变桨系统厂家的青睐。
在早期的1.5MW风力机组中，LUST变桨（MOOG）、SSB变桨、能建变桨均采用直流变桨电机。
随着运行年限的增加，诸多风电场直流变桨系统出现故障频发问题，给运行维护带来很多不便，增加了运维成本。
下面结合我公司变桨系统主动维护案例经验，介绍直流变桨电机维护注意事项：1、直流变桨系统原理介绍直流电机的结构应由定子和转子两大部分组成。
直流电机运行时静止不动的部分称为定子，定子的主要作用是产生磁场，由机座、主磁极、换向极、端盖、轴承和电刷装置等组成。
运行时转动的部分称为转子，其主要作用是产生电磁转矩和感应电动势，是直流电机进行能量转换的枢纽，所以通常又称为电枢，由转轴、电枢铁心、电枢绕组、换向器和风扇等组成。
图1-1：直流电机结构图直流电动机的工作原理就是靠换向器配合电刷的换向作用，使之从电刷端引入的直流电动势，在电枢线圈产生交变电动势，从而产生旋转电磁转矩。
2、直流电机常见技术问题（1）换向器打火正常情况下电刷与换向器之间为“滑触”结构，在换相时会产生轻微电火花，不会对设备产生危害。
如果换向器表面严重磨损，电刷磨损形成严重积碳，刷握压力异常，电刷位置不在物理中行线上等异常状态时，将引起严重电火花，造成换向器进一步损坏，严重情况下引起换向器绝缘击穿损坏，造成整个电机损坏。
图2-1 换向器放电示意图（2）电枢绕组击穿电枢绕组、励磁绕发生绕组短路击穿，绕组烧毁故障。
通过对电机拆机发现，这种绕组烧毁情况，一般由于电机长期过载高温，引起绕组绝缘层损坏。
电机过载原因包括电磁刹车不能正常打开，变桨系统机械卡死等故障。
图2-2 励磁绕组绝缘击穿图（3）其他故障在变桨系统中报出速度比较、速度超限故障，一般为测速电机或测速编码器损坏，测速电机与测速编码器器都是高精度电子器件，运行中需要注意对harting插头，以及编码器密封圈进行紧固与检查，保证接触可靠。
变桨培训(MOOG)知识讲解
采集转换 5秒吸合一次 采集轴三 和轮毂温度
26
温度变送器
Pitchmaster X2:3、4
Pitchmaster X2:5、6
电压检测模块
电池柜:蓄电池
直流回路 供230V直流电
轴柜:Pitchmaster正常 轴柜:安全链闭合接触器 17
4、变桨回路
国电联合动力技术有限公司 国电风电设备调试所
直流回路
分流电阻 主控柜：主电400V
18
变桨电机
正常变桨
AC500输出直流电
国电联合动力技术有限公司 国电风电设备调试所
Pitchmaster: 主电断,维持一段时间
Pitchmaster 电子刹车
5
变桨系统结构原理图
国电联合动力技术有限公司 国电风电设备调试所
6
三、电气原理讲解
1、供电回路 2、PLC及通讯回路 3、安全链回路 4、变桨回路 5、其它重要电气回路
国电联合动力技术有限公司 国电风电设备调试所
7
1、供电回路
国电联合动力技术有限公司 国电风电设备调试所
滑环-轮毂400V
充电器AC500
4
二、变桨系统整体结构组成
国电联合动力技术有限公司 国电风电设备调试所
MOOG公司风力发电机组的变桨系统采用最先进电 动变桨控制，提高了系统的可靠性，降低了维护成本 。变桨的控制系统由七个柜体组成：三个轴柜，三个 蓄电池柜和一个主控柜，他们不仅实现风机启动和运 行时的桨距调节，而且能够在事故情况下担负起安全 保护作用，完成叶片顺桨操作，同时还完成故障诊断 、状态监测、故障状态下的安全复位功能、雷电保护 控制、电池管理功能等，确保了系统的高可靠性。
轴柜：变桨驱动器 pitchmaster
风机变桨轴承螺栓断裂问题的探究
风机变桨轴承螺栓断裂问题的探究摘要：变桨系统在风力机的运行中起着非常重要的作用。
变桨系统可以实现风能的最佳利用，跟踪风能的最佳利用系数。
但可变螺旋桨系统是风机系统报告故障较多的部分，处理起来非常麻烦。
关键词：变桨轴承、螺栓断裂、双头锥型螺栓一、概述近年来伴随着新能源风力发电开发规模逐年扩大，全国装机容量越来越大，风力发电在国家电力市场中的分量有着举足轻重的地位。
与之相匹配的风电企业设备管理水平有待提高，设备出厂工艺、质量好坏，运行过程保养维护，极端恶劣气候环境的影响对风力发电机组安全运行造成了很大的安全隐患。
所以设备安全隐患的发现、消除对机组安全稳定运行越来越重要。
针对金风82/1500型风机变桨轴承螺栓断裂安全问题的原因分析、解决方案和措施实施、评审、验证进行了探讨，最后做了总结和后续计划。
二、预期目标目标设定背景：截至2019年底风场排查统计，共发现57次风机变桨轴承断裂情况，其中不包括单支叶片同时断裂多颗螺栓情况。
目标设定：将风电场的33台金风GW82/1500型风机变桨轴承螺栓断裂高风险区域的螺栓全部更换为锥形双头螺栓M30×315-10.9型，保障风机安全稳定运行。
三、整体攻关思路1.问题描述。
风电场2009年8月到2019年12月使用双头螺柱（M30×310-10.9），一共发生57次轮毂与变桨轴承连接螺栓断裂，断裂螺栓的相应位置见图1。
图1变桨轴承螺栓位置参考图图2断裂螺栓长度图图3断裂螺栓俯视图图4断裂形貌图图5断口模拟图1.原因分析。
现场分析到如下相关信息：断裂螺栓长度见图2，断裂螺栓整体图和形貌图见图3和图4，断口模拟图见图5。
图4为该螺栓宏观断口形貌，同该轴承上次断裂的六角头螺栓一样，参考GW 2SJ1500SS.151-2011金风1.5MW机组变桨轴承轮毂连接螺栓断裂分析报告及处理方案。
该断口为平断口，断裂面垂直于螺栓的轴向，属于典型的疲劳断口。
该断口，见图5，可分为疲劳源区(I区),疲劳裂纹扩展(II区)和断裂区(III区)。
关于变桨紧停故障的排查步骤
5、检查EL6731-0010模块上的profibus接头上的终端电阻是否打到ON的状态。
6、检查26R1防雷模块是否正常，可用万用表测量。
7、检查主控柜内的EL6731-0000模块（452DO1）是否有问题
2、检查KL2904到430K1线圈A1、A2之间的接线是否有断开或接触不良
3、检查430K1-13、14到滑环插针这段线路是否有断开或接触不良
4、检查滑环到变桨轴柜3防雷模块26R1之间的线路是否有断开或接触不良
5、变桨轴柜3防雷模块26R1到变桨系统内部的线路是否有断开或接触不良
6、检查26R1防雷模块是否正常，可用万用表测量。
关于变桨紧停故障的排查步骤
判断与检查项目
判查情况
处理办法
处理记录
结果
滑环通道是否已整改
是□否□
按技术通知单要求整改
整改好□
Profibus线是否已更换过软线，并按照工艺要求用护套夹紧
是□否□
按工艺要求整改
整改好□
主控到变桨24V信号线是否已更换屏蔽线，屏蔽接地良好
是□否□
更换屏蔽线
更换好□
柜体背板是否已加固
7、变桨系统内部的器件是否有问题
8、测量主控柜内4L2+和4L5+的24VDC是否正常
9、检查430K1这个继电器器件是否正常，吸合时两端是否通。
线路有问题□
发现那里有问题，请填写
解决□
变桨通讯中断
是□否□
仔细排查主控到变桨之间的profibus通讯信号及线路，该线路从主控柜EL6731-0000模块（452DO1）一直到轮毂变桨系统内的EL6731-0010模块。
海上风力发电的变桨系统维护与故障排除
海上风力发电的变桨系统维护与故障排除随着对可再生能源的需求日益增长，海上风力发电作为一种清洁、可持续的能源方案越来越受到重视。
在海上风力发电系统中，变桨系统是非常关键的组成部分。
它负责调整风力涡轮的桨叶角度，以最大化能量转换效率。
然而，由于海上环境的恶劣条件和设备长时间运行的限制，变桨系统也面临着维护和故障排除的挑战。
变桨系统维护是确保风力涡轮持续高效运行的关键。
维护的主要目标是保持变桨系统各个部分的正常运行，以防止故障和停机时间的增加。
为了实现这一目标，定期检查和保养变桨系统至关重要。
维护人员应定期检查桨叶、液压系统、传动装置等关键部件，确保其无裂纹、磨损和松动。
此外，应定期清洁和润滑关键部件，以确保其正常运转。
维护人员还应关注变桨系统的运行数据，及时识别任何异常，避免潜在的故障。
然而，尽管进行了定期维护，变桨系统故障仍然不可避免。
故障排除是确保风力涡轮系统能够及时恢复生产运行的关键环节。
在发现任何系统故障时，维护人员应迅速采取措施，以最大程度地减少停机时间。
首先，进行排查故障的可能原因。
这可能包括液压系统故障、传动装置损坏、传感器故障等。
一旦找到故障的原因，维护人员应根据维修手册或制造商的指南进行修复或更换受损部件。
在排除故障时，维护人员还应注意安全问题。
海上风力发电涉及高海拔、恶劣天气等危险因素，因此维护人员应始终遵守相关安全规定，并佩戴适当的个人防护装备。
每次维护都应进行事先安全评估，并制定相应的应急计划。
只有在确保安全的情况下，维护人员才能进行维修工作。
遵循正确的维修程序和操作步骤是防止进一步损坏和确保任务顺利完成的关键。
此外，维护人员还应了解海上风力发电行业的最新技术和趋势。
随着风力发电技术的不断发展，新的变桨系统也不断涌现。
了解这些新技术将使维护人员具备更广阔的知识背景，能够更好地应对各种问题和挑战。
总之，海上风力发电的变桨系统维护与故障排除是确保风力涡轮系统持续高效运行的关键。
定期的维护工作和快速的故障排除将最大限度地减少停机时间，保证能源的持续供应。
1.5MW风电机组变桨安全链故障浅析李华
1.5MW风电机组变桨安全链故障浅析李华发布时间：2021-10-27T04:12:43.563Z 来源：《电力设备》2021年第8期作者：李华李宁[导读] 在1.5MW风电机组中，安全链是独立于风电机组PLC控制系统的硬件保护措施。
采用反逻辑设计，将可能对风力风电机组造成严重损害的故障节点串联成一个回路：紧急停机按钮、发电机过速模块的1和2、扭缆开关、来自变桨系统安全链的信号、紧急停机按钮、振动开关、到变桨系统的安全链信号、PLC急停信号。
一旦其中一个节点动作，将引起整条回路断电，风电机组进入紧急停机过程，并使主控系统和变流系统处于闭锁状态李华李宁（国投哈密风电有限公司新疆哈密 839000）摘要：在1.5MW风电机组中，安全链是独立于风电机组PLC控制系统的硬件保护措施。
采用反逻辑设计，将可能对风力风电机组造成严重损害的故障节点串联成一个回路：紧急停机按钮、发电机过速模块的1和2、扭缆开关、来自变桨系统安全链的信号、紧急停机按钮、振动开关、到变桨系统的安全链信号、PLC急停信号。
一旦其中一个节点动作，将引起整条回路断电，风电机组进入紧急停机过程，并使主控系统和变流系统处于闭锁状态。
如果故障节点得不到恢复，那么整个风电机组的正常的运行操作都不能实现。
同时，安全链也是整个风电机组的最后一道保护，它处于风电机组的软件保护之后。
安全系统由符合国际安全标准的安全继电器和硬件开关节点组成，它的实施应用使风电机组更加安全可靠。
关键词：安全链；Vensys变桨；故障处理引言世界上风力发电机组大致可分为变桨失速型、定桨失速型、变桨恒速型、定桨恒速型四种。
在变桨距的风力发电机组中，风机能否正常实现变桨功能是风机正常运行的重要保证。
1.5MW变桨距永磁直驱同步发电机组采用的是Vensys变桨系统，由逆变器AC2通过变频变速控制变桨电机，实现变桨功能。
一、变桨安全链原理简述1、变桨的作用变桨使叶片的功角在一定范围（0°-90°）变化，以便调节输出功率。
变桨系统故障分析
1．5MW风机故障分析1.变桨系统1.1PITCH CABINET1.1.1ERROR_PITCH_CABINET_TEMPERATURE（变桨柜温度故障）故障原因：1#、2#、3#任何一支变桨柜温度超过55º延续3S。
检查步骤：A)检查变桨柜温度传感器（PT100）是否正常。
B)检查变桨柜温度模块（KL3204）是否工作正常。
C)通过软件检测风扇是否在45º时正常启动。
D)检查开关电源模块是否温度是否异常。
1.2PITCH CAPACITORS1.2.1ERROR_PITCH_CAPACITOR_TEMPERATURE(变桨柜电容故障)故障原因：1#、2#、3#任何一支变桨柜电容温度超过55º延续3S。
检查步骤：A)检查电容温度传感器（PT100）是否正常。
B)检查变桨柜温度模块（KL3204）是否工作正常。
C)检查电容电压是否正常。
D)测量电容电压（60V）是否正常。
1.2.2 ERROR_PITCH_CAPACITOR_VOLTAGE_HI（变浆柜电容高电压故障）故障原因：1#、2#、3#任何一支变桨柜电容电压低于55V延续3S.检查步骤：A)检测电容电压是否正常。
B)检测NG5模块输出是否正常。
C)检测A10模块输入是否正常。
D)检测A10模块输出电压（5.4V）是否正常。
E)检测KL3404（A5）模块是否正常。
1.2.3ERROR_PITCH_CAPACITOR_VOLTAGE_UNSYMMETRY（变桨电容电压不平衡）故障原因：满足下列关系”CAPACITOR_VOLTAGE_HI”/2-“CAPACITOR_VOLTAGE_LO”的绝对值大于2。
检查步骤：A)检测电容电压是否正常。
B)检测NG5模块输出是否正常。
C)检测A10（自制模块）模块输入是否正常。
D)检测A10（自制模块）模块输出电压（5.4V）是否正常。
E)检测KL3204（A8）模块是否正常。
明阳风机调试过程故障处理汇总(行业相关)
特备参考
28
变桨系统厂内调试故障及处理方法
4、通讯电缆的屏蔽没有接好 检查机舱柜内的屏蔽是否接到固定端子上，滑环侧屏蔽是 否接到接地端子。轮毂侧屏蔽是否接到接地端子
5、变桨控制器通讯插头松动 重新拧紧通讯插头
调试过程常见故障汇总
特备参考
1
风电机组概述
•
MY1.5S/Se型风力发电机
组是3个桨叶、上风向、变桨控
制、双馈变频器并网、额定功
率为1500kW的风力发电机组。
• 右图为机舱结构图
特备参考
2
处理故障时需注意事项
• 安全
– 安全带的作用及使用方法 – 灭火器的使用方法 – 火灾自救方法 – 防火习惯 – 注意防止电击 – 防止砸伤、夹伤、刮伤
特备参考
3
• 配备安全设施 • 安全帽：每人一顶。进入车间或风场后，必须带上安全帽。
• 安全带：每小组至少三套。爬塔筒的人一定要带安全带，安全 带一定要配有防滑块和钩子。
• 灭火器：每台风机的塔筒处都要放置至少一个灭火器。 • 手套：每人一副 • 劳保鞋：每人一双。进入风场后，必须穿上劳保鞋。 • 手电筒：每小组两个 • 创可贴：每人随身备用5片 • 所有的临时电缆接头处都要封闭，不允许暴露在外面
特备参考
26
主控系统调试中的故障及处理方法
十六、偏航编码器无法清零 原因及解决方法： 1、连接线故障
可换一个新的编码器检查一下连接线是否正常。 2、编码器故障
更换新编码器后，可正常清零则确定编码器本身 导致。 备注：通常是线路问题
特备参考
27
变桨系统厂内调试故障及处理方法
一、通讯故障 原因及解决方法： 1、主控系统EL6751模块导致的故障
风电机组变桨系统紧急顺桨轴3桨叶未收回原因分析及处理
风电机组变桨系统紧急顺桨轴 3桨叶未收回原因分析及处理摘要：风电机组桨叶是否能安全可靠收回，直接关系着风机运行的安全稳定性。
我场实际运行中发现5号风机MOOG变桨在轴3紧急控制顺桨回路出现异常时，该回路故障未被检测出来，直到其它故障触发紧急顺桨后桨叶无法顺回91°安全位置才暴露出该问题。
本文结合上海电气2MW机组调试和检修工作中积累的经验,对MOOG变桨紧急顺桨轴3桨叶未收回故障进行了原因分析及处理，进一步提高风机设备的可利用率及稳定性。
关键词：变桨系统；紧急顺桨；原因分析；测试方法1.概述上海电气W2000H-93-80型风力发电机组变桨系统采用MOOG变桨。
其变桨方式为变桨距控制系统，它的主要功能是通过调整桨叶节距在0~91゜之间变化，以改变气流对叶片的攻角，在风机的起动过程中依靠风力方便地自行起动，在达到额定风速时使风机能够稳定的保持输出功率恒定，以及在达到切出风速或者风机因发生重要故障(包括机舱强烈振动超出允许范围、偏航时发生扭缆开关保护动作、急停按钮被按下、电网突然停电等)而使安全链断开时，使浆叶全顺浆到91゜，进行空气制动，改善风机和浆叶的受力情况,确保叶片偏离受风的角度，防止风机超速、飞车、倒塔等严重后果发生。
本文针对东川野牛风电场风电机组MOOG变桨系统轴3的2个编码器偏差超限故障停机，暴露出紧急顺桨轴3桨叶未收回的情况进行分析。
1.故障情况2021年3月9日，野牛风电场05号机组报出变桨轴3的2个编码器偏差超限故障停机，故障代码300643。
查看SCADA后台变桨监视界面发现，轴1、轴2的两个编码器在89゜，轴3的2个编码器电机编码器在89゜、叶片编码器在86.1°，符合故障触发停机逻辑（两个桨距角编码器角度最大偏差3°）快速停机，3个轴顺桨至89°（由电网电源控制电机驱动）故障停机。
1.现场判断及检查3.1通过机组主控变桨监视系统数据可知，轴3的2个编码器电机编码器在89°叶片编码器在86.1°。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
表 1 驱动器错误故障表
Author:MOOG Service
Date:6/4/2010
MOOG
Pitchsystem
Analysis
Date: Page: 2 of 4
12
Date: Page: 3 of 4
1=0 度被定义 0=0 度没有被定义 1=正常工作 0=不正常工作 1=主编码器正常 0=主编器错误
1=跟踪正常 0=跟踪不正常，即实际位置与控 制位置之差大于 2 度
回信号，系统进入模式 2/3
0=要求主控断开安全链
0=要求主控断开安全链， 随后变桨自身安全链断开 0=要求主控断开安全链， 随后变桨自身安全链断开
变桨控制器每 150ms 向 所有驱动器发送一次心跳 信号，如果驱动器没有返
Author:MOOG Service
Date:6/4/2010
MOOG
Pitchsystem
Analysis
定义桨叶 0 度位置定义
1
8
驱动器 PLC 正常情况 9
主编码器故障 10
跟踪情况（桨叶实际位 11 置跟踪控制位置情况）
Author:MOOG Service
Date:6/4/2010
3
24
状态
25 驱动器模拟输入 ISA00 未使用 状态
驱动器模拟输入 ISA01 未使用 26
状态
27
28
29
30
31
Date: Page: 4 of 4
随后变桨自身安全链断开
检查此类故障可以通过主控监测查看安全链断开前后 5min 内各个工作状态和 I/O 信号点状态是否有 变化，根据变化点可以把故障缩小到较小范围，再查找并排除故障，故障消除后安全链断开问题即可得 到解决。
13
14
15
由变桨发给主控，字节 2-3，驱动器 I/O 状态。
字节 位 功能
对应指令
ENPO 状态
2
16
1=ENPO 正常 0=驱动器锁定
驱动器数字输入 ISD00 1=安全链闭合
17 状态（安全链状态监 测）
0=安全链断开
备注表述 0=要求主控断开安全链
驱动器数字输入 ISD01 1=启动服务模式（模式 4） 18 状态（服务模式监测） 0=未启动服务模式，处于模式
0、1、2、3
驱动器数字输入 ISD02 1=系统正常
19
状态（主电和防雷模式 2/3
0=要求主控断开安全链， 随后变桨自身安全链断开
驱动器数字输入 ISD03 1=系统正常
20
状态（驱动器供电、风 散供电、充电器状态监
0=驱动器供电或风散供电或充电
测）
器故障，系统进入模式 2/3
态监测）
0=91 度限位开关撞开
23 驱动器数字输入 ISD06 1=系统正常 状态（超级电容供电电
0=要求主控断开安全链，
Author:MOOG Service
Date:6/4/2010
MOOG
Pitchsystem
Analysis
路状态监测）
0=超级电容供电电路故障
驱动器数字输入 ISDSH 未使用
由变桨发给主控，字节 0-1，状态，工作状态。
字节 0
位
功能
对应指令
0 准备模式（模式 0）
1=系统正常，进入模式 0 0=不进入模式 0
模式 0 1 2 3 4
1 变桨驱动器模式 2 变桨驱动器模式 3 变桨驱动器模式
紧急模式 2/3 超时
4
01010 00110 00001 1=系统正常，不超时 0=超时
驱动器错误 5
驱动器警告 6
变桨心跳
7
1=驱动器正常 0=动器不正常，进入模式 2/3
1=没有警告 0=警告 1=系统正常 0=系统不正常
备注表述 系统正常，进入模式 0 即 要求系统准备进入模式 1
低位
高位 进入模式 2/3 后，桨叶回 到安全位置，90 秒后，电 机将停止工作 0=要求主控断开安全链， 随后变桨自身安全链断开 通知主控，但不要求动作
3、安全链回路自身硬件出现故障
交流系统三个轴柜安全链为串联关系，检测系统 8K9 是否损坏，1F1，1K1 是否损坏，用万用表检测 安全链回路线路是否有断开，接线点是否有松动等。
查找安全链断开原因可以通过以上三方面查找，当然，三个方面也是相互关联，比如系统报某类错误 故障时，驱动器信号输入点信号也会有变化。
图 2 驱动器错误故障查看界面
2、系统硬件出现故障或电路出现故障导致驱动器信号输入点信号有变化，系统会要求安全链断开。
根据 TxPOD1（Slave-Master）Byte1、TxPOD2-4（Slave-Master）Byte0-3, 当系统硬件出现故障
或电路出现故障导致驱动器信号输入点信号有变化，系统会要求主控先断开安全链，然后自身在通过控 制 8K9 断开来断开安全链，并置 OSD4/BTB 为 0，主控断开安全链和变桨自身断开安全链的时间差大概 为 5ms；当然有的故障只要求主控断开安全链或变桨自身断开安全链即可，具体查看下面调试协议内 TxPOD1（Slave-Master）Byte1、TxPOD2-4（Slave-Master）Byte0-3 介绍。
0=要求主控断开安全链， 随后变桨自身安全链断开
驱动器数字输入 ISD04 1=系统正常
0=要求主控断开安全链，
21
状态（直流供电状态， 备用 24V 电源监测）
0=直流供电状态或备用 24V 电源
随后变桨自身安全链断开
故障，系统进入模式 2/3
驱动器数字输入 ISD05 1=系统正常
22 状态（91 度限位开关状
MOOG
Pitchsystem
Analysis
PROJECT FROM
交流系统安全链故障分析 MOOG Service
TO Remark
Date: Page:
汉维 Analysis
1 of 4
变桨安全链断开原因查找方法：
1、系统报错误故障要求安全链断开
根据协议 TxPOD2-4（Slave-Master）Byte4，当系统出现表 1 中故障时，系统会通过控制 8K9 断开 来断开安全链。