WO2016042983A1 - 転がり軸受の異常診断装置、風力発電装置、及び転がり軸受の異常診断方法 - Google Patents
転がり軸受の異常診断装置、風力発電装置、及び転がり軸受の異常診断方法 Download PDFInfo
- Publication number
- WO2016042983A1 WO2016042983A1 PCT/JP2015/073814 JP2015073814W WO2016042983A1 WO 2016042983 A1 WO2016042983 A1 WO 2016042983A1 JP 2015073814 W JP2015073814 W JP 2015073814W WO 2016042983 A1 WO2016042983 A1 WO 2016042983A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- bearing
- abnormality diagnosis
- axial load
- rolling bearing
- displacement
- Prior art date
Links
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 title claims abstract description 109
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 title claims abstract description 108
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 50
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 150
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims abstract description 30
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 45
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 20
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 32
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 12
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 11
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 10
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 9
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 9
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M13/00—Testing of machine parts
- G01M13/04—Bearings
- G01M13/045—Acoustic or vibration analysis
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D1/00—Wind motors with rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
- F03D1/06—Rotors
- F03D1/065—Rotors characterised by their construction elements
- F03D1/0675—Rotors characterised by their construction elements of the blades
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D7/00—Controlling wind motors
- F03D7/02—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D9/00—Adaptations of wind motors for special use; Combinations of wind motors with apparatus driven thereby; Wind motors specially adapted for installation in particular locations
- F03D9/20—Wind motors characterised by the driven apparatus
- F03D9/25—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16C—SHAFTS; FLEXIBLE SHAFTS; ELEMENTS OR CRANKSHAFT MECHANISMS; ROTARY BODIES OTHER THAN GEARING ELEMENTS; BEARINGS
- F16C19/00—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement
- F16C19/52—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement with devices affected by abnormal or undesired conditions
- F16C19/522—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement with devices affected by abnormal or undesired conditions related to load on the bearing, e.g. bearings with load sensors or means to protect the bearing against overload
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D80/00—Details, components or accessories not provided for in groups F03D1/00 - F03D17/00
- F03D80/70—Bearing or lubricating arrangements
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2240/00—Components
- F05B2240/50—Bearings
- F05B2240/54—Radial bearings
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2260/00—Function
- F05B2260/80—Diagnostics
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/80—Devices generating input signals, e.g. transducers, sensors, cameras or strain gauges
- F05B2270/821—Displacement measuring means, e.g. inductive
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16C—SHAFTS; FLEXIBLE SHAFTS; ELEMENTS OR CRANKSHAFT MECHANISMS; ROTARY BODIES OTHER THAN GEARING ELEMENTS; BEARINGS
- F16C19/00—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement
- F16C19/22—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement with bearing rollers essentially of the same size in one or more circular rows, e.g. needle bearings
- F16C19/34—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement with bearing rollers essentially of the same size in one or more circular rows, e.g. needle bearings for both radial and axial load
- F16C19/38—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement with bearing rollers essentially of the same size in one or more circular rows, e.g. needle bearings for both radial and axial load with two or more rows of rollers
- F16C19/383—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement with bearing rollers essentially of the same size in one or more circular rows, e.g. needle bearings for both radial and axial load with two or more rows of rollers with tapered rollers, i.e. rollers having essentially the shape of a truncated cone
- F16C19/385—Bearings with rolling contact, for exclusively rotary movement with bearing rollers essentially of the same size in one or more circular rows, e.g. needle bearings for both radial and axial load with two or more rows of rollers with tapered rollers, i.e. rollers having essentially the shape of a truncated cone with two rows, i.e. double-row tapered roller bearings
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16C—SHAFTS; FLEXIBLE SHAFTS; ELEMENTS OR CRANKSHAFT MECHANISMS; ROTARY BODIES OTHER THAN GEARING ELEMENTS; BEARINGS
- F16C2233/00—Monitoring condition, e.g. temperature, load, vibration
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16C—SHAFTS; FLEXIBLE SHAFTS; ELEMENTS OR CRANKSHAFT MECHANISMS; ROTARY BODIES OTHER THAN GEARING ELEMENTS; BEARINGS
- F16C23/00—Bearings for exclusively rotary movement adjustable for aligning or positioning
- F16C23/06—Ball or roller bearings
- F16C23/08—Ball or roller bearings self-adjusting
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16C—SHAFTS; FLEXIBLE SHAFTS; ELEMENTS OR CRANKSHAFT MECHANISMS; ROTARY BODIES OTHER THAN GEARING ELEMENTS; BEARINGS
- F16C2360/00—Engines or pumps
- F16C2360/31—Wind motors
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/70—Wind energy
- Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
Definitions
- the present invention relates to an abnormality diagnosis device for a rolling bearing, a wind power generation device, and an abnormality diagnosis method for a rolling bearing, and more particularly to an abnormality diagnosis technology for a rolling bearing provided in a main shaft, a speed increaser, a generator, and the like of the wind power generation device.
- a wind turbine generator power is generated by rotating a main shaft connected to a blade that receives wind power, rotating the main shaft with a speed increaser, and then rotating a rotor of the power generator.
- Each of the main shaft, the speed increaser, and the rotating shaft of the generator is rotatably supported by a rolling bearing, and an abnormality diagnosis device for diagnosing such an abnormality of the bearing is known.
- an apparatus for detecting an abnormality of a bearing by an acceleration sensor provided in the bearing is well known (for example, Japanese Patent Application Laid-Open Nos. 2006-105956 and 2009-20090).
- Japanese Patent Laid-Open No. 2011-154020 Japanese Patent Laid-Open No. 2011-154020 (see Patent Documents 1 to 3).
- an abnormality diagnosis device disclosed in Japanese Patent Application Laid-Open No. 2006-105956 is an abnormality diagnosis device that diagnoses an abnormality in a double row tapered roller bearing incorporated in a rolling bearing device for a railway vehicle.
- a drive motor that rotationally drives the double row tapered roller bearing, and an acceleration sensor attached to the bearing box.
- An abnormality of the double-row tapered roller bearing is diagnosed based on a detection signal from the acceleration sensor during inertial rotation within a predetermined rotational speed region of the double-row tapered roller bearing when the drive motor is not energized (Patent Document 1). reference).
- JP 2006-105956 A JP 2009-20090 A JP2011-154020A
- an acceleration sensor, a vibration sound sensor, or the like causes S due to vibration from the moving part or vibration due to contact with the moving part.
- the / N ratio may be small, and it may be difficult to detect a bearing abnormality, or the abnormality detection logic may be complicated.
- abnormality diagnosis based on the displacement between the inner and outer rings of the bearing is known.
- the displacement between the inner and outer rings increases, the relative positional relationship between the rotating body supported by the bearing and its adjacent parts changes, which may affect the adjacent parts.
- the main shaft supported by the bearing is connected to the gear box, if the displacement between the inner and outer rings of the bearing increases, a predetermined backlash provided between the gear integrated with the main shaft and the gear on the other side is generated. Change, and poor meshing can occur. Therefore, the increase in displacement between the inner and outer rings is considered to be strongly related to the replacement time of the bearing, and abnormality diagnosis based on the displacement between the inner and outer rings is suitable as a bearing abnormality diagnosis method.
- the abnormality diagnosis is possible by comparing with the amount of displacement when the bearing is normal, such as immediately after installation of the equipment. This is because if the bearing is damaged, the internal clearance increases, and the amount of displacement between the inner and outer rings varies greatly between normal and abnormal conditions.
- the measured value of the displacement sensor that detects the displacement may change before and after the maintenance and repair of the equipment.
- the displacement sensor measurement value absolute value
- Such a change in the measured value of the displacement sensor before and after maintenance may reduce the accuracy of abnormality diagnosis based on the displacement sensor.
- the present invention has been made in order to solve such a problem, and the purpose of the invention is rolling that can realize a highly accurate abnormality diagnosis even if the installation state of the displacement sensor and the measurement object changes due to maintenance or repair.
- An object of the present invention is to provide a bearing abnormality diagnosis device, a wind turbine generator, and a rolling bearing abnormality diagnosis method.
- the abnormality diagnosis device for a rolling bearing includes a displacement sensor and a diagnosis unit.
- the rolling bearing is constituted by a ball bearing or a roller bearing having a contact angle.
- the displacement sensor detects a relative displacement between the inner and outer rings of the rolling bearing.
- the diagnosis unit performs abnormality diagnosis of the rolling bearing based on the detection value of the displacement sensor. Then, the diagnosis unit calculates a value detected by the displacement sensor under a first axial load condition for the rolling bearing and a value detected by the displacement sensor under a second axial load condition different from the first axial load condition. An abnormality diagnosis is performed based on the difference.
- abnormality diagnosis is executed based on the difference between the detection values of the displacement sensor under two different axial load conditions.
- two different load conditions can be easily set by using the axial load condition. For example, in the main bearing of a wind turbine generator, the rotation of the blade and the axial load of the main bearing are correlated, and two different axial load conditions can be easily set based on the rotation state of the blade. Therefore, according to this abnormality diagnosis apparatus, even when the installation state of the displacement sensor and the measurement object changes due to maintenance or repair, a highly accurate abnormality diagnosis can be realized.
- the rolling bearing is used as a main bearing of the wind power generator.
- the first and second axial load conditions are determined based on the power generation amount of the wind turbine generator.
- the first and second axial load conditions are determined based on the rotational speed of the rolling bearing.
- the rolling bearing is used as a main bearing of a wind power generator.
- the first axial load condition is satisfied when the rotation of the blades of the wind turbine generator is stopped.
- the second axial load condition is satisfied when the wind turbine generator is performing rated operation.
- the displacement sensor detects a relative displacement between the inner and outer rings in the rotation axis direction of the rolling bearing.
- the wind power generator includes a blade that receives wind power, a main shaft connected to the blade, a generator, a plurality of rolling bearings, and an abnormality diagnosis device.
- the generator is connected to a main shaft or a speed increaser for increasing the rotation speed of the main shaft.
- the plurality of rolling bearings are provided on the main shaft, the speed increaser, and the generator.
- the abnormality diagnosis device diagnoses at least one abnormality of the plurality of rolling bearings.
- a target bearing that is a target of abnormality diagnosis by the abnormality diagnosis apparatus is configured by a ball bearing or a roller bearing having a contact angle.
- the abnormality diagnosis device includes a displacement sensor and a diagnosis unit. The displacement sensor detects a relative displacement between the inner and outer rings of the target bearing.
- the diagnosis unit performs abnormality diagnosis of the target bearing based on the detection value of the displacement sensor. Then, the diagnosis unit calculates a detection value of the displacement sensor under the first axial load condition for the target bearing and a detection value of the displacement sensor under the second axial load condition different from the first axial load condition. An abnormality diagnosis is performed based on the difference.
- the abnormality diagnosis method is an abnormality diagnosis method for a rolling bearing constituted by a ball bearing or a roller bearing having a contact angle, and is a rolling bearing under a first axial load condition for the rolling bearing. Detecting a first displacement amount indicating a relative displacement between the inner and outer rings, and detecting a second displacement amount indicating a relative displacement under a second axial load condition different from the first axial load condition. And diagnosing an abnormality of the rolling bearing based on a difference between the first displacement amount and the second displacement amount.
- FIG. 1 is a diagram schematically showing a configuration of a wind turbine generator to which a rolling bearing abnormality diagnosis device according to an embodiment of the present invention is applied.
- a wind turbine generator 10 includes a main shaft 20, a blade 30, a speed increaser 40, a generator 50, a main shaft bearing (hereinafter simply referred to as “bearing”) 60, and a displacement.
- a sensor 70 and a data processing device 80 are provided.
- the step-up gear 40, the generator 50, the bearing 60, the displacement sensor 70, and the data processing device 80 are stored in the nacelle 90, and the nacelle 90 is supported by the tower 100.
- the main shaft 20 enters the nacelle 90 and is connected to the input shaft of the speed increaser 40 and is rotatably supported by the bearing 60.
- the main shaft 20 transmits the rotational torque generated by the blade 30 receiving the wind force to the input shaft of the speed increaser 40.
- the blade 30 is provided at the tip of the main shaft 20 and converts wind force into rotational torque and transmits it to the main shaft 20.
- the speed increaser 40 is provided between the main shaft 20 and the generator 50, and increases the rotational speed of the main shaft 20 to output to the generator 50.
- the speed increaser 40 is configured by a gear speed increasing mechanism including a planetary gear, an intermediate shaft, a high speed shaft, and the like.
- a plurality of bearings that rotatably support a plurality of shafts are also provided in the speed increaser 40.
- the generator 50 is connected to the output shaft of the speed increaser 40, and generates power by the rotational torque received from the speed increaser 40.
- the generator 50 is comprised, for example with an induction generator, the kind of generator 50 is not limited to this.
- a bearing that rotatably supports the rotor is also provided in the generator 50.
- the bearing 60 is fixed in the nacelle 90 and supports the main shaft 20 in a freely rotatable manner.
- the bearing 60 is a rolling bearing.
- the bearing 60 is constituted by a ball bearing or a roller bearing having a contact angle (such as a tapered roller bearing or a self-aligning roller bearing).
- the bearing 60 may be a single row or double row.
- the displacement sensor 70 is a sensor for detecting the relative displacement between the inner and outer rings of the bearing 60.
- the displacement sensor 70 is fixed to the housing of the bearing 60 and outputs a detection value to the data processing device 80.
- FIG. 2 is a diagram for explaining an installation example of the displacement sensor 70.
- the displacement sensor 70 is fixed to the side portion 65 of the housing 64 to which the outer ring 62 (stationary ring) of the bearing 60 is fixed, and is disposed in the vicinity of the main shaft 20.
- the relative displacement of the inner ring 61 (rotating wheel) in the rotation axis direction with respect to the outer ring 62 is detected by measuring the displacement of the main shaft 20 in the direction of the rotation axis O with respect to the portion 65).
- the displacement sensor 70 is adjusted so that the amount of displacement when the rotation of the main shaft 20 is stopped (that is, the axial load on the bearing 60 is zero) is zero, and the displacement of the main shaft 20 accompanying the rotation of the main shaft 20 is reduced.
- a displacement in the direction of the rotation axis O is detected.
- the displacement sensor 70 is configured by, for example, a non-contact type such as an eddy current type, a contact type, or a video camera.
- the data processing device 80 is provided in the nacelle 90 and receives a detection value from the displacement sensor 70.
- the detected value from the displacement sensor 70 indicates the relative displacement in the rotation axis direction between the inner and outer rings of the bearing 60.
- the data processing device 80 performs an abnormality diagnosis of the bearing 60 based on the relative displacement in the rotation axis direction between the inner and outer rings of the bearing 60 by a method described later according to a preset program.
- the data processing device 80 corresponds to an embodiment of the “diagnostic unit” in the present invention.
- abnormality diagnosis of bearing 60 is executed based on the axial displacement between the inner and outer rings (detected value of displacement sensor 70) generated in bearing 60 in accordance with the axial load.
- the abnormality diagnosis of the bearing 60 will be described in detail.
- FIG. 3 is a diagram showing the relationship between the axial load in the bearing 60 and the origin movement amount in the rotation axis direction.
- the horizontal axis indicates the axial load in bearing 60.
- the axial load depends on the rotation of the blade 30, and specifically depends on the amount of power generated by the generator 50 that receives the rotational force from the blade 30 and the rotational speed of the main shaft 20.
- An axial load of 0 corresponds to the rotation of the blade 30 being stopped.
- the fact that the axial load is F2 corresponds to the wind power generator 10 performing a rated operation
- the fact that the axial load is F1 corresponds to operating at 50% of the rated operation. To do.
- the vertical axis indicates the amount of movement of the origin in the direction of the rotation axis.
- the origin movement amount in the direction of the rotation axis is the center point of the outer ring that is a stationary wheel (intersection of the center axis of the outer ring and the axial center plane of the outer ring) as the origin. This shows the amount of movement in the axial direction from the origin of the intersection of the shaft and the axial center plane of the inner ring. That is, the amount of movement of the origin in the direction of the rotation axis is detected by the displacement sensor 70 (FIGS. 1 and 2).
- circles indicate data when the bearing 60 is normal (for example, immediately after the installation of the wind power generator 10), and triangles indicate data when the bearing 60 is abnormal (the bearing 60 is damaged).
- the bearing 60 is normal or abnormal, the amount of movement of the origin in the direction of the rotation axis increases as the axial load increases. Further, when the bearing is damaged, the internal clearance becomes large, so that the axial origin movement amount for the same axial load is greater when the bearing 60 is abnormal than when it is normal. Therefore, the abnormality of the bearing 60 can be diagnosed by comparing the axial origin movement amount under a certain axial load condition (for example, F2 in the figure) with that at the normal time.
- a certain axial load condition for example, F2 in the figure
- the movement amount of the origin in the axial direction is detected by the displacement sensor 70, and the measured value of the displacement sensor 70 can be changed before and after the maintenance and repair of the equipment. That is, with the maintenance and repair of the equipment, the installation state of the displacement sensor 70 and the measurement target is adjusted, or the displacement sensor 70 is calibrated, so that the measured value (absolute Value) can vary. Such a change in the measured value of the displacement sensor 70 before and after maintenance may reduce the accuracy of abnormality diagnosis based on the displacement sensor 70.
- abnormality diagnosis is performed based on the difference between the detection values of the displacement sensor 70 under two different axial load conditions with respect to the bearing 60. That is, the difference between the detection value of the displacement sensor 70 under a predetermined first axial load condition and the detection value of the displacement sensor 70 under a predetermined second axial load condition different from the first axial load (hereinafter referred to as “displacement”).
- the data at the time of diagnosis is compared with the data at the time of normal. For example, when the displacement difference at the time of diagnosis is k times the displacement difference at the normal time (k> 1), it is diagnosed that the bearing 60 is abnormal.
- Displacement based on the detection value of the displacement sensor 70 under the first and second axial load conditions immediately after installation of the wind turbine generator 10 (before maintenance or repair) with F2) in the figure as the second axial load condition The difference ⁇ n is calculated and recorded as normal data.
- the displacement difference ⁇ is calculated again based on the detection value of the displacement sensor 70 under the first and second axial load conditions at the time of abnormality diagnosis (may be after maintenance), and the displacement difference ⁇ is normal.
- the bearing 60 is diagnosed as abnormal when it is, for example, k times the displacement difference ⁇ n.
- an axial load is used as a load condition. Since the axial load depends on the rotation of the blade 30, according to the abnormality diagnosis apparatus, two different axial load conditions can be easily set as described above (when the rotation of the blade 30 is stopped / at the rated operation).
- FIG. 4 is a flowchart for explaining the procedure of normal data collection processing executed by the data processing device 80. The process shown in this flowchart is called from the main routine and executed every predetermined time or when a predetermined condition is satisfied.
- the data processing device 80 determines whether or not normal data to be compared with data collected at the time of abnormality diagnosis has been collected (step S10). Whether or not the data has been collected is determined based on a normal data collection flag (set to off when the equipment is installed and turned on in step S90 described later). If it is determined that data has been collected (YES in step S10), data processing device 80 proceeds to step S100 without executing a series of subsequent processes.
- step S10 If it is determined in step S10 that data collection has not been completed (NO in step S10), the data processing device 80 determines whether the rotation of the blade 30 is stopped (step S20). This determination process is a process for determining whether or not the first axial load condition is satisfied.
- step S20 If it is determined that the rotation of the blade 30 is stopped (YES in step S20), it is determined that the first axial load condition is satisfied, and the data processing device 80 uses the detection value of the displacement sensor 70 as a result. Record as ⁇ n0 in a recording device (not shown; the same applies hereinafter) (step S30). If it is determined in step S20 that the blade 30 is rotating (NO in step S20), the process proceeds to step S40 without executing the process in step S30.
- the data processing device 80 determines whether or not the wind power generator 10 is in a rated operation (step S40).
- This determination process is a process for determining whether or not the second axial load condition is satisfied. Whether or not the rated operation is being performed can be determined based on, for example, the power generation amount of the generator 50 and the rotational speed of the blade 30 (the main shaft 20).
- step S40 If it is determined that wind power generator 10 is in rated operation (YES in step S40), it is determined that the second axial load condition is satisfied, and data processing device 80 detects the value detected by displacement sensor 70. Is recorded in the recording device as ⁇ n1 (step S50). If it is determined in step S40 that the rated operation is not being performed (NO in step S40), the process proceeds to step S60 without executing the process in step S50.
- the data processing device 80 determines whether or not the detection values ⁇ n0 and ⁇ n1 detected by the displacement sensor 70 are recorded in the recording device (step S60). When at least one of detection values ⁇ n0 and ⁇ n1 is not recorded (NO in step S60), the subsequent process is not executed and the process proceeds to step S100.
- step S60 If it is determined in step S60 that both detected values ⁇ n0 and ⁇ n1 are recorded (YES in step S60), data processing device 80 detects detected value ⁇ n1 under the second axial load condition and first axial value. A displacement difference ⁇ n indicating a difference from the detected value ⁇ n0 under the load condition is calculated (step S70). Then, the data processing device 80 records the displacement difference ⁇ n indicating the normal data on the recording device (step S80), and turns on the normal data collection flag (step S90).
- FIG. 5 is a flowchart for explaining the procedure of the abnormality diagnosis process executed by the data processing device 80. The process shown in this flowchart is also called and executed from the main routine at predetermined time intervals or when a predetermined condition is satisfied.
- the data processing device 80 determines whether or not the normal time data collection flag is on (step S105). When the normal data collection flag is off (NO in step S105), data processing device 80 shifts the process to step S190 without executing a series of subsequent processes.
- step S105 If it is determined in step S105 that the normal data collection flag is on (YES in step S105), the data processing device 80 determines whether the rotation of the blade 30 is stopped (step S110). If it is determined that the rotation of the blade 30 is stopped (YES in step S110), it is determined that the first axial load condition is satisfied, and the data processing device 80 uses the detection value of the displacement sensor 70 as a result. Record as ⁇ 0 in the recording device (step S120). If it is determined in step S110 that the blade 30 is rotating (NO in step S110), the process proceeds to step S130 without executing the process in step S120.
- step S130 determines whether or not the wind power generator 10 is in rated operation. If it is determined that wind power generator 10 is in rated operation (YES in step S130), it is determined that the second axial load condition is satisfied, and data processing device 80 detects the value detected by displacement sensor 70. Is recorded in the recording device as ⁇ 1 (step S140). If it is determined in step S130 that the rated operation is not being performed (NO in step S130), the process proceeds to step S150 without executing the process in step S140.
- the data processing device 80 determines whether or not the detection values ⁇ 0 and ⁇ 1 detected by the displacement sensor 70 are recorded in the recording device (step S150). When at least one of detection values ⁇ 0 and ⁇ 1 is not recorded (NO in step S150), the subsequent process is not executed and the process proceeds to step S190.
- step S150 If it is determined in step S150 that both detected values ⁇ 0 and ⁇ 1 are recorded (YES in step S150), data processing device 80 detects detected value ⁇ 1 under the second axial load condition and first axial value. A displacement difference ⁇ indicating a difference from the detected value ⁇ 0 under the load condition is calculated (step S160).
- the data processing device 80 determines whether or not the displacement difference ⁇ calculated in step S160 is larger than the threshold value ⁇ cr (step S170).
- This threshold value ⁇ cr is a threshold value for determining whether or not the bearing 60 is abnormal. For example, a displacement difference indicating normal data collected in the normal data collection process shown in FIG. It is determined based on ⁇ n. As an example, the threshold value ⁇ cr is set to k times the normal displacement difference ⁇ n (k> 1).
- step S170 If it is determined in step S170 that displacement difference ⁇ is greater than threshold value ⁇ cr (YES in step S170), data processing device 80 outputs an alarm indicating that the abnormality diagnosis result is “abnormal” (step S170). Step S180). On the other hand, when it is determined in step S170 that displacement difference ⁇ is equal to or smaller than threshold value ⁇ cr (NO in step S170), data processing device 80 proceeds to step S190 without executing step S180. To do.
- the abnormality diagnosis is executed based on the difference between the detection values of the displacement sensor 70 under two different first and second axial load conditions.
- the rotation of the blade 30 and the axial load of the bearing 60 are correlated, and two different axial load conditions can be easily set based on the rotation state of the blade 30. Therefore, according to this embodiment, even if the installation state of the displacement sensor 70 and the measurement object changes due to maintenance or repair, it is possible to realize a highly accurate abnormality diagnosis.
- the abnormality diagnosis is performed by comparing the axial displacement between the inner and outer rings of the bearing 60 with respect to the axial load by comparing with the data when the bearing 60 is normal (FIG. 3).
- An abnormality diagnosis may be performed by comparing the displacement in the bearing radial direction (direction perpendicular to the rotation axis) between the inner and outer rings with respect to the normal data.
- the displacement sensor 70 measures the displacement of the main shaft 20 in the direction perpendicular to the rotation axis of the main shaft 20 with respect to the housing 64 (side portion 65), whereby the bearing radius of the inner ring 61 with respect to the outer ring 62 is measured. Detect relative displacement in direction.
- the displacement sensor 70 is disposed, for example, vertically below the main shaft 20 and detects a displacement in the vertical direction of the main shaft 20 accompanying the rotation of the main shaft 20.
- FIG. 6 is a diagram showing the relationship between the axial load in the bearing 60 and the origin movement amount in the bearing radial direction.
- the horizontal axis indicates the axial load in bearing 60.
- the vertical axis indicates the amount of movement of the origin in the radial direction of the bearing 60.
- the amount of movement of the origin in the bearing radial direction indicates the amount of movement of the center axis of the inner ring, which is a rotating wheel, in the vertically downward direction with the center axis of the outer ring, which is a stationary wheel, as the origin.
- circles indicate data when the bearing 60 is normal
- triangles indicate data when the bearing 60 is abnormal.
- the radial origin movement amount becomes maximum
- the radial origin movement amount increases as the axial load increases. Becomes smaller.
- the internal clearance increases, so the origin movement in the radial direction when the axial load is small is larger than normal, and the change in the origin movement with the increase in axial load is normal. It is larger than the time ( ⁇ a (when abnormal)> ⁇ n (when normal)).
- the displacement difference ⁇ at the time of diagnosis is compared with the displacement difference ⁇ n at the normal time with respect to the difference (displacement difference) from the origin movement amount in the direction.
- the displacement difference ⁇ at the time of diagnosis is k times the displacement difference ⁇ n at the normal time ( It may be diagnosed that the bearing 60 is abnormal when k> 1).
- the displacement sensor 70 measures the displacement in the rotation axis direction. It can be said that the abnormality diagnosis can be performed with higher accuracy than the method according to the first modification.
- the first axial load condition is satisfied when the rotation of the blade 30 is stopped, and the wind turbine generator 10 is
- the second axial load condition is satisfied during the rated operation
- the axial load depends on the rotation of the blade 30 (the larger the wind power, the faster the blade 30 rotates and the larger the axial load). It has a correlation with the rotational speed of the main shaft 20. Therefore, whether or not a predetermined axial load condition is satisfied may be determined based on the power generation amount P of the generator 50 and the rotational speed N of the main shaft 20 (blade 30) itself.
- FIG. 7 is a flowchart for explaining the procedure of the abnormality diagnosis process when it is determined whether or not the axial load condition is satisfied based on the power generation amount of the generator 50.
- the process shown in this flowchart is also called and executed from the main routine at predetermined time intervals or when a predetermined condition is satisfied.
- this flowchart includes steps S112 and S132 instead of steps S110 and S130 in the flowchart shown in FIG. That is, when it is determined in step S105 that the normal time data collection flag is on (YES in step S105), data processing device 80 determines whether or not power generation amount P of generator 50 is smaller than threshold value P0. Is determined (step S112).
- This threshold value P0 is set to a relatively small value with respect to the rated power generation amount of the generator 50, for example, about 10 to 20% of the rated power generation amount.
- step S112 If it is determined that the power generation amount P is smaller than the threshold value P0 (YES in step S112), it is determined that the first axial load condition is satisfied, and the data processing device 80 determines that the displacement sensor 70 Is recorded in the recording device as ⁇ 0 (step S120).
- the data processing device 80 determines whether or not the power generation amount P of the generator 50 is larger than the threshold value P1 (step S132).
- This threshold value P1 is set to a value close to the rated power generation amount of the generator 50, for example, about 80 to 90% of the rated power generation amount.
- step S140 If it is determined that the power generation amount P is larger than the threshold value P1 (YES in step S132), it is determined that the second axial load condition is satisfied, and the data processing device 80 determines that the displacement sensor 70 Is recorded in the recording device as ⁇ 1 (step S140).
- FIG. 8 is a flowchart for explaining the procedure of the abnormality diagnosis process when it is determined whether or not the axial load condition is satisfied based on the rotational speed of the main shaft 20.
- the process shown in this flowchart is also called and executed from the main routine at predetermined time intervals or when a predetermined condition is satisfied.
- this flowchart includes steps S114 and S134 instead of steps S110 and S130 in the flowchart shown in FIG. That is, if it is determined in step S105 that the normal time data collection flag is on (YES in step S105), data processing device 80 determines whether or not rotational speed N of spindle 20 is lower than threshold value N0. Determination is made (step S112).
- This threshold value N0 is set to a relatively small value with respect to the rated rotational speed of the main shaft 20, and is set to about 10 to 20% of the rated rotational speed, for example.
- step S114 If it is determined that rotational speed N is lower than threshold value N0 (YES in step S114), it is determined that the first axial load condition is satisfied, and data processing device 80 includes displacement sensor 70. Is recorded in the recording device as ⁇ 0 (step S120).
- the data processing device 80 determines whether or not the rotational speed N of the spindle 20 is higher than the threshold value N0 (step S134).
- This threshold value N1 is set to a value close to the rated rotational speed of the main shaft 20, and is set to about 80 to 90% of the rated rotational speed, for example.
- step S134 If it is determined that rotational speed N is higher than threshold value N0 (YES in step S134), it is determined that the second axial load condition is satisfied, and data processing device 80 includes displacement sensor 70. Is recorded in the recording device as ⁇ 1 (step S140).
- the displacement sensor 70 may detect an axial displacement between the inner and outer rings of the bearing 60 to make an abnormality diagnosis, or the displacement sensor 70 may perform a bearing diagnosis between the inner and outer rings of the bearing 60.
- An abnormality diagnosis may be performed by detecting a radial displacement.
- the displacement sensor 70 is attached to the bearing 60 that supports the main shaft 20, and performs an abnormality diagnosis of the bearing 60. 60 or in place of the bearing 60, a displacement sensor is installed in a bearing provided in the speed increaser 40 or the generator 50, and the inside of the speed increaser 40 is obtained in the same manner as in the above-described embodiment or modification. And abnormality diagnosis of the bearing provided in the generator 50 can be performed.
- the present invention does not exclude abnormality diagnosis using a vibration sensor such as an acceleration sensor.
- a vibration sensor such as an acceleration sensor.
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Wind Motors (AREA)
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
Abstract
変位センサ(70)は、主軸(20)の変位を検出することによって軸受(60)の内外輪間の相対変位を検出する。データ処理装置(80)は、変位センサ(70)の検出値に基づいて軸受(60)の異常診断を実行する。そして、データ処理装置(80)は、軸受(60)に対する第1のアキシャル荷重条件下での変位センサ(70)の検出値と、第1のアキシャル荷重条件とは異なる第2のアキシャル荷重条件下での変位センサ(70)の検出値との差に基づいて異常診断を実行する。これにより、メンテナンスや修理により変位センサ及び測定対象の設置状態が変化しても精度の高い異常診断を実現することができる転がり軸受の異常診断装置を提供する。
Description
この発明は、転がり軸受の異常診断装置、風力発電装置、及び転がり軸受の異常診断方法に関し、特に、風力発電装置の主軸や増速機、発電機等に設けられる転がり軸受の異常診断技術に関する。
風力発電装置においては、風力を受けるブレードに接続される主軸を回転させ、増速機により主軸の回転を増速した上で発電機のロータを回転させることによって発電が行なわれる。主軸並びに増速機及び発電機の回転軸の各々は、転がり軸受によって回転自在に支持されており、そのような軸受の異常を診断する異常診断装置が知られている。
異常診断装置としては、軸受に設けられた加速度センサにより軸受の振動を検出して異常診断を行なうものがよく知られている(たとえば特開2006-105956号公報、特開2009-20090号公報、特開2011-154020号公報(特許文献1~3)参照)。たとえば、特開2006-105956号公報(特許文献1)に開示される異常診断装置は、鉄道車両用転がり軸受装置に組み込まれた複列円すいころ軸受の異常を診断する異常診断装置であって、複列円すいころ軸受を回転駆動する駆動モータと、軸受箱に取り付けられる加速度センサとを備える。そして、駆動モータの非通電時における複列円すいころ軸受の所定の回転速度領域内での慣性回転時に、加速度センサによる検出信号に基づいて複列円すいころ軸受の異常が診断される(特許文献1参照)。
軸受が支持する回転体にギヤボックスやモータ等の種々の運動部品が連結されている場合、加速度センサや振動音センサ等では、上記運動部品からの振動や上記運動部品との接触による振動によってS/N比が小さくなることがあり、軸受の異常検出が難しかったり、異常検出のロジックが複雑になったりし得る。
一方、軸受の内外輪間の変位に基づく異常診断が知られている。内外輪間の変位が増大すると、軸受が支持する回転体とその隣接部品との相対位置関係が変化し、隣接部品に影響を与える可能性がある。たとえば、軸受が支持する主軸がギヤボックスに連結されている場合、軸受の内外輪間の変位が増大すると、主軸と一体化した歯車と相手側の歯車との間に設けられる所定のバックラッシュが変化し、噛み合い不良が生じ得る。そこで、内外輪間の変位増大は、軸受の交換時期と関係が強いと考えられ、軸受の異常診断手法として内外輪間の変位に基づく異常診断は好適である。
内外輪間の変位に基づいて軸受の異常診断を行なう場合、設備設置直後など軸受が正常であるときの変位量と比較することで異常診断が可能である。軸受が損傷すると、内部すきまが大きくなるので、内外輪間の変位量が正常時と異常時とで大きく異なるからである。ここで、変位を検出する変位センサの測定値は、設備のメンテナンスや修理の前後で変化し得る。すなわち、メンテナンスや修理に伴ない、変位センサ及び測定対象の設置状態が調整されたり、変位センサの校正が行なわれることによって、メンテナンスや修理の前後で変位センサの測定値(絶対値)は変化し得る。このようなメンテナンス前後での変位センサの測定値の変化により、変位センサに基づく異常診断の精度が低下する可能性がある。
この発明は、かかる課題を解決するためになされたものであり、その目的は、メンテナンスや修理により変位センサ及び測定対象の設置状態が変化しても精度の高い異常診断を実現することができる転がり軸受の異常診断装置、風力発電装置、及び転がり軸受の異常診断方法を提供することである。
この発明によれば、転がり軸受の異常診断装置は、変位センサと、診断部とを備える。転がり軸受は、玉軸受又は接触角を有するころ軸受によって構成される。変位センサは、転がり軸受の内外輪間の相対変位を検出する。診断部は、変位センサの検出値に基づいて転がり軸受の異常診断を実行する。そして、診断部は、転がり軸受に対する第1のアキシャル荷重条件下での変位センサの検出値と、第1のアキシャル荷重条件とは異なる第2のアキシャル荷重条件下での変位センサの検出値との差に基づいて異常診断を実行する。
この異常診断装置においては、2つの異なるアキシャル荷重条件下での変位センサの検出値の差に基づいて異常診断が実行される。異なる荷重条件下での変位の差を用いることにより、異常診断を行なうための比較データとなる正常時のデータの収集後に設備のメンテナンス等が行なわれていても、異なる荷重条件での測定の間に行なわれていなければ、メンテナンス等に伴なう変位センサの検出値の変化は、異常診断結果にほとんど影響しない。また、この異常診断装置においては、アキシャル荷重条件を用いることにより、2つの異なる荷重条件を容易に設定し得る。たとえば、風力発電装置の主軸受においては、ブレードの回転と主軸受のアキシャル荷重とは相関があり、ブレードの回転状況に基づいて2つの異なるアキシャル荷重条件を容易に設定し得る。したがって、この異常診断装置によれば、メンテナンスや修理により変位センサ及び測定対象の設置状態が変化しても、精度の高い異常診断を実現することができる。
好ましくは、転がり軸受は、風力発電装置の主軸受として用いられる。第1及び第2のアキシャル荷重条件は、風力発電装置の発電量に基づいて決定される。
また、好ましくは、第1及び第2のアキシャル荷重条件は、転がり軸受の回転速度に基づいて決定される。
また、好ましくは、転がり軸受は、風力発電装置の主軸受として用いられる。第1のアキシャル荷重条件は、風力発電装置のブレードの回転が停止しているときに成立する。第2のアキシャル荷重条件は、風力発電装置が定格運転を行なっているときに成立する。
好ましくは、変位センサは、転がり軸受の回転軸方向における内外輪間の相対変位を検出する。
また、この発明によれば、風力発電装置は、風力を受けるブレードと、ブレードに接続される主軸と、発電機と、複数の転がり軸受と、異常診断装置とを備える。発電機は、主軸又は主軸の回転を増速するための増速機に接続される。複数の転がり軸受は、主軸、増速機及び発電機に設けられる。異常診断装置は、複数の転がり軸受の少なくとも一つの異常を診断する。異常診断装置による異常診断の対象となる対象軸受は、玉軸受又は接触角を有するころ軸受によって構成される。異常診断装置は、変位センサと、診断部とを含む。変位センサは、対象軸受の内外輪間の相対変位を検出する。診断部は、変位センサの検出値に基づいて対象軸受の異常診断を実行する。そして、診断部は、対象軸受に対する第1のアキシャル荷重条件下での変位センサの検出値と、第1のアキシャル荷重条件とは異なる第2のアキシャル荷重条件下での変位センサの検出値との差に基づいて異常診断を実行する。
また、この発明によれば、異常診断方法は、玉軸受又は接触角を有するころ軸受によって構成される転がり軸受の異常診断方法であって、転がり軸受に対する第1のアキシャル荷重条件下における、転がり軸受の内外輪間の相対変位を示す第1の変位量を検出するステップと、第1のアキシャル荷重条件とは異なる第2のアキシャル荷重条件下における相対変位を示す第2の変位量を検出するステップと、第1の変位量と第2の変位量との差に基づいて転がり軸受の異常を診断するステップとを含む。
この発明によれば、メンテナンスや修理により変位センサ及び測定対象の設置状態が変化しても、精度の高い異常診断を実現することができる。
以下、図面を参照しつつ、本発明の実施の形態について説明する。なお、以下の説明では、同一又は対応する要素には同一の符号を付して、それらについての詳細な説明は繰り返さない。
図1は、この発明の実施の形態による転がり軸受の異常診断装置が適用される風力発電装置の構成を概略的に示した図である。図1を参照して、風力発電装置10は、主軸20と、ブレード30と、増速機40と、発電機50と、主軸用軸受(以下、単に「軸受」と称する。)60と、変位センサ70と、データ処理装置80とを備える。増速機40、発電機50、軸受60、変位センサ70及びデータ処理装置80は、ナセル90に格納され、ナセル90は、タワー100によって支持される。
主軸20は、ナセル90内に進入して増速機40の入力軸に接続され、軸受60によって回転自在に支持される。そして、主軸20は、風力を受けたブレード30により発生する回転トルクを増速機40の入力軸へ伝達する。ブレード30は、主軸20の先端に設けられ、風力を回転トルクに変換して主軸20に伝達する。
増速機40は、主軸20と発電機50との間に設けられ、主軸20の回転速度を増速して発電機50へ出力する。一例として、増速機40は、遊星ギヤや中間軸、高速軸等を含む歯車増速機構によって構成される。なお、特に図示しないが、この増速機40内にも、複数の軸を回転自在に支持する複数の軸受が設けられている。発電機50は、増速機40の出力軸に接続され、増速機40から受ける回転トルクによって発電する。発電機50は、たとえば誘導発電機によって構成されるが、発電機50の種類はこれに限定されるものではない。なお、この発電機50内にも、ロータを回転自在に支持する軸受が設けられている。
軸受60は、ナセル90内において固設され、主軸20を回転自在に支持する。軸受60は、転がり軸受であり、この実施の形態では、玉軸受又は接触角を有するころ軸受(円錐ころ軸受や自動調心ころ軸受等)によって構成される。なお、軸受60は、単列のものでも複列のものでもよい。
変位センサ70は、軸受60の内外輪間の相対変位を検出するためのセンサである。変位センサ70は、軸受60のハウジングに固設され、検出値をデータ処理装置80へ出力する。
図2は、変位センサ70の設置例を説明するための図である。図2を参照して、変位センサ70は、軸受60の外輪62(静止輪)が固定されるハウジング64の側部65に固設されるとともに主軸20に近接して配置され、ハウジング64(側部65)に対する主軸20の回転軸O方向の変位を測定することによって、外輪62に対する内輪61(回転輪)の回転軸方向の相対変位を検出する。変位センサ70は、主軸20の回転が停止しているとき(すなわち軸受60に対するアキシャル荷重は0)の変位量が0になるように調整されており、主軸20の回転に伴なう主軸20の回転軸O方向の変位を検出する。変位センサ70は、たとえば、渦電流式等の非接触式のものや、接触式のもの、或いはビデオカメラ等によって構成される。
再び図1を参照して、データ処理装置80は、ナセル90内に設けられ、変位センサ70から検出値を受ける。上述のように、変位センサ70からの検出値は、軸受60の内外輪間についての回転軸方向の相対変位を示す。そして、データ処理装置80は、予め設定されたプログラムに従って、後述の方法により、軸受60の内外輪間についての回転軸方向の相対変位に基づいて軸受60の異常診断を実行する。なお、このデータ処理装置80は、この発明における「診断部」の一実施例に対応するものである。
この風力発電装置10においては、ブレード30が風力によって回転すると、主軸20を支持する軸受60にアキシャル荷重(回転軸方向の荷重)が発生する。そして、この実施の形態に従う異常診断装置では、アキシャル荷重に応じて軸受60に生じる内外輪間の軸方向変位(変位センサ70の検出値)に基づいて、軸受60の異常診断が実行される。以下、この軸受60の異常診断について詳しく説明する。
図3は、軸受60におけるアキシャル荷重と回転軸方向の原点移動量との関係を示す図である。図3を参照して、横軸は、軸受60におけるアキシャル荷重を示す。アキシャル荷重は、ブレード30の回転に依存し、具体的には、ブレード30による回転力を受けて発電する発電機50の発電量や、主軸20の回転速度等に依存するものである。アキシャル荷重が0であることは、ブレード30の回転が停止していることに相当する。また、アキシャル荷重がF2であることは、この風力発電装置10が定格運転を行なっていることに相当し、アキシャル荷重がF1であることは、定格運転の50%で動作していることに相当する。
縦軸は、回転軸方向の原点移動量を示す。回転軸方向の原点移動量とは、静止輪である外輪の中心点(外輪の中心軸と外輪の軸方向中心面との交点)を原点として、回転輪である内輪の中心点(内輪の中心軸と内輪の軸方向中心面との交点)の原点からの軸方向移動量を示す。すなわち、この回転軸方向の原点移動量は、変位センサ70(図1,2)によって検出されるものである。
図中、丸印は、軸受60が正常であるとき(たとえば風力発電装置10の設置直後)のデータを示し、三角印は、軸受60が異常であるとき(軸受60に損傷発生)のデータを示す。軸受60が正常の場合も異常の場合も、アキシャル荷重が大きくなるに従って回転軸方向の原点移動量は大きくなる。また、軸受が損傷している場合は、内部すきまが大きくなるので、同一のアキシャル荷重に対する軸方向原点移動量は、軸受60の異常時の方が正常時より大きい。そこで、あるアキシャル荷重条件下(たとえば図中のF2)における軸方向原点移動量を正常時のものと比較することによって、軸受60の異常診断を行ない得る。
ここで、軸方向の原点移動量は、変位センサ70によって検出されるところ、変位センサ70の測定値は、設備のメンテナンスや修理の前後で変化し得る。すなわち、設備のメンテナンスや修理に伴ない、変位センサ70及び測定対象の設置状態が調整されたり、変位センサ70の校正が行なわれることによって、メンテナンスや修理の前後で変位センサ70の測定値(絶対値)は変化し得る。このようなメンテナンス前後での変位センサ70の測定値の変化により、変位センサ70に基づく異常診断の精度が低下する可能性がある。
そこで、この実施の形態に従う異常診断装置では、軸受60に対する2つの異なるアキシャル荷重条件下での変位センサ70の検出値の差に基づいて異常診断が行なわれる。すなわち、所定の第1のアキシャル荷重条件下における変位センサ70の検出値と、第1のアキシャル荷重と異なる所定の第2のアキシャル荷重条件下における変位センサ70の検出値との差(以下「変位差」とも称する。)について、診断時のデータが正常時のデータと比較される。そして、たとえば、診断時の変位差が正常時の変位差のk倍(k>1)であるときに軸受60が異常であると診断される。
具体的には、たとえば、ブレード30の回転が停止しているときのアキシャル荷重(=0)を第1のアキシャル荷重条件とし、風力発電装置10が定格運転をしているときのアキシャル荷重(たとえば図中のF2)を第2のアキシャル荷重条件として、風力発電装置10の設置直後(メンテナンスや修理前)に第1及び第2のアキシャル荷重条件下での変位センサ70の検出値に基づいて変位差Δδnが算出され、正常時のデータとして記録される。そして、異常診断時(メンテナンス後であってもよい。)に再度第1及び第2のアキシャル荷重条件下での変位センサ70の検出値に基づいて変位差Δδが算出され、変位差Δδが正常時の変位差Δδnのたとえばk倍であるときに軸受60が異常であると診断される。
このように、2つの異なるアキシャル荷重条件下での回転軸方向の原点移動量の差(変位差)を用いることにより、2つのアキシャル荷重条件での測定の間にメンテナンスや修理が行なわれない限り、正常時のデータが収集された後にメンテナンスや修理が行なわれても異常診断の精度にはほとんど影響しない。
また、この実施の形態に従う異常診断装置では、荷重条件としてアキシャル荷重が用いられる。アキシャル荷重は、ブレード30の回転に依存するので、この異常診断装置によれば、2つの異なるアキシャル荷重条件を上記のように容易に設定し得る(ブレード30の回転停止時/定格運転時)。
図4は、データ処理装置80により実行される正常時データ収集処理の手順を説明するフローチャートである。なお、このフローチャートに示される処理は、所定時間毎又は所定条件の成立時にメインルーチンから呼び出されて実行される。
図4を参照して、データ処理装置80は、異常診断時に収集されるデータの比較対象となる正常時のデータを収集済みであるか否かを判定する(ステップS10)。データ収集済みであるか否かは、正常時データ収集フラグ(設備設置時はオフに設定され、後述のステップS90においてオンされる。)に基づいて判断される。データ収集済みであると判定されると(ステップS10においてYES)、データ処理装置80は、以降の一連の処理を実行することなくステップS100へ処理を移行する。
ステップS10においてデータ収集は済んでいないと判定されると(ステップS10においてNO)、データ処理装置80は、ブレード30の回転が停止しているか否かを判定する(ステップS20)。この判定処理は、第1のアキシャル荷重条件が成立しているか否かを判定するための処理である。
ブレード30の回転が停止していると判定されると(ステップS20においてYES)、第1のアキシャル荷重条件が成立しているものと判断され、データ処理装置80は、変位センサ70の検出値をδn0として記録装置(図示せず。以下同じ。)に記録する(ステップS30)。なお、ステップS20においてブレード30が回転していると判定されると(ステップS20においてNO)、ステップS30の処理は実行されずにステップS40へ処理が移行される。
次いで、データ処理装置80は、風力発電装置10が定格運転中であるか否かを判定する(ステップS40)。この判定処理は、第2のアキシャル荷重条件が成立しているか否かを判定するための処理である。なお、定格運転中か否かは、たとえば発電機50の発電量及びブレード30(主軸20)の回転速度に基づいて判断され得る。
風力発電装置10が定格運転中であると判定されると(ステップS40においてYES)、第2のアキシャル荷重条件が成立しているものと判断され、データ処理装置80は、変位センサ70の検出値をδn1として記録装置に記録する(ステップS50)。なお、ステップS40において定格運転中ではないと判定されると(ステップS40においてNO)、ステップS50の処理は実行されずにステップS60へ処理が移行される。
続いて、データ処理装置80は、変位センサ70による検出値δn0,δn1が記録装置に記録されているか否かを判定する(ステップS60)。検出値δn0,δn1の少なくとも一方が記録されていないときは(ステップS60においてNO)、以降の処理は実行されずにステップS100へ処理が移行される。
ステップS60において検出値δn0,δn1の双方が記録されていると判定されると(ステップS60においてYES)、データ処理装置80は、第2のアキシャル荷重条件下における検出値δn1と、第1のアキシャル荷重条件下における検出値δn0との差を示す変位差Δδnを算出する(ステップS70)。そして、データ処理装置80は、正常時のデータを示す変位差Δδnを記録装置に記録し(ステップS80)、正常時データ収集フラグをオンにする(ステップS90)。
図5は、データ処理装置80により実行される異常診断処理の手順を説明するフローチャートである。なお、このフローチャートに示される処理も、所定時間毎又は所定条件の成立時にメインルーチンから呼び出されて実行される。
図5を参照して、データ処理装置80は、正常時データ収集フラグがオンであるか否かを判定する(ステップS105)。正常時データ収集フラグがオフのときは(ステップS105においてNO)、データ処理装置80は、以降の一連の処理を実行することなくステップS190へ処理を移行する。
ステップS105において正常時データ収集フラグがオンであると判定されると(ステップS105においてYES)、データ処理装置80は、ブレード30の回転が停止しているか否かを判定する(ステップS110)。ブレード30の回転が停止していると判定されると(ステップS110においてYES)、第1のアキシャル荷重条件が成立しているものと判断され、データ処理装置80は、変位センサ70の検出値をδ0として記録装置に記録する(ステップS120)。なお、ステップS110においてブレード30が回転していると判定されると(ステップS110においてNO)、ステップS120の処理は実行されずにステップS130へ処理が移行される。
次いで、データ処理装置80は、風力発電装置10が定格運転中であるか否かを判定する(ステップS130)。風力発電装置10が定格運転中であると判定されると(ステップS130においてYES)、第2のアキシャル荷重条件が成立しているものと判断され、データ処理装置80は、変位センサ70の検出値をδ1として記録装置に記録する(ステップS140)。なお、ステップS130において定格運転中ではないと判定されると(ステップS130においてNO)、ステップS140の処理は実行されずにステップS150へ処理が移行される。
続いて、データ処理装置80は、変位センサ70による検出値δ0,δ1が記録装置に記録されているか否かを判定する(ステップS150)。検出値δ0,δ1の少なくとも一方が記録されていないときは(ステップS150においてNO)、以降の処理は実行されずにステップS190へ処理が移行される。
ステップS150において検出値δ0,δ1の双方が記録されていると判定されると(ステップS150においてYES)、データ処理装置80は、第2のアキシャル荷重条件下における検出値δ1と、第1のアキシャル荷重条件下における検出値δ0との差を示す変位差Δδを算出する(ステップS160)。
次いで、データ処理装置80は、ステップS160において算出された変位差Δδがしきい値δcrよりも大きいか否かを判定する(ステップS170)。このしきい値δcrは、軸受60が異常か否かを判定するためのしきい値であり、たとえば、図4に示される正常時データ収集処理において収集された、正常時のデータを示す変位差Δδnに基づいて決定される。一例として、しきい値δcrは、正常時の変位差Δδnのk倍(k>1)に設定される。
そして、ステップS170において変位差Δδがしきい値δcrよりも大きいと判定されると(ステップS170においてYES)、データ処理装置80は、異常診断結果が「異常」である旨のアラームを出力する(ステップS180)。一方、ステップS170において変位差Δδがしきい値δcr以下であると判定されると(ステップS170においてNO)、データ処理装置80は、ステップS180の処理を実行することなく、ステップS190へ処理を移行する。
以上のように、この実施の形態においては、2つの異なる第1及び第2のアキシャル荷重条件下での変位センサ70の検出値の差に基づいて異常診断が実行される。異なるアキシャル荷重条件下での変位の差を用いることにより、異常診断を行なうための比較データとなる正常時のデータの収集後に設備のメンテナンス等が行なわれていても、異なる2つの荷重条件での測定の間に行なわれていなければ、メンテナンス等に伴なう変位センサ70の検出値の変化は、異常診断結果にほとんど影響しない。また、この異常診断装置においては、アキシャル荷重条件を用いることにより、2つの異なる荷重条件を容易に設定し得る。たとえば、風力発電装置10の軸受60においては、ブレード30の回転と軸受60のアキシャル荷重とは相関があり、ブレード30の回転状況に基づいて2つの異なるアキシャル荷重条件を容易に設定し得る。したがって、この実施の形態によれば、メンテナンスや修理により変位センサ70及び測定対象の設置状態が変化しても、精度の高い異常診断を実現することができる。
[変形例1]
上記の実施の形態では、アキシャル荷重に対する軸受60の内外輪間の回転軸方向変位を、軸受60が正常時のデータと比較することによって異常診断を行なうものとしたが(図3)、アキシャル荷重に対する内外輪間の軸受半径方向(回転軸に垂直な方向)の変位を正常時のデータと比較することによって異常診断を行なってもよい。
上記の実施の形態では、アキシャル荷重に対する軸受60の内外輪間の回転軸方向変位を、軸受60が正常時のデータと比較することによって異常診断を行なうものとしたが(図3)、アキシャル荷重に対する内外輪間の軸受半径方向(回転軸に垂直な方向)の変位を正常時のデータと比較することによって異常診断を行なってもよい。
再び図2を参照して、この変形例1では、変位センサ70は、ハウジング64(側部65)に対する主軸20の回転軸垂直方向の変位を測定することによって、外輪62に対する内輪61の軸受半径方向の相対変位を検出する。変位センサ70は、たとえば、主軸20の鉛直下方に配置されており、主軸20の回転に伴なう主軸20の鉛直方向の変位を検出する。
図6は、軸受60におけるアキシャル荷重と軸受半径方向の原点移動量との関係を示す図である。図6を参照して、横軸は、軸受60におけるアキシャル荷重を示す。縦軸は、軸受60の半径方向の原点移動量を示す。ここでは、軸受半径方向の原点移動量は、静止輪である外輪の中心軸を原点として、回転輪である内輪の中心軸の鉛直下方向への移動量を示している。
図中、丸印は、軸受60が正常であるときのデータを示し、三角印は、軸受60が異常であるときのデータを示す。軸受60が正常の場合も異常の場合も、アキシャル荷重が0であるとき(主軸20の回転停止時)に半径方向の原点移動量は最大となり、アキシャル荷重が大きくなるに従って半径方向の原点移動量は小さくなる。ここで、軸受が損傷している場合は、内部すきまが大きくなるので、アキシャル荷重が小さいときの半径方向の原点移動量は正常時に比べて大きく、アキシャル荷重の増加に対する原点移動量の変化も正常時に比べて大きい(Δδa(異常時)>Δδn(正常時))。
そこで、所定の第1のアキシャル荷重条件(たとえば荷重0)下における半径方向の原点移動量と、第1のアキシャル荷重と異なる所定の第2のアキシャル荷重条件(たとえば図中のF2)下における半径方向の原点移動量との差(変位差)について、診断時の変位差Δδを正常時の変位差Δδnと比較し、たとえば、診断時の変位差Δδが正常時の変位差Δδnのk倍(k>1)であるときに軸受60が異常であると診断してもよい。
なお、図3と図6とを比較すると、異なるアキシャル荷重条件における原点移動量の差は、回転軸方向の方が軸受半径方向よりも大きいので、変位センサ70によって回転軸方向の変位を測定する方が、本変形例1による手法よりも精度の高い異常診断を行ない得るといえる。
[変形例2]
上記の実施の形態では、データ処理装置80により実行される異常診断処理(図5)において、ブレード30の回転が停止しているときに第1のアキシャル荷重条件が成立し、風力発電装置10が定格運転をしているときに第2のアキシャル荷重条件が成立するものとしたが、第1及び第2のアキシャル荷重条件はこれに限られるものではない。アキシャル荷重は、ブレード30の回転に依存し(風力が大きいほど、ブレード30の回転が速くなるとともにアキシャル荷重も大きくなる。)、ブレード30による回転力を受けて発電する発電機50の発電量や主軸20の回転速度と相関をもつ。そこで、発電機50の発電量Pや主軸20(ブレード30)の回転速度Nそのものに基づいて、所定のアキシャル荷重条件の成立可否を判定するようにしてもよい。
上記の実施の形態では、データ処理装置80により実行される異常診断処理(図5)において、ブレード30の回転が停止しているときに第1のアキシャル荷重条件が成立し、風力発電装置10が定格運転をしているときに第2のアキシャル荷重条件が成立するものとしたが、第1及び第2のアキシャル荷重条件はこれに限られるものではない。アキシャル荷重は、ブレード30の回転に依存し(風力が大きいほど、ブレード30の回転が速くなるとともにアキシャル荷重も大きくなる。)、ブレード30による回転力を受けて発電する発電機50の発電量や主軸20の回転速度と相関をもつ。そこで、発電機50の発電量Pや主軸20(ブレード30)の回転速度Nそのものに基づいて、所定のアキシャル荷重条件の成立可否を判定するようにしてもよい。
図7は、発電機50の発電量に基づきアキシャル荷重条件の成立可否を判断する場合の異常診断処理の手順を説明するフローチャートである。なお、このフローチャートに示される処理も、所定時間毎又は所定条件の成立時にメインルーチンから呼び出されて実行される。
図7を参照して、このフローチャートは、図5に示したフローチャートにおいて、ステップS110,S130に代えてステップS112,S132を含む。すなわち、ステップS105において正常時データ収集フラグがオンであると判定されると(ステップS105においてYES)、データ処理装置80は、発電機50の発電量Pがしきい値P0よりも小さいか否かを判定する(ステップS112)。このしきい値P0は、発電機50の定格発電量に対して相対的に小さい値に設定され、たとえば定格発電量の10~20%程度に設定される。
そして、発電量Pがしきい値P0よりも小さいと判定されると(ステップS112においてYES)、第1のアキシャル荷重条件が成立しているものと判断され、データ処理装置80は、変位センサ70の検出値をδ0として記録装置に記録する(ステップS120)。
また、データ処理装置80は、発電機50の発電量Pがしきい値P1よりも大きいか否かを判定する(ステップS132)。このしきい値P1は、発電機50の定格発電量に近い値に設定され、たとえば定格発電量の80~90%程度に設定される。
そして、発電量Pがしきい値P1よりも大きいと判定されると(ステップS132においてYES)、第2のアキシャル荷重条件が成立しているものと判断され、データ処理装置80は、変位センサ70の検出値をδ1として記録装置に記録する(ステップS140)。
なお、その他の処理は、図3に示したフローチャートで説明した処理と同じである。
また、図8は、主軸20の回転速度に基づきアキシャル荷重条件の成立可否を判断する場合の異常診断処理の手順を説明するフローチャートである。なお、このフローチャートに示される処理も、所定時間毎又は所定条件の成立時にメインルーチンから呼び出されて実行される。
また、図8は、主軸20の回転速度に基づきアキシャル荷重条件の成立可否を判断する場合の異常診断処理の手順を説明するフローチャートである。なお、このフローチャートに示される処理も、所定時間毎又は所定条件の成立時にメインルーチンから呼び出されて実行される。
図8を参照して、このフローチャートは、図5に示したフローチャートにおいて、ステップS110,S130に代えてステップS114,S134を含む。すなわち、ステップS105において正常時データ収集フラグがオンであると判定されると(ステップS105においてYES)、データ処理装置80は、主軸20の回転速度Nがしきい値N0よりも低いか否かを判定する(ステップS112)。このしきい値N0は、主軸20の定格回転速度に対して相対的に小さい値に設定され、たとえば定格回転速度の10~20%程度に設定される。
そして、回転速度Nがしきい値N0よりも低いと判定されると(ステップS114においてYES)、第1のアキシャル荷重条件が成立しているものと判断され、データ処理装置80は、変位センサ70の検出値をδ0として記録装置に記録する(ステップS120)。
また、データ処理装置80は、主軸20の回転速度Nがしきい値N0よりも高いか否かを判定する(ステップS134)。このしきい値N1は、主軸20の定格回転速度に近い値に設定され、たとえば定格回転速度の80~90%程度に設定される。
そして、回転速度Nがしきい値N0よりも高いと判定されると(ステップS134においてYES)、第2のアキシャル荷重条件が成立しているものと判断され、データ処理装置80は、変位センサ70の検出値をδ1として記録装置に記録する(ステップS140)。
なお、その他の処理は、図3に示したフローチャートで説明した処理と同じである。
なお、上記の変形例2においては、変位センサ70によって軸受60の内外輪間の軸方向の変位を検出して異常診断を行なってもよいし、変位センサ70によって軸受60の内外輪間の軸受半径方向の変位を検出して異常診断を行なってもよい。
なお、上記の変形例2においては、変位センサ70によって軸受60の内外輪間の軸方向の変位を検出して異常診断を行なってもよいし、変位センサ70によって軸受60の内外輪間の軸受半径方向の変位を検出して異常診断を行なってもよい。
また、再び図1を参照して、上記の実施の形態及び変形例においては、変位センサ70は、主軸20を支持する軸受60に取り付けられ、軸受60の異常診断を行なうものとしたが、軸受60とともに、又は軸受60に代えて、増速機40内や発電機50内に設けられる軸受に変位センサを設置し、上記の実施の形態又は変形例と同様の手法によって、増速機40内や発電機50内に設けられる軸受の異常診断を行なうことができる。
また、上記の実施の形態及び変形例では、本発明に従う転がり軸受の異常診断装置が風力発電装置に適用される場合について説明したが、本発明の適用範囲は、必ずしも風力発電装置に限定されるものではない。
また、本発明は、加速度センサ等の振動センサを用いた異常診断を排除するものではない。本発明に従う異常診断を、振動センサを用いた異常診断と併用して、より高精度な異常診断を追求することも可能である。
今回開示された各実施の形態は、適宜組合わせて実施することも予定されている。そして、今回開示された実施の形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施の形態の説明ではなくて請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味及び範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
10 風力発電装置、20 主軸、30 ブレード、40 増速機、50 発電機、60 軸受、61 内輪、62 外輪、63 ころ、64 ハウジング、65 側部、70 変位センサ、80 データ処理装置、90 ナセル、100 タワー。
Claims (7)
- 転がり軸受の異常診断装置であって、前記転がり軸受は、玉軸受又は接触角を有するころ軸受によって構成され、
前記転がり軸受の内外輪間の相対変位を検出するための変位センサと、
前記変位センサの検出値に基づいて前記転がり軸受の異常診断を実行する診断部とを備え、
前記診断部は、前記転がり軸受に対する第1のアキシャル荷重条件下での前記変位センサの検出値と、前記第1のアキシャル荷重条件とは異なる第2のアキシャル荷重条件下での前記変位センサの検出値との差に基づいて前記異常診断を実行する、転がり軸受の異常診断装置。 - 前記転がり軸受は、風力発電装置の主軸受として用いられ、
前記第1及び第2のアキシャル荷重条件は、前記風力発電装置の発電量に基づいて決定される、請求項1に記載の転がり軸受の異常診断装置。 - 前記第1及び第2のアキシャル荷重条件は、前記転がり軸受の回転速度に基づいて決定される、請求項1に記載の転がり軸受の異常診断装置。
- 前記転がり軸受は、風力発電装置の主軸受として用いられ、
前記第1のアキシャル荷重条件は、前記風力発電装置のブレードの回転が停止しているときに成立し、
前記第2のアキシャル荷重条件は、前記風力発電装置が定格運転を行なっているときに成立する、請求項1に記載の転がり軸受の異常診断装置。 - 前記変位センサは、前記転がり軸受の回転軸方向における前記内外輪間の相対変位を検出する、請求項1から請求項4のいずれか1項に記載の転がり軸受の異常診断装置。
- 風力を受けるブレードと、
前記ブレードに接続される主軸と、
前記主軸又は前記主軸の回転を増速するための増速機に接続される発電機と、
前記主軸、前記増速機及び前記発電機に設けられる複数の転がり軸受と、
前記複数の転がり軸受の少なくとも一つの異常を診断する異常診断装置とを備え、
前記異常診断装置による異常診断の対象となる対象軸受は、玉軸受又は接触角を有するころ軸受によって構成され、
前記異常診断装置は、
前記対象軸受の内外輪間の相対変位を検出するための変位センサと、
前記変位センサの検出値に基づいて前記対象軸受の異常診断を実行する診断部とを含み、
前記診断部は、前記対象軸受に対する第1のアキシャル荷重条件下での前記変位センサの検出値と、前記第1のアキシャル荷重条件とは異なる第2のアキシャル荷重条件下での前記変位センサの検出値との差に基づいて前記異常診断を実行する、風力発電装置。 - 転がり軸受の異常診断方法であって、前記転がり軸受は、玉軸受又は接触角を有するころ軸受によって構成され、
前記転がり軸受に対する第1のアキシャル荷重条件下における、前記転がり軸受の内外輪間の相対変位を示す第1の変位量を検出するステップと、
前記第1のアキシャル荷重条件とは異なる第2のアキシャル荷重条件下における前記相対変位を示す第2の変位量を検出するステップと、
前記第1の変位量と前記第2の変位量との差に基づいて前記転がり軸受の異常を診断するステップとを含む、転がり軸受の異常診断方法。
Priority Applications (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201580049451.7A CN106716103B (zh) | 2014-09-17 | 2015-08-25 | 用于滚动轴承的异常诊断设备、风力发电机、及用于滚动轴承的异常诊断方法 |
EP15842121.4A EP3196627B1 (en) | 2014-09-17 | 2015-08-25 | Abnormality diagnosing apparatus for rolling bearing, wind turbine, and abnormality diagnosing method for rolling bearing |
US15/511,885 US20170260968A1 (en) | 2014-09-17 | 2015-08-25 | Abnormality diagnosing apparatus for rolling bearing, wind turbine, and abnormality diagnosing method for rolling bearing |
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2014188892A JP6308922B2 (ja) | 2014-09-17 | 2014-09-17 | 転がり軸受の異常診断装置、風力発電装置、及び転がり軸受の異常診断方法 |
JP2014-188892 | 2014-09-17 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
WO2016042983A1 true WO2016042983A1 (ja) | 2016-03-24 |
Family
ID=55533025
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PCT/JP2015/073814 WO2016042983A1 (ja) | 2014-09-17 | 2015-08-25 | 転がり軸受の異常診断装置、風力発電装置、及び転がり軸受の異常診断方法 |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20170260968A1 (ja) |
EP (1) | EP3196627B1 (ja) |
JP (1) | JP6308922B2 (ja) |
WO (1) | WO2016042983A1 (ja) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107448362A (zh) * | 2016-05-31 | 2017-12-08 | 北京金风科创风电设备有限公司 | 回转支承轴承的状态监测方法、装置及风力发电机组 |
US10794362B2 (en) | 2017-08-29 | 2020-10-06 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Method and system for diagnosing wind turbine power generating apparatus |
US11539317B2 (en) | 2021-04-05 | 2022-12-27 | General Electric Renovables Espana, S.L. | System and method for detecting degradation in wind turbine generator bearings |
Families Citing this family (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2018159623A (ja) * | 2017-03-23 | 2018-10-11 | Ntn株式会社 | 状態監視装置 |
WO2018173831A1 (ja) * | 2017-03-23 | 2018-09-27 | Ntn株式会社 | 状態監視装置および状態監視方法 |
EP3483581B1 (de) | 2017-11-08 | 2020-02-26 | Eolotec GmbH | Verfahren und vorrichtung zur überwachung eines lagerspiels von wälzlagern |
JP6496061B1 (ja) * | 2018-03-30 | 2019-04-03 | オークマ株式会社 | 転がり軸受の異常診断方法及び異常診断装置 |
WO2020255230A1 (ja) * | 2019-06-17 | 2020-12-24 | 日本電気株式会社 | 負荷検知装置、負荷検知方法、及びコンピュータ読み取り可能な記録媒体 |
US11460006B2 (en) * | 2019-07-31 | 2022-10-04 | General Electric Company | Systems and methods for detecting damage in rotary machines |
CN111056263B (zh) * | 2019-08-01 | 2022-01-04 | 浙江精研智能装备股份有限公司 | 一种轴承测试机自动下料装置 |
US10975908B1 (en) | 2019-10-29 | 2021-04-13 | Schaeffler Monitoring Services Gmbh | Method and device for monitoring a bearing clearance of roller bearings |
WO2022089700A1 (en) * | 2020-10-27 | 2022-05-05 | Vestas Wind Systems A/S | Method of determining radial play in a bearing arrangement |
CN112832957B (zh) * | 2021-01-21 | 2022-09-30 | 上海电气风电集团股份有限公司 | 主轴承浮动性能监测***、方法及风力发电机组 |
US11708815B2 (en) | 2021-02-08 | 2023-07-25 | General Electronic Company | System and method for controlling a wind turbine |
US11774324B2 (en) | 2021-03-12 | 2023-10-03 | General Electric Renovables Espana, S.L. | System and method for detecting actual slip in a coupling of a rotary shaft |
US11913429B2 (en) | 2021-04-29 | 2024-02-27 | General Electric Renovables Espana, S.L. | System and method for slip detection and surface health monitoring in a slip coupling of a rotary shaft |
CN113417810B (zh) * | 2021-07-20 | 2022-10-14 | 中广核(北京)新能源科技有限公司 | 风电机组传动链健康度监测评价方法和装置 |
WO2023086381A1 (en) * | 2021-11-10 | 2023-05-19 | Rhinestahl Cts | Electronic positioning system |
US12012927B2 (en) | 2022-05-24 | 2024-06-18 | General Electric Renovables Espana, S.L. | System and method for detecting a failure condition in a component of a wind turbine |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2005345277A (ja) * | 2004-06-03 | 2005-12-15 | Nsk Ltd | 監視装置及び監視方法 |
JP2006153554A (ja) * | 2004-11-26 | 2006-06-15 | Nsk Ltd | 車輪用軸受の状態測定方法および測定装置 |
JP2012172623A (ja) * | 2011-02-23 | 2012-09-10 | Ntn Corp | 転がり軸受および風力発電装置 |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US100815A (en) * | 1870-03-15 | Improvement in combined corn-marker, planter, and cultivator | ||
JP2009270913A (ja) * | 2008-05-07 | 2009-11-19 | Ihi Corp | 軸受隙間計測装置 |
WO2010010421A1 (en) * | 2008-07-21 | 2010-01-28 | Tadao Tsuneyoshi | Bearing preload measurement system |
-
2014
- 2014-09-17 JP JP2014188892A patent/JP6308922B2/ja not_active Expired - Fee Related
-
2015
- 2015-08-25 WO PCT/JP2015/073814 patent/WO2016042983A1/ja active Application Filing
- 2015-08-25 EP EP15842121.4A patent/EP3196627B1/en not_active Not-in-force
- 2015-08-25 US US15/511,885 patent/US20170260968A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2005345277A (ja) * | 2004-06-03 | 2005-12-15 | Nsk Ltd | 監視装置及び監視方法 |
JP2006153554A (ja) * | 2004-11-26 | 2006-06-15 | Nsk Ltd | 車輪用軸受の状態測定方法および測定装置 |
JP2012172623A (ja) * | 2011-02-23 | 2012-09-10 | Ntn Corp | 転がり軸受および風力発電装置 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
See also references of EP3196627A4 * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107448362A (zh) * | 2016-05-31 | 2017-12-08 | 北京金风科创风电设备有限公司 | 回转支承轴承的状态监测方法、装置及风力发电机组 |
CN107448362B (zh) * | 2016-05-31 | 2018-11-20 | 北京金风科创风电设备有限公司 | 回转支承轴承的状态监测方法、装置及风力发电机组 |
US10794362B2 (en) | 2017-08-29 | 2020-10-06 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Method and system for diagnosing wind turbine power generating apparatus |
US11539317B2 (en) | 2021-04-05 | 2022-12-27 | General Electric Renovables Espana, S.L. | System and method for detecting degradation in wind turbine generator bearings |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP3196627A1 (en) | 2017-07-26 |
JP6308922B2 (ja) | 2018-04-11 |
EP3196627B1 (en) | 2019-05-15 |
JP2016061634A (ja) | 2016-04-25 |
US20170260968A1 (en) | 2017-09-14 |
EP3196627A4 (en) | 2018-03-14 |
CN106716103A (zh) | 2017-05-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP6308922B2 (ja) | 転がり軸受の異常診断装置、風力発電装置、及び転がり軸受の異常診断方法 | |
WO2015012124A1 (ja) | 風力発電装置の異常診断装置および異常診断方法 | |
KR101288329B1 (ko) | 풍력발전기 모니터링 장치 | |
JP6250345B2 (ja) | 監視システムおよび監視方法 | |
WO2017018112A1 (ja) | 異常診断装置およびセンサ外れ検知方法 | |
WO2016175322A1 (ja) | 異常診断システム | |
JP2006077938A (ja) | 異常診断装置 | |
US8315826B2 (en) | Diagnostic method for a ball bearing, in particular for an angular-contact ball bearing, a corresponding diagnostic system, and use of the diagnostic system | |
WO2017013999A1 (ja) | 転がり軸受の状態監視装置及び転がり軸受の状態監視方法 | |
JP2011185632A (ja) | 軸受の異常検出装置および異常検出方法 | |
TWI739037B (zh) | 風力發電系統、及其之保養方法 | |
US10260991B2 (en) | Abnormality diagnosis system | |
JP6686625B2 (ja) | 転がり軸受診断装置 | |
JP5534875B2 (ja) | 軸受のスミアリング損傷防止装置および軸受のスミアリング損傷防止方法 | |
WO2021117752A1 (ja) | 転がり軸受の状態監視方法及び転がり軸受の状態監視装置 | |
JP2018040456A (ja) | 回転軸装置及び回転軸装置における軸受の異常診断方法 | |
JP2017166391A (ja) | 風力発電設備の異常診断装置 | |
JP7351142B2 (ja) | 転がり軸受の状態監視方法及び状態監視装置 | |
JP2019128179A (ja) | 振動センサの脱落検知方法及び異常診断装置 | |
JP2017150884A (ja) | 異常診断装置および異常診断方法 | |
CN106716103B (zh) | 用于滚动轴承的异常诊断设备、风力发电机、及用于滚动轴承的异常诊断方法 | |
JP2004218814A (ja) | 軸受装置 | |
KR102074908B1 (ko) | 해상풍력 모니터링 시스템 | |
JP6962261B2 (ja) | 機械装置の異常診断方法及び異常診断装置 | |
JP2021092455A (ja) | 転がり軸受の状態監視方法及び転がり軸受の状態監視装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 15842121 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
WWE | Wipo information: entry into national phase |
Ref document number: 15511885 Country of ref document: US |
|
NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
REEP | Request for entry into the european phase |
Ref document number: 2015842121 Country of ref document: EP |
|
WWE | Wipo information: entry into national phase |
Ref document number: 2015842121 Country of ref document: EP |