По самым скромным оценкам, в настоящее время во всем мире установлено не менее четверти миллиона ветряных турбин. Ожидается, что в следующие четыре года мировой рынок ветряных турбин вырастет на 278 ГВт на суше и 44,3 ГВт на море. Это соответствует минимум 100 000 ветряных турбин мощностью 3 МВт.
При таком росте возобновляемых источников энергии и ввода их в энергосистему надежная работа ветряных турбин (ВТ или на английском WT) является предметом значительных исследований промышленности и государственных органов. Количественные исследования надежности WT показали, что надежность со временем увеличивается.
Например, отчет Национальной лаборатории возобновляемой энергии США за 2016 год показал, что надежность большинства подсистем ветряных турбин, включая редуктора, в период с 2007 по 2013 год повысилась, а время простоя редуктора сократилось в семь раз. Однако в 2018 году редукторы оставались одним из трех наиболее вероятных участков отказа с самыми высокими материальными затратами. Редуктор имеет самую высокую среднюю стоимость отказа, при этом капитальная замена в среднем обходится в 230 000 евро (примерно 270 000 долларов США).
Относительно низкая надежность компонентов редуктора привела к тому, что особое внимание уделяется контролю состояния зубчатых колес, подшипников и валов. В дополнение к редуктору, лопасти ротора и электрический генератор являются компонентами системы ветряной турбины с наибольшим количеством отказов.
Существует множество коммерчески доступных систем мониторинга состояния ветряных турбин, большинство из которых нацелено на анализ именно редукторов с использованием датчиков вибрации. Некоторые системы мониторинга лопастей ротора также коммерчески доступны, но это область постоянных исследований.
Существует значительный объем литературы о поддержке и использовании систем мониторинга вибрации в ветряных турбинах, включая подробные исследования и анализ преимуществ различных систем. Менее хорошо освещены требования к датчикам вибрации для ветряных турбин. В этой статье представлены системные сведения о компонентах ветряных турбин, статистика отказов, распространенные типы отказов и методы сбора данных об отказах. Требования к датчику вибрации, такие как ширина полосы пропускания, диапазон измерения и плотность шума, обсуждаются в связи с распространенными неисправностями компонентов ВТ.
Системные компоненты, неисправности и требования к датчикам
На рисунках ниже показаны основные компоненты ветряной турбины с подробной структурой редуктора ветряной турбины. В следующих разделах обсуждаются требования к редуктору, лопастям и мачте для мониторинга состояния, уделяя особое внимание датчикам вибрации. Другие системы, такие как привод сгибания, механический тормоз и электрический генератор, обычно не контролируются с помощью датчиков вибрации, при этом обычно отслеживается крутящий момент, температура, параметры масла и электрические сигналы.
Редуктор
Редуктор ветряной турбины передает механическую энергию от ступицы ротора с низкой скоростью вращения к электрическому генератору с высокой скоростью. Между тем, редуктор ветряной турбины испытывает переменные нагрузки от переменной скорости ветра и кратковременных импульсов частого торможения.
Редуктор состоит из вала тихоходного ротора и главного подшипника, работающего в диапазоне от 0 до 20 об / мин (менее 0,3 Гц) от силы ветра, приложенной к лопасти ротора. Для регистрации повышенных сигнатур вибрации требуются датчики вибрации, способные работать вплоть до постоянного тока. В отраслевых инструкциях по сертификации особо отмечается, что от датчиков вибрации требуется характеристика 0,1 Гц. Высокоскоростной вал редуктора обычно работает при 3200 об / мин (53 Гц).
Чтобы обеспечить достаточную полосу пропускания для регистрации гармоник отказов подшипников и шестерен, рекомендуется использовать датчик вибрации с частотой до 10 кГц и выше как для низко-, так и для высокоскоростных валов. Это связано с тем, что резонансы подшипников обычно находятся в диапазоне нескольких килогерц, независимо от скорости вращения.
Выход из строя подшипника является самым частым фактором выхода из строя редуктора. Некоторые исследования показывают катастрофический отказ шестерен, основной причиной которого является отказ подшипника. Когда выходит из строя задний подшипник высокоскоростного (высокооборотного) вала, высокоскоростной вал наклоняется, что приводит к неравномерной передаче усилия на шестерни промежуточного (среднего) вала. При этом контактирующие зубья подвержены поломке (рисунок ниже).
Недостаток смазки подшипников (масляный) является основной причиной выхода из строя подшипников главного вала. Такие решения, как SKF NoWear, включают специальное покрытие подшипников, которое может помочь сократить время до «масляного голодания» более чем в шесть раз.
Даже при использовании специальных покрытий для подшипников и других методов улучшения элементов редуктора все еще существует необходимость контролировать ведущие подшипники редуктора и подшипники ступени высокой скорости с помощью подходящих датчиков вибрации. Датчик вибрации должен иметь достаточно низкий уровень шума, чтобы можно было обнаруживать неисправности подшипников на ранней стадии с низкой амплитудой вибрации (диапазон g). Старая технология МЭМС (на английском MEMS), такая как ADXL001 с минимальным уровнем шума 4 мg / √Гц, может адекватно фиксировать неисправности внешней обоймы подшипника.
На рисунке ниже показано, что дефекты внешней обоймы сначала проявляются при пиках частоты приблизительно 0,055 g, а хорошие характеристики подшипника проявляются при частоте менее 2 мg / √Гц с точки зрения плотности шума. Технологический выигрыш системы сбора данных (DAQ) значительно снижает шум, что позволяет измерять минимальный уровень шума 2 мg / √Гц.
Использование датчика с минимальным уровнем шума 4 мg / √Гц будет подходящим только в том случае, если в системе сбора данных достигнут достаточный выигрыш от процесса и если шум является стохастическим. В общем, лучше использовать датчик вибрации с минимальным уровнем шума от 100 до 200 мg / √Гц, чем зависящий от технологического усиления, который работает только в том случае, если шум является стохастическим и некоррелированным.
Датчик с минимальным уровнем шума от 100 до 200 мg / √Гц обладает достаточными характеристиками для регистрации нормальных условий эксплуатации подшипников, а также отличными характеристиками при обнаружении неисправностей на ранней стадии в диапазоне мg / √Гц. Фактически, использование датчика MEMS с минимальным уровнем шума 100 мg / √Гц позволит еще раньше обнаруживать неисправности подшипников.
В то время как начальное повреждение подшипника составляет менее 0,1 g, более серьезные признаки повреждения подшипника обычно возникают при 1 g, что требует проведения технического обслуживания. На рисунке ниже показано, что техническое обслуживание редуктора и замена подшипника могут происходить, когда амплитуда вибрации превышает 6 g.
Как отмечалось ранее, гармоники неисправностей подшипников возникают на более высоких частотах. Для измерений на более высокой частоте требуется датчик с большим диапазоном g. Это связано с тем, что измеренная сила ускорения g пропорциональна квадрату частоты. Следовательно, небольшое смещение разлома на более высокой частоте приводит к более высокому диапазону вибраций по сравнению с таким же смещением разлома на низкой частоте. Датчики с большей полосой пропускания с диапазоном измерения до 10 кГц, как правило, рассчитаны на нагрузку от 50 до 200 g, что идеально подходит для ветряных турбин.
Датчик вибрации также должен учитывать условия ударной нагрузки, вызванной воздействием на конструкцию ветра или внезапным механическим разрушением. В результате типичные коммерческие системы мониторинга вибрации рассчитаны на полный диапазон от 50 до 100 g.
Для главного подшипника ветряной турбины требуется, по крайней мере, один одноосный датчик вибрации (рекомендуется два) и измерения в осевом и радиальном направлениях. Осевое растрескивание дорожек подшипника может сократить срок службы подшипника до одного-двух лет.
Из-за сложности редуктора (рисунок выше) для контроля состояния рекомендуется использовать не менее шести датчиков вибрации. Количество датчиков и положение должны быть выбраны таким образом, чтобы все частоты зацепления и дефекты / вращения шестерни могли быть надежно измеренным. Для низкоскоростной ступени редуктора требуется один одноосевой датчик, расположенный как можно ближе к зубчатому венцу. Для промежуточных и высокоскоростных ступеней необходим один одноосевой датчик в местах расположения солнечной шестерни, среднего вала и высокоскоростного вала. Осевые трещины на внутренних кольцах подшипников высоких и средних скоростей стали основной причиной проблем со сроком службы редукторов ветряных турбин.
Что касается мониторинга редуктора, будущие области улучшения мониторинга состояния включают внедрение беспроводных систем мониторинга вибрации. Тем не менее, рациональное использование этих решений является областью постоянных исследований.
Лопасти
Лопасти ротора ветряной турбины и узел ступицы улавливают ветер и передают крутящий момент на малой скорости. Основными причинами выхода из строя лопастей являются экстремальные ветровые нагрузки, влияние окружающей среды, например обледенение или молния, а также дисбаланс. Это вызывает переломы и краевые трещины, а также отказ в системе шага. Существует ограниченное количество коммерческих систем мониторинга вибрации, как внутренних, так и внешних по отношению к лопастям.
Многочисленные академические исследования были выполнены с использованием датчиков вибрации MEMS на лопастях, таких как работы Купермана и Мартинеса, которые также включают гироскопы и магнитометры. Общий выходной сигнал этих датчиков используется для определения ориентации и деформации сегментов лопастей ветряных турбин.
Напротив, доступно несколько коммерческих систем мониторинга вибрации, таких как Weidmuller BLADEcontrol, в которых используются датчики вибрации внутри каждой лопасти ротора для измерения изменений естественной вибрации каждой лопасти. Система BLADEcontrol ориентирована на обнаружение экстремальных условий обледенения лопастей ротора, которые вызывают чрезмерную вибрацию турбины.
Как правило, лопасти крупногабаритных ветряных турбин (диаметром 40 м и более) имеют свои первые собственные частоты в диапазоне от 0,5 до 15 Гц. Технико-экономическое обоснование беспроводной системы мониторинга вибрации на лопастях турбины показывает, что частота отклика лопастей из-за вибрационного возбуждения значительно выходит за пределы основной частоты.
Другие исследования показывают, что частоты лопастей из-за деформации кромки лопатки и деформации скручивания значительно различаются. Собственные частоты деформации кромки лезвия находятся в диапазоне от 0,5 до 30 Гц, а собственные частоты деформации скручивания лопасти — до 700 Гц. Для измерения за пределами основной частоты датчиком вибрации требуется большая полоса пропускания.
Сертификация DNVGL по спецификации мониторинга состояния рекомендует использовать датчик вибрации для лопастей ротора, способный выполнять измерения в частотном диапазоне от 0,1 Гц до ≥10 кГц, с одним датчиком на оси ротора и одним датчиком в поперечном направлении. Поскольку на лопастях ротора возможны высокочастотные диапазоны измерения, датчик вибрации также должен иметь большой диапазон измерения амплитуды, по крайней мере, 50 g, аналогично требованиям к подшипникам редуктора.
Башня с гондолой
Башня ветрогенератора обеспечивает структурную поддержку корпуса гондолы и узла лопасти ротора. Башня может пострадать от удара молнии, что может вызвать ее наклон. Наклонная мачта приведет к неоптимальному углу лопастей относительно направления ветра. Для измерения наклона требуется датчик, который может работать вплоть до 0 Гц, как в условиях нулевого ветра, чтобы можно было определить наклон.
Повреждение конструкции фундамента может привести к раскачиванию башни. Мониторинг раскачивания башни встроен в некоторые системы мониторинга состояния турбин, но имеется несколько коммерчески доступных вариантов по сравнению с мониторингом вибрации редуктора. Система мониторинга состояния Scaime контролирует лопасти, башню и фундамент с помощью акселерометров, датчиков смещения, датчиков деформации и температуры. Полный диапазон акселерометра Scaime составляет ± 2 g, а контролируемые частоты должны находиться в диапазоне от 0,1 до 100 Гц в соответствии со спецификацией DNVGL.
Как отмечалось ранее, нижний предел частоты снижается до 0 Гц в случае повреждения конструкции башни, вызывающего наклон, в статических условиях (отсутствие силы ветра). Для измерения наклона требуется датчик с превосходной стабильностью по постоянному току. Датчики MEMS, такие как ADXL355, доступны в герметичных корпусах, которые обеспечивают стабильность смещения 0 g.
Исследования подтверждают, что датчик вибрации с диапазоном не менее ± 2 g подходит для мониторинга. Максимальная скорость ветра 25 м / с (метров в секунду) дает уровни ускорения менее 1 g для башен в нормальном рабочем режиме. Фактически, ветрогенератор в исследовании «Идентифицируемое напряженное состояние системы фундамента башни ветряной турбины на основе полевых измерений и анализа КЭ» (Identifiable Stress State of Wind Turbine Tower Foundation System Based on Field Measurement and FE Analysis) рассчитана на скорость ветра от 2 до 25 м / с при пониженной мощности ветряной турбины при скорости ветра 25 м / с.
Итоги
В таблице ниже представлены сводные требования к датчикам вибрации в зависимости от требований применения ветрогенераторов. Количество датчиков, направление измерения и частотный диапазон указаны в сертификате DNVGL спецификации мониторинга состояния. Как отмечалось ранее, характеристики 0 Гц важны для решения проблем конструкции башни мониторинга. Таблица ниже также суммирует соответствующий диапазон амплитуд и плотность шума на основе полевых исследований и измерений, представленных в этой статье.
Метод сбора данных о неисправностях
Все ветрогенераторы крупных предприятий имеют стандартную систему диспетчерского управления и сбора данных (SCADA), которая в основном используется для мониторинга параметров системы в целом. Примеры контролируемых параметров включают температуру подшипников редуктора и смазку, выходную активную мощность и фазные токи. В некоторых источниках обсуждается использование данных SCADA для мониторинга состояния ветряных турбин с целью выявления различных тенденций.
В исследовании Даремского университета перечислено до 10 имеющихся в продаже систем мониторинга состояния, которые могут быть адаптированы и полностью интегрированы с существующими системами SCADA с использованием стандартных протоколов. Одним из примеров является GE Energy ADAPT.Wind.22 Широкие обзоры будущих технологических тенденций указывают на явный переход к установке систем мониторинга вибрации на ветряных турбинах.
Подходящие датчики вибрации для мониторинга состояния ветряных турбин
При частоте 0,3 Гц или ниже пьезоэлектрические технологии отслеживания вибрации испытывают затруднения или не могут улавливать сигнатуры вибрации. Это означает, что компоненты низкоскоростного ветрогенератора, такие как лопасти ротора, основной подшипник, тихоходный редуктор и башня, не могут контролироваться должным образом. Датчики на основе MEMS с характеристиками вплоть до 0 Гц могут обнаруживать критические неисправности на всех основных компонентах ветряной турбины (таблица ниже). Это дает заказчику решение с одним датчиком вибрации для ветрогенератора, использующим MEMS только для измерения неисправностей от 0 Гц до 10 кГц и выше.
Помимо возможности фиксировать все критические сбои, MEMS обеспечивает следующие преимущества:
- Широкий диапазон измерения g и сверхнизкая плотность шума мg / √Гц, легко удовлетворяющие требованиям, указанным в первой таблице
- Микроэлектромеханические системы (МЭМС или на английском MEMS) имеют встроенную систему самоконтроля (BIST). Системному оператору не требуется доступ к ветрогенератору для проверки / обеспечения правильной работы датчика, что снижает затраты. Для сравнения: пьезоэлектрические технологии не поддерживают BIST.
- Интерфейс MEMS является более гибким как для интерфейса данных, так и для источника питания по сравнению с решениями на основе пьезоэлектрических устройств. Возможности преобразования выходного сигнала пьезоэлектрического датчика с высоким импедансом на длинный кабель ограничены. Наиболее распространенной реализацией является 2-проводный интерфейс IEPE, который питает пьезоэлектрический датчик по общей линии питания / данных со вторым заземляющим проводом. IEPE использует усилитель, согласованный с пьезоэлектриком, чтобы обеспечить решение для кабельного привода с низким импедансом. Решения интерфейса IEPE возможны с датчиками MEMS, но датчики микроэлектромеханической системы также позволяют упростить интеграцию с существующими системами, которые работают с использованием полевой шины (RS-485, CAN) или сетей на основе Ethernet. Это связано с тем, что датчики MEMS имеют аналоговый или цифровой выход (SPI, I2C), который можно легко перенести на другие протоколы.
- Экологические характеристики: ветряная турбина обычно работает в диапазоне температур от –40 до + 55 ° C, при этом устройства MEMS легко удовлетворяют этому требованию.
- МЭМС имеют лучшую чувствительность / линейность во времени по сравнению с пьезоэлектрическими датчиками. Нелинейность акселерометров Analog Devices достаточно мала, поэтому ее чаще всего можно игнорировать. Например, акселерометр МЭМС ADXL1001 имеет типичную характеристику нелинейности менее 0,025% в полном диапазоне. Для сравнения, академические исследования со стандартизованными измерениями пьезоэлектрических датчиков показывают нелинейность 0,5% или менее.
Датчики вибрации на основе МЭМС и решения, доступные сегодня
Датчики
Удовлетворение всех требований к полосе пропускания, дальности действия и плотности шума для мониторинга вибрации в ветроэнергетических установках возможно с помощью МЭМС-датчиков ADXL1002, ADXL1003, ADXL1005 и ADcmXL3021 (таблица ниже). ADXL355 и ADXL357 также подходят для мониторинга опор ветряных турбин с меньшей полосой пропускания и характеристиками измерения дальности. ADXL355 / ADXL357 демонстрируют отличную стабильность в измерении постоянного тока, что важно для измерения наклона башни ветряных турбин. Герметичный корпус ADXL355 / ADXL357 помогает обеспечить превосходную долгосрочную стабильность. В течение 10 лет воспроизводимость ADXL355 находится в пределах ± 3,5g, что обеспечивает высокую точность измерения наклона.
Мониторинг состояния ветрогенераторов
Беспроводная связь
Analog Devices предлагает проверенные эталонные конструкции, оценочные системы и модули датчиков состояния машин, работающие по принципу «plug-and-play», чтобы помочь заказчикам ускорить разработку. На рисунке ниже показана оценочная платформа компании по беспроводному мониторингу вибрации. Он сочетает в себе механические приспособления, оборудование, прошивку и программное обеспечение для ПК, чтобы обеспечить быстрое развертывание и оценку решения для одноосного мониторинга вибрации. Модуль может быть непосредственно прикреплен к двигателю или приспособлению с помощью магнита или шпильки. Его также можно комбинировать с другими модулями в той же беспроводной ячеистой сети, чтобы обеспечить более широкую картину с несколькими узлами датчиков как часть системы мониторинга на основе состояния (CbM).
Аппаратная сигнальная цепь CbM состоит из одноосного акселерометра ADXL1002, установленного на основании модуля. Выходной сигнал ADXL1002 считывается в маломощный микроконтроллер ADuCM4050, где он буферизуется, преобразуется в частотную область и передается в IP-модуль SmartMesh. Из чипа SmartMesh выходные данные ADXL1002 передаются по беспроводной сети в диспетчер SmartMesh IP. Менеджер подключается к ПК, и может происходить визуализация и сохранение данных. Данные отображаются как необработанные данные во временной области и данные БПФ (FFT). Доступна дополнительная сводная статистическая информация по агрегированным по времени данным. Полный код Python для графического интерфейса на стороне ПК, а также встроенное ПО, развернутое в модуле с поддержкой C, доступны для адаптации потребителю.
Проводная связь
Проводная оценочная платформа CbM Pioneer 1 от Analog Devices представляет собой промышленное решение для проводной связи для трехосного датчика вибрации ADcmXL3021 (рисунок ниже). Аппаратная сигнальная цепь CbM состоит из трехосного акселерометра ADcmXL3021 с гибким разъемом для печатной платы Hirose. Разъем ADcmXL3021 Hirose с выходами SPI и прерывания подключается к интерфейсным платам, которые переводят SPI на физический уровень RS-485 по нескольким метрам кабеля на плату удаленного главного контроллера. Преобразование физического уровня SPI в RS-485 может быть достигнуто с использованием изолированных или неизолированных интерфейсных плат, которые включают изоляцию iCoupler (ADuM5401 / ADuM110N) и трансиверы RS-485 / RS-422 (ADM4168E / ADM3066E).
Платформа объединяет питание и данные по одному стандартному кабелю. Специальный программный графический интерфейс упрощает настройку устройства ADcmXL3021 и сбор данных о вибрации по длинным кабелям. Программное обеспечение с графическим интерфейсом пользователя позволяет визуализировать данные в виде необработанных сигналов во временной области или в виде сигналов FFT (БПФ).
Подведем итоги
В этой статье показано, что датчики на основе MEMS могут измерять все критические неисправности в критических системных компонентах ветряной турбины. Полоса пропускания датчика MEMS, диапазон измерения, стабильность по постоянному току и плотность шума идеально подходят для использования в ветроэнергетических установках.
Встроенная система самотестирования MEMS (BIST), гибкие аналоговые / цифровые интерфейсы и превосходная чувствительность / линейность во времени — дополнительные причины, по которым датчики микроэлектромеханических систем являются лучшим решением для мониторинга состояния ветряных турбин. Обслуживание систем раннего обнаружения ошибок на основе вибраций — это современная технология для предотвращения дорогостоящих простоев ветряной турбины в целом.
