ISO 16079-2:2020
(Main)Condition monitoring and diagnostics of wind turbines — Part 2: Monitoring the drivetrain
Condition monitoring and diagnostics of wind turbines — Part 2: Monitoring the drivetrain
This document specifies the implementation of a condition monitoring system for wind turbines, with particular focus on monitoring of the drivetrain. Guidance for a practical implementation of the FMSA is provided, as well as guidance for specifying best practices and minimum recommendations regarding the condition monitoring system used for failure mode detection, diagnostics and prognostics of the direct drive and geared wind turbine drivetrain, including: a) main bearing(s); b) gearbox, if applicable; and c) generator (mechanical aspects). This also includes subcomponents such as coupling and the lubrication system. This document provides an overview of the important aspects of condition monitoring of wind turbines and makes references to other standards where in-depth information on the subjects is available.
Surveillance et diagnostic des éoliennes de production d'électricité — Partie 2: Surveillance de la transmission
Le présent document spécifie la mise en œuvre d'un système de surveillance d'état pour les éoliennes, en se centrant sur la surveillance de la transmission. Des recommandations pour une mise en œuvre pratique de l'AMDS sont présentées, de même que des recommandations pour la spécification des bonnes pratiques et des recommandations minimales concernant le système de surveillance d'état utilisé pour la détection des modes de défaillance, les diagnostics et les pronostics de la transmission directe et à engrenages des éoliennes, incluant: a) le(s) palier(s) principal(ux); b) le multiplicateur, le cas échéant; c) la génératrice (aspects mécaniques). Ceci inclut également les sous-composants tels que l'accouplement et le système de lubrification. Le présent document fournit une vue d'ensemble des aspects importants relatifs à la surveillance d'état des éoliennes et fait référence à d'autres normes dans lesquelles des informations plus détaillées sont disponibles à propos des différents aspects.
General Information
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 16079-2
First edition
2020-09
Condition monitoring and diagnostics
of wind turbines —
Part 2:
Monitoring the drivetrain
Surveillance et diagnostic des éoliennes de production d'électricité —
Partie 2: Surveillance de la transmission
Reference number
©
ISO 2020
© ISO 2020
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Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 1
4 Abbreviated terms . 2
5 Failure mode and symptoms analysis (FMSA) . 2
5.1 General . 2
5.2 The process of the FMSA analysis . 2
6 Descriptors for fault detection. 3
6.1 General . 3
6.2 Descriptor types. 4
6.3 Descriptors based on process parameters — Operational values . 5
6.3.1 General. 5
6.3.2 Measurement of process parameter descriptors . 6
6.4 Measurement of rotational speed and descriptors based on rotational speed . 6
6.4.1 General. 6
6.4.2 Measurement of rotational speed . 7
6.5 Descriptors based on vibration . 7
6.5.1 References to other standards . 7
6.5.2 General. 7
6.5.3 Measurement of vibration . 8
6.5.4 Transducers for vibration measurements . 8
6.5.5 Vibration transducer mounting . 9
6.6 Descriptors based on stress wave measurements .10
6.6.1 General.10
6.6.2 Measurement of stress waves .10
6.6.3 Transducers for stress wave measurement .11
6.6.4 Mounting of stress wave sensors .11
6.7 Descriptors based on oil debris in lubricant oil .11
6.7.1 General.11
6.7.2 Oil debris descriptors .12
6.7.3 Oil debris sensors .12
7 Descriptor monitoring interval .13
7.1 Reference to other standards .13
7.2 Factors influencing the monitoring interval .13
8 Descriptor notification criteria .14
8.1 Reference to other standards .14
8.2 General .14
8.3 Establishing descriptor alarm and alert limits for a new turbine .15
8.4 Establishing alarm and alert limits for a turbine in normal operating condition .15
8.5 Establishing alert limits upon component change .15
9 Handling changes in operating conditions — The operational state bin concept .16
9.1 General .16
9.2 Example of how to use active power as an operational state .16
10 Transducer locations .17
10.1 Reference to other standards and guidelines .17
10.2 Location of vibration transducers .17
10.3 Location of stress wave transducers .19
10.4 Location of oil debris sensors .19
10.5 Example of naming conventions and transducer locations .19
11 Baseline — Initial recording of data for diagnosis at commissioning time .20
11.1 General .20
11.2 Duration of time waveforms for baseline recording .20
11.3 Repeatability and stability of time waveform recordings .21
11.4 Sampling rate of time waveform for baseline recording .21
11.5 Initial check of the baseline data — Recommendations .21
12 Diagnosis of faults and their causes .22
12.1 Reference to other standards .22
12.2 General .22
12.3 Component data .22
12.4 Raw-data time waveforms for detailed diagnosis .22
12.5 Regular recording .22
12.6 Recording on request .23
13 Prognosis .23
13.1 Reference to other standards .23
13.2 General .23
13.3 Type I — Failure data-based prognostics — Statistically based .24
13.4 Type II — Stress based prognostics — Model based .25
13.5 Type III — Data-driven method — Condition based .25
14 Review of the condition monitoring and diagnosis system design .25
14.1 Reference to other standards .25
14.2 General .26
14.3 Assessment of effectiveness of the condition monitoring system .26
14.4 Cost benefit analysis .27
14.4.1 General.27
14.4.2 Simple model.27
14.4.3 Advanced model .28
Annex A (informative) Details on vibration-based descriptor types .31
Annex B (informative) FMSA analysis of the drivetrain .40
Bibliography .43
iv © ISO 2020 – All rights reserved
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular, the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www .iso .org/ directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www .iso .org/ patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation of the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and
expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to the
World Trade Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT), see www .iso .org/
iso/ foreword .html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 108, Mechanical vibration, shock and
condition monitoring, Subcommittee SC 5, Condition monitoring and diagnostics of machine systems.
A list of all parts in the ISO 16079 series can be found on the ISO website.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www .iso .org/ members .html.
Introduction
This document is the second step of the procedure for carrying out the CM and D application design
phase according to the V-model of ISO 13379-1. In this step, the monitoring strategy for the drivetrain is
defined, based upon the prioritized failure modes which were the outcome of the failure modes, effect
and criticality analysis (FMECA) procedure performed according to ISO 16079-1 (see Figure 1).
According to the V-Model of ISO 13379-1 and ISO 16079-1, the steps described in this document are as
follows:
a) decide under which operating conditions the different faults can be best observed and specify the
conditions under which the symptom is most likely to be observed;
b) identify the symptoms that can serve in assessing the condition of the machine, and that are used
for diagnostics;
c) list the descriptors that are used to evaluate (recognize) the different symptoms;
d) identify the necessary measurements and transducers from which the descriptors are derived or
computed.
Key
dotted line scope of this document
Figure 1 — The relationship between this document and ISO 16079-1
In relation to the V-model, this document describes the two last steps of the application design phase
of the condition monitoring system. This process shall ensure that data are available to support an
vi © ISO 2020 – All rights reserved
efficient process in the use phase of the condition monitoring system. The end goal of the “Use phase
process” is minimizing wind turbine downtime through a risk assessment of a detected fault by
means of remaining useful life (RUL) evaluation, and successive determination of maintenance timing.
The criticality and risk assessment uses information from the FMECA analysis, but may also feed
information back into an adjustment of the initial FMECA analysis (see Figure 2).
Figure 2 — Condition monitoring and diagnostics (CM and D) cycle: Design phase and use phase
of the application on a machine
This document shows how to apply the results of an FMECA analysis made according to ISO 16079-1 by
prescribing a methodology for making a failure mode symptoms analysis (FMSA) with the purpose of
defining symptoms and related descriptors to detect a particular failure mode.
In order to implement the results of the FMSA, sections with guidelines for condition monitoring of
wind turbines are provided, covering:
1) guidelines for descriptor measurements;
2) adapting to changes in operating conditions;
3) selection of transducers and transducer technology;
4) selection of transducer locations;
5) naming convention for identifying transducer locations and related descriptors;
6) evaluation criteria for descriptor measurements;
7) requirements to data for diagnosis;
8) prognosis and/or criticality assessment; and
9) review of the CM & D design:
a) assessment of effectiveness of the diagnostics system, and
b) cost benefit analysis.
Figure 3 shows the relationship between the monitoring strategy, diagnostic strategy and maintenance
strategy and how these important elements support the steps in the condition monitoring process.
If the monitoring strategy, the diagnostic strategy, or both are based upon weak or missing data, it
compromises the prognosis and the whole purpose of the condition monitoring process.
Figure 3 — Relationship between monitoring methods, diagnostic methods and prognosis
methods
The selection of the monitoring method is to define where you measure, what you measure and how
often you measure in order to provide data for:
— detecting the failure modes designated to be revealed by the condition monitoring system;
— assessing the severity of the present state of the fault;
— assessing the remaining useful lifetime of a certain component.
A weak point in the condition monitoring system setup (e.g. lack of transducers or bad transducer
location, limitations in what can be measured, or too sparse data) affects the end goal of the condition
monitoring process – the prognosis.
The choice of the diagnostic method is to provide enough data for:
— detailed analysis of a failure mode and identification of the root-cause;
— assessing the severity of the present state of the fault;
— assessing the remaining useful lifetime of a certain component.
The purpose of the prognosis is to make a prediction of remaining useful lifetime (RUL) of a component
and assess the risk for related failure modes (secondary failure).
The maintenance action is based upon the data provided by the monitoring methods, the diagnostic
methods and the prognosis methods, and on knowledge of maintenance history and alarm history.
Therefore, it is very important that not only measured data are stored, but also information about
earlier alarms, maintenance actions and identification of persons which have been involved with earlier
alarm handling on the machine.
viii © ISO 2020 – All rights reserved
INTERNATIONAL STANDARD ISO 16079-2:2020(E)
Condition monitoring and diagnostics of wind turbines —
Part 2:
Monitoring the drivetrain
1 Scope
This document specifies the implementation of a condition monitoring system for wind turbines, with
particular focus on monitoring of the drivetrain. Guidance for a practical implementation of the FMSA is
provided, as well as guidance for specifying best practices and minimum recommendations regarding
the condition monitoring system used for failure mode detection, diagnostics and prognostics of the
direct drive and geared wind turbine drivetrain, including:
a) main bearing(s);
b) gearbox, if applicable; and
c) generator (mechanical aspects).
This also includes subcomponents such as coupling and the lubrication system.
This document provides an overview of the important aspects of condition monitoring of wind turbines
and makes references to other standards where in-depth information on the subjects is available.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content
constitutes requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For
undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 2041, Mechanical vibration, shock and condition monitoring — Vocabulary
ISO 13372, Condition monitoring and diagnostics of machines — Vocabulary
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 2041 and ISO 13372 and the
following apply.
ISO and IEC maintain terminological databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at http:// www .electropedia .org/
3.1
time waveform
sampled vibration signal recorded from the transducer
Note 1 to entry: Time waveform recordings have a certain length in time and represent a parameter value at
every instance during the recording of the time waveform.
4 Abbreviated terms
Table 1 gives the explanations of abbreviated terms used in this document
Table 1 — Abbreviated terms and their explanations
Abbreviation Explanation
ETTF Estimated time to failure.
FFT Fast Fourier Transform.
FMECA Failure modes, their effect and criticality analysis.
FMSA Failure mode symptoms analysis.
IEPE Integrated electronics piezoelectric. An accelerometer type using constant current supply.
The abbreviation CCS (constant current source) is also used for this type of accelerometer.
IIoT Industrial Internet of Things. Refers to a subcategory of the broader Internet of Things (IoT).
Both concepts have the same main character of availability of intelligent and connected
devices. The only difference between the two is their general usages. While IoT is most com-
monly used for consumer usage, IIoT is used for industrial purposes, such as manufacturing,
supply chain monitoring and management systems.
MEMS Micro electromechanical system. Applies to any sensor manufactured using microelectronic
fabrication techniques. These techniques create mechanical sensing structures of micro-
scopic size, typically on silicon. When coupled with microelectronic circuits, MEMS sensors
can be used to measure physical parameters, such as acceleration.
n Monitoring priority number.
MP
OPC Open platform protocol. The purpose of OPC is to define an open common interface that is
written once per device and then reused by any SCADA, HMI, or custom software packages.
The OPC Foundation maintains the OPC standard, which has been adopted by IEC as the
IEC 62541 series.
RUL Remaining useful lifetime.
TCP/IP Transmission control protocol/Internet protocol. The suite of two protocols, TCP and IP,
used to interconnect network devices on the Internet.
5 Failure mode and symptoms analysis (FMSA)
5.1 General
The FMSA process is essentially an extension of the FMECA process with a focus on the symptoms
produced by the identified and ranked possible failure modes that were the outcome of the FMECA
analysis.
The FMSA methodology is designed to assist with the selection of monitoring techniques and strategies
that provide the greatest sensitivity to detection and rate of change of a given symptom, thus
maximizing the confidence level in the diagnosis and prognosis of each of the failure modes identified
for each of the components of the wind turbine drivetrain.
Where the confidence in a technique’s sensitivity and resulting diagnosis/prognosis accuracy is
questionable, then the use of additional techniques for further correlation is recommended.
Refer to ISO 16079-1 which gives guidance on applying FMECA analysis to wind turbines.
5.2 The process of the FMSA analysis
The FMSA analysis shall be a team effort with participation of condition monitoring experts as well as
participation of staff with an in-depth knowledge of the machine under analysis.
2 © ISO 2020 – All rights reserved
The essential elements of the FMSA process are:
— listing the components involved;
— listing the possible failure modes for each component;
— listing the effects of each failure mode;
— listing the causes of each failure mode;
— listing the symptoms produced by each failure mode;
— listing the most appropriate primary and feasible monitoring technique;
— listing the estimated frequency of monitoring – monitoring interval;
— listing the most appropriate correlation techniques. Increased diagnosis and prognosis confidence
can be gained by using “correlation techniques” when monitored at a given frequency.
The FMSA analysis shall be performed for each component/failure mode, which can be prioritized by
using the monitoring priority number (n ) of the FMECA analysis.
MP
A practical approach is to use copies of Table 2 to structure the FMSA process.
Refer to the example in Annex B which shows an FMSA analysis for the most common failure modes of
the wind turbine drivetrain.
Table 2 — Template for implementation of the FMSA analysis
Component:
analysis> IEC 61400-25-6>
Failure mode
Cause of failure mode
Effect of failure mode
Monitoring priority number (n )
MP
P-F Timescale
Symptom(s)
Descriptors
… .
Primary monitoring technique
Monitoring interval
Operational state bin parameter
if more than one correlation parameter, add more rows to the table.
6 Descriptors for fault detection
6.1 General
The FMSA process provides a list of potential fault indicators – the descriptors; this clause describes
how some of those descriptors may be derived.
NOTE In some literature, the term “characteristic value” is used instead of “descriptor”.
The format of a descriptor is a single scalar value and a timestamp. This makes descriptors very
suitable for long term trending against time. Changes in the measured value of descriptors are very
easily detected and correlation between different descriptor values such as vibration-based values and
process parameters is straightforward. Any database historian can store descriptor values due to the
simple format.
Regardless of the technique, the capability of a condition monitoring system relies upon the following
basic elements: the number of sensors, the type of sensors, and the associated signal processing and
simplification methods utilized to extract important information in the form of descriptors from the
various signals and observations.
A symptom indicating a fault is expressed by the behaviour of one or more descriptors with respect to:
— presence,
— absence,
— increase or decrease,
— rate of change,
— location(s) of the change of descriptor,
— operating conditions.
The more selective the descriptors are, the more selective the symptoms, and therefore, the easier
the diagnosis. The descriptor selectively reduces the number of fault hypotheses when inferring from
symptoms to fault.
The number of descriptors which are defined shall be considered very carefully. It shall be ensured
that each descriptor provides value and redundancy shall be avoided. The resources for performing the
condition monitoring increase with the number of descriptors, as a result of the increased number of
potential alarms due to statistical outliers.
6.2 Descriptor types
The descriptors are chosen based on the FMSA, which has provided a range of characteristics of specific
faults. The most common descriptor types utilized for fault detection on the wind turbine drivetrain
can be grouped as follows and derived from:
— process parameters,
— rotational speed,
— vibration signals,
— on-line oil analysis.
The most common types are descriptors based upon vibration. Descriptors derived from process
parameters such as rotational speed, wind speed and actual power are often used for compensating
vibration-based measurements with respect to varying operating conditions. On-line oil debris
measurements are used for detecting ferrous or non-ferrous particles in the oil. Figure 4 provides an
example representation of the development of a mechanical failure.
4 © ISO 2020 – All rights reserved
Key
D fault starts to develop
P point where fault is detectable (potential failure)
F point where functional failure occurs
1 point where increase in vibrations can be detected by advanced descriptors
2 point where mechanical wear particles can be detected by oil analysis
3 point where audible noise can be detected
4 point where temperature increase can be detected by temperature sensors
5 point where smoke can be detected by smell or visually
NOTE The example in the figure represents how a bearing failure would develop in most cases. Some gear
faults can be detected earlier by oil analysis. The sequence of detection depends very much on the capabilities of
the vibration monitoring system.
Figure 4 — Example representation of the development of a mechanical failure
6.3 Descriptors based on process parameters — Operational values
6.3.1 General
a) Process parameters or operational values are most often values acquired from the wind turbine
controller or by direct measurement using a transducer. It may be values such as temperature,
pressure, load, voltage, wind speed, wind direction, pitch, active power and bearing temperatures.
b) Such parameters are self-contained, in that they can be trended against each other and/or against
time with no further processing. For these parameters, the pattern of change in value on a
millisecond basis does not provide additional information over the inherent longer-term value.
c) The value of the scalar measurement forms the descriptor. Process parameter descriptors can be
used for the following:
— Trend versus time, e.g. to visualize changes in bearing temperature.
— Correlation: trend vs. other descriptors to visualize any dependency between one or more
descriptors.
— Operational state classification: for adapting the alarm evaluation of consecutive vibration
measurements to the running conditions.
Examples of important process parameter descriptors include:
— Active power: this process parameter is important as it is proportional to the load on the wind
turbine; in general, the stress on the components is higher when power production is high. Active
power correlates also very well with the vibration level sensed on the components of the drivetrain.
Active power is an important parameter for operational state classification.
— Wind speed: this process parameter also indicates the stress the wind turbine has been exposed to.
— Temperature: monitoring the temperature of a component is a very common condition monitoring
method. Temperature monitoring is used to detect the presence of any potential failure related
to temperature changes in the component. Temperature monitoring is used on components such
as bearings, oil, and generator windings. Temperature monitoring provides information on the
ongoing deterioration process in the component from excessive mechanical friction due to faulty
bearings and gears, insufficient oil properties, and loose or bad electrical connections. However,
temperature develops slowly and is not enough for early and precise fault detection. Furthermore,
the measured temperature can also be influenced by the surroundings. Temperature is a valuable
secondary source of information together with vibration monitoring.
6.3.2 Measurement of process parameter descriptors
Process parameters are usually provided by:
— 4-20 mA current loop signal: the 4-20 mA current loop is a common method of transmitting sensor
information in many industrial process-monitoring applications. Transmitting sensor information
via a current loop is particularly useful when the information must be sent to a remote location over
long distances as the current loop is able to compensate for the voltage drop on the signal line. Many
older wind turbine controllers can provide process parameters via a 4-20 mA output.
— Voltage: some controllers provide a voltage signal proportional to the process parameter. However,
this is not as common as the 4-20 mA current loop and not suited for transmitting signals over long
distances.
— Via LAN: process parameters may be acquired directly from the controller, or from the SCADA
system via network protocols. High level protocols such as Modbus TCP/IP or OPC are very common.
Some vendors have their own proprietary network protocols.
6.4 Measurement of rotational speed and descriptors based on rotational speed
6.4.1 General
Measurement of the rotational speed is important for compensating other descriptors for variation in
the rotational speed of the turbine. Many descriptors used for indicating failure modes on the drivetrain
are speed dependent. This means that they are not measured at a certain fixed frequency but are
measured at a frequency which is a certain ratio to the running speed. Gearbox descriptors such as the
vibration level at the tooth meshing frequencies are typical examples of speed dependent descriptors.
The raw speed signal can be stored as a time waveform, or as time stamps related to trigger points
related to shaft position. (1/rev or n/rev). This data can be used for further processing of rotational-
speed-related descriptors and in detailed diagnostic investigations.
6 © ISO 2020 – All rights reserved
6.4.2 Measurement of rotational speed
It is important to select the correct sensor type and the correct number of sensors for the speed
measurement.
1) Phase reference tachometer: usually inductive proximity switches or incremental encoders are
used as a speed reference. In most cases (depending on the gear box transmission ratio), it is enough
to only have one tachometer pulse per revolution at the high-speed shaft, as this facilitates both
measuring the vibration magnitude and the phase of the vibration signal. Phase measurements are
useful when it is needed to detect shaft related problems. For analysis of the low speed rotor, it is
useful to have a separate phase reference on the low speed shaft for vibration vector analysis.
2) Incremental encoders, either on the high-speed shaft or input shaft, provide a phase and a more
accurate speed measurement. If two incremental encoders are used, a torsional vibration
measurement is possible.
3) Speed measurements from the turbine controller can only be used if the accuracy and resolution is
sufficient. Insufficient resolution may lead to faults when doing speed dependent analysis.
6.5 Descriptors based on vibration
6.5.1 References to other standards
For more information on the content of this clause, refer to:
— ISO 5348,
— ISO 13373-1,
— ISO 13373-2,
— VDI 3832.
6.5.2 General
When using vibration data for condition monitoring, the raw signals from the vibration transducers
contain a lot of information about the machine component. Unlike a traditional process parameter (e.g.
a temperature), which is measured at a certain location, the raw signal from a vibration transducer can
be further processed to extract several different descriptor types indicating the vibration level at the
characteristic frequencies of the different machine components. Vibration is caused by the motion of
the turbine components on either a macroscopic level (e.g. introduced by unbalance or misalignment)
or a microscopic motion (e.g. introduced by impacting, fatiguing and friction).
Figure 5 — Typical representation of frequency ranges for failure modes on a wind turbine
As an example, one descriptor can indicate if a bearing fault is present by measuring the vibration level
at the outer ring of a certain bearing, another can indicate the vibration level at the shaft running speed
and can indicate misalignment, unbalance or other shaft related faults. Figure 5 indicates the need for
different descriptor types in a wide frequency range for detecting vibration related failure modes on a
wind turbine.
Vibration based descriptors are generated by the digital processing of the raw time waveform signal
recorded by the vibration transducer; this can be done in three different ways:
a) time domain-based descriptors;
b) frequency domain-based narrowband descriptors;
c) descriptors extracted from array measurements such as autospectra, envelope spectra, cepstra.
Each descriptor implementation has its advantages and drawbacks. There is basically no limit to
how descriptors can be calculated; they all have one thing in common. That is, to convert complex
information into a single descriptor value to be used for simple trending.
Annex A contains examples of the different descriptor types and clarifies the differences.
6.5.3 Measurement of vibration
When measuring vibration, it is important to select the correct physical parameter for the descriptor type:
— Acceleration: this is the parameter which is measured by the piezoelectric accelerometer.
Acceleration measurements are weighted towards high frequency components and shall always be
chosen when the frequency range of interest covers high frequencies. Accelerometers can measure
at very low frequencies too, but acceleration signals do not emphasize low frequency components.
— Velocity: velocity measurements are most often obtained by electronic or digital integration of
the acceleration signal. Velocity sensors which make a direct measurement of the velocity signal is
available but are not so robust and have a limited frequency range. The RMS value of the velocity
measurement is widely used for vibration severity measurements. This is because vibratory
velocity is simply related to vibratory energy and is therefore a measure of the destructive effect of
vibration.
— Displacement: the nature of mechanical systems is such that appreciable displacements only occur
at low frequencies, therefore displacement measurements are of limited value in the general study
of mechanical vibration. Displacement is often used as an indicator of unbalance or misalignment
because relatively large displacements occur at the shaft rotation frequency. Descriptors based upon
displacement values are normally measured by using a displacement sensor. Displacement values
can also be obtained by double integration of the acceleration signal. However, double integration
shall be used with much care as it requires a high dynamic range of the original acceleration signal in
order not to be affected by the noise level of the measurement system. For measurement of absolute
position in radial and axial direction, e.g. of main shaft, only a displacement sensor can be used.
The most common types of transducers for vibration measurements are IEPE type accelerometers and
MEMS based accelerometers.
6.5.4 Transducers for vibration measurements
6.5.4.1 IEPE type accelerometers
It is recommended to use an IEPE type accelerometer, also sometimes referred to as line drive
accelerometer or constant current source accelerometer (CCS). This transducer has a built-in integrated
circuit with a charge to voltage converter. It requires an 18 V to 24 V DC power supply with constant
current. This requirement for voltage supply is normally not a problem in a permanent installation such
as in the wind turbine. The transducer sensitivity of an IEPE accelerometer is stated in mV/(m/s ) or mV/g.
If there is a need to measure velocity, it is common to integrate the output from the accelerometer in
order to make a conversion to the velocity unit mV/(mm/s).
The IEPE type accelerometer has several properties which make it suitable for wind turbi
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 16079-2
Première édition
2020-09
Surveillance et diagnostic
des éoliennes de production
d'électricité —
Partie 2:
Surveillance de la transmission
Condition monitoring and diagnostics of wind turbines —
Part 2: Monitoring the drivetrain
Numéro de référence
©
ISO 2020
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Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vi
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 1
4 Abréviations . 2
5 Analyse des modes de défaillance et des symptômes (AMDS) . 3
5.1 Généralités . 3
5.2 Le processus de l’analyse AMDS . 3
6 Descripteurs pour la détection de défauts . 4
6.1 Généralités . 4
6.2 Types de descripteurs . 5
6.3 Descripteurs basés sur des paramètres de procédé — Valeurs opérationnelles . 6
6.3.1 Généralités . 6
6.3.2 Mesurage des descripteurs de paramètres de procédé. 7
6.4 Mesurages de la vitesse de rotation et descripteurs basés sur la vitesse de rotation . 8
6.4.1 Généralités . 8
6.4.2 Mesurage de la vitesse de rotation . 8
6.5 Descripteurs basés sur les vibrations . 8
6.5.1 Références à d’autres normes . 8
6.5.2 Généralités . 9
6.5.3 Mesurage des vibrations . 9
6.5.4 Transducteurs pour les mesurages des vibrations .10
6.5.5 Montage des transducteurs de vibration .11
6.6 Descripteurs basés sur des mesurages d’onde de contrainte .12
6.6.1 Généralités .12
6.6.2 Mesurage des ondes de contrainte .12
6.6.3 Transducteurs pour le mesurage de l’onde de contrainte .13
6.6.4 Montage des capteurs d’ondes de contrainte .13
6.7 Descripteurs basés sur les particules d’usure présentes dans le lubrifiant .13
6.7.1 Généralités .13
6.7.2 Descripteurs basés sur les particules d’usure présentes dans l’huile .14
6.7.3 Capteurs de comptage des particules d’usure présentes dans l’huile .15
7 Descripteur d’intervalle de surveillance .15
7.1 Référence à d’autres normes .15
7.2 Facteurs influençant l’intervalle de surveillance .15
8 Critère de notification d’un descripteur .17
8.1 Référence à d’autres normes .17
8.2 Généralités .17
8.3 Établissement des seuils d’alerte et d’alarme de descripteur pour une nouvelle
éolienne .18
8.4 Établissement de seuils d’alarme et d’alerte pour une éolienne en conditions de
fonctionnement normales .18
8.5 Établissement de seuils d’alerte suite à un changement de composant .18
9 Gestion de changements des conditions de fonctionnement — Le concept de
catégories d’état opérationnel .19
9.1 Généralités .19
9.2 Exemple d’utilisation de la puissance active comme état opérationnel .19
10 Emplacements des transducteurs .20
10.1 Référence à d’autres normes et lignes directrices.20
10.2 Emplacement des transducteurs de vibration.21
10.3 Emplacement des transducteurs d’onde de contrainte .22
10.4 Emplacement des capteurs de comptage des particules d’usure présentes dans l’huile .22
10.5 Exemples de conventions de nommage et emplacements des transducteurs .22
11 Base de référence — Enregistrement initial de données pour le diagnostic au
moment de la mise en service .23
11.1 Généralités .23
11.2 Durée des signaux temporels pour l’enregistrement de référence .24
11.3 Répétabilité et stabilité des enregistrements de signaux temporels .24
11.4 Vitesse d’échantillonnage du signal temporel pour l’enregistrement de référence .24
11.5 Vérification initiale des données de référence — Recommandations .25
12 Diagnostic des défauts et de leurs causes .25
12.1 Référence à d’autres normes .25
12.2 Généralités .25
12.3 Données de composant .25
12.4 Données brutes de signaux temporels pour un diagnostic détaillé .25
12.5 Enregistrement régulier.26
12.6 Enregistrement à la demande .26
13 Pronostic .26
13.1 Référence à d’autres normes .26
13.2 Généralités .26
13.3 Type I — Pronostics basés sur les données de défaillance — à base de statistiques .28
13.4 Type II — Pronostics basés sur les contraintes — basés sur un modèle .29
13.5 Type III — Méthode basée sur les données — basée sur l’état .29
14 Examen de la conception du système de surveillance et de diagnostic d’état .30
14.1 Référence à d’autres normes .30
14.2 Généralités .30
14.3 Évaluation de l’efficacité du système de surveillance d’état .30
14.4 Analyse coût/bénéfice .32
14.4.1 Généralités .32
14.4.2 Modèle simple .32
14.4.3 Modèle avancé .32
Annexe A (informative) Détails relatifs aux types de descripteurs basés sur les vibrations .36
Annexe B (informative) Analyse AMDS de la transmission .46
Bibliographie .49
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Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux.
L'ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier, de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2 (voir www
.iso .org/ directives).
L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l'élaboration du document sont indiqués dans l'Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l'ISO (voir www .iso .org/ brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion
de l'ISO aux principes de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir www .iso .org/ avant -propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 108, Vibrations et chocs mécaniques,
et leur surveillance, sous-comité SC 5, Surveillance et diagnostic des systèmes de machines.
Une liste de toutes les parties de la série ISO 16079 se trouve sur le site Web de l’ISO.
Il convient que l’utilisateur adresse tout retour d’information ou toute question concernant le présent
document à l’organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes
se trouve à l’adresse www .iso .org/ fr/ members .html.
Introduction
Le présent document est la seconde étape de la procédure d’exécution de la phase d’application de
conception de surveillance d’état et de diagnostic conformément au modèle V de l’ISO 13379-1. Lors
de cette étape, la stratégie de surveillance pour la transmission est définie sur la base des modes de
défaillance hiérarchisés qui constituent les résultats de la procédure d’analyse des modes de défaillance,
de leurs effets et de leur criticité (AMDEC), conformément à l’ISO 16079-1 (voir Figure 1).
Conformément au modèle V de l’ISO 13379-1 et de l’ISO 16079-1, les étapes décrites dans le présent
document sont les suivantes:
a) décider dans quelles conditions de fonctionnement les différents défauts peuvent être observés au
mieux et spécifier les conditions dans lesquelles le symptôme est le plus susceptible d’être observé;
b) identifier les symptômes qui peuvent servir à évaluer l’état de la machine et qui sont utilisés pour
les diagnostics;
c) énumérer les descripteurs utilisés pour évaluer (reconnaître) les différents symptômes;
d) identifier les mesurages nécessaires et les transducteurs à partir desquels les descripteurs sont
dérivés ou calculés.
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Légende
ligne pointillée domaine d’application du présent document
Figure 1 — Relation entre le présent document et l’ISO 16079-1
En relation avec le modèle V, le présent document décrit les deux dernières étapes de la phase d’application
de conception du système de surveillance d’état. Ce processus doit garantir que les données permettant
de prendre en charge un processus efficace lors de la phase d’utilisation du système de surveillance
d’état sont disponibles. L’objectif final du «processus de la phase d’utilisation» est de réduire le plus
possible le temps d’arrêt de l’éolienne au moyen d’une évaluation des risques de détection de défaut
basée sur une évaluation de la durée de vie utile restante (DVUR) et la détermination successive du
calendrier de maintenance. L’évaluation de la criticité et des risques utilise les informations de l’analyse
AMDEC, mais peut également retourner des informations pour un ajustement de l’analyse AMDEC
initiale (voir Figure 2).
Figure 2 — Cycle de surveillance d’état et de diagnostic (SE et D): conception et utilisation de
l’application sur une machine
Le présent document montre comment appliquer les résultats d’une analyse AMDEC exécutée
conformément à l’ISO 16079-1 en prescrivant une méthodologie de réalisation d’une analyse des modes
de défaillance et des symptômes (AMDS) dans le but de définir les symptômes et les descripteurs
associés visant à détecter un mode de défaillance particulier.
Afin de mettre en œuvre les résultats de l’AMDS, des sections contenant des lignes directrices pour la
surveillance d’état des éoliennes sont présentées, comprenant:
1) des lignes directrices pour les mesurages des descripteurs;
2) l’adaptation aux changements des conditions de fonctionnement;
3) la sélection des transducteurs et de leur technologie;
4) la sélection des emplacements des transducteurs;
5) la convention de nommage pour l’identification des emplacements des transducteurs et des
descripteurs associés;
6) des critères d’évaluation pour les mesurages des descripteurs;
7) les exigences relatives aux données de diagnostic;
8) le pronostic et/ou l’évaluation de la criticité; et
9) la revue de la conception de la SE et D:
a) l’évaluation de l’efficacité du système de diagnostic;
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b) l’analyse coût/bénéfice.
La Figure 3 représente la relation entre la stratégie de surveillance, la stratégie de diagnostic et la
stratégie de maintenance et la manière dont ces éléments importants assistent les étapes du processus
de surveillance d’état. Si la stratégie de surveillance ou la stratégie de diagnostic ou les deux sont basées
sur des données insuffisantes ou manquantes, cela compromet le pronostic et l’objectif tout entier du
processus de surveillance d’état.
Figure 3 — Relations entre les méthodes de surveillance, les méthodes de diagnostic et les
méthodes de pronostic
La sélection de la méthode de surveillance doit définir où mesurer, quoi mesurer et à quelle fréquence
afin de produire des données pour:
— détecter les modes de défaillance destinés à être révélés par le système de surveillance d’état;
— évaluer la gravité de l’état présent du défaut;
— évaluer la durée de vie utile restante d’un certain composant.
Un point faible dans la configuration du système de surveillance d’état, par exemple un manque de
transducteurs ou un mauvais emplacement des transducteurs, des limitations de ce qui peut être
mesuré ou des données trop peu nombreuses, affecte l’objectif final du processus de surveillance d’état,
à savoir le pronostic.
Le choix de la méthode de diagnostic doit produire suffisamment de données pour:
— procéder à une analyse détaillée d’un mode de défaillance et identifier la cause originelle;
— évaluer la gravité de l’état présent du défaut;
— évaluer la durée de vie utile restante d’un certain composant.
L’objectif du pronostic est d’effectuer une prédiction de la durée de vie utile restante (DVUR) d’un
composant et d’évaluer les risques des modes de défaillance associés (défaillance secondaire).
L’action de maintenance est basée sur les données fournies par les méthodes de surveillance, les
méthodes de diagnostic et les méthodes de pronostic, ainsi que sur la connaissance de l’historique de
maintenance et de l’historique des alarmes. Par conséquent, il est très important que non seulement les
données mesurées soient stockées, mais également les informations relatives aux alarmes précédentes,
aux actions de maintenance et aux identifications de personnes précédemment impliquées dans la
gestion des alarmes de la machine.
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NORME INTERNATIONALE ISO 16079-2:2020(F)
Surveillance et diagnostic des éoliennes de production
d'électricité —
Partie 2:
Surveillance de la transmission
1 Domaine d’application
Le présent document spécifie la mise en œuvre d’un système de surveillance d’état pour les éoliennes,
en se centrant sur la surveillance de la transmission. Des recommandations pour une mise en œuvre
pratique de l’AMDS sont présentées, de même que des recommandations pour la spécification des
bonnes pratiques et des recommandations minimales concernant le système de surveillance d’état
utilisé pour la détection des modes de défaillance, les diagnostics et les pronostics de la transmission
directe et à engrenages des éoliennes, incluant:
a) le(s) palier(s) principal(ux);
b) le multiplicateur, le cas échéant;
c) la génératrice (aspects mécaniques).
Ceci inclut également les sous-composants tels que l’accouplement et le système de lubrification.
Le présent document fournit une vue d’ensemble des aspects importants relatifs à la surveillance d’état
des éoliennes et fait référence à d’autres normes dans lesquelles des informations plus détaillées sont
disponibles à propos des différents aspects.
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu’ils constituent, pour tout ou partie de leur
contenu, des exigences du présent document. Pour les références datées, seule l’édition citée s’applique.
Pour les références non datées, la dernière édition du document de référence s’applique (y compris les
éventuels amendements).
ISO 2041, Vibrations et chocs mécaniques, et leur surveillance — Vocabulaire
ISO 13372, Surveillance et diagnostic de l'état des machines — Vocabulaire
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions de l’ISO 2041 et de l’ISO 13372 ainsi que
les suivants, s’appliquent:
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https:// www .iso .org/ obp;
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse http:// www .electropedia .org/ .
3.1
signal temporel
signal de vibrations échantillonné enregistré par le transducteur
Note 1 à l'article: Les enregistrements de signaux temporels présentent une certaine durée et représentent une
valeur de paramètre à chaque instant pendant l’enregistrement du signal temporel.
4 Abréviations
Le Tableau 1 indique les abréviations utilisées dans le présent document et leurs explications.
Tableau 1 — Abréviations et leurs explications
Abréviation Explication
DEFAD Durée estimée de fonctionnement avant défaillance.
FFT Transformée de Fourier Rapide.
AMDEC Analyse des modes de défaillance, de leurs effets et de leur criticité.
AMDS Analyse des modes de défaillance et des symptômes.
DPEI Dispositif piézoélectrique à électronique intégrée. Type d’accéléromètre utilisant une ali-
mentation en courant constant. L’abréviation SCC (source de courant constant) est également
utilisée pour ce type d’accéléromètre.
IIoT Internet des objets industriels. Se réfère à une sous-catégorie de l’Internet des objets (IoT).
Les deux concepts ont la même caractéristique principale de disponibilité des dispositifs
intelligents et connectés. La seule différence entre les deux est leur usage général. Alors que
l’IoT est le plus souvent destiné à un usage grand public, l’IloT est utilisé à des fins indus-
trielles, telles que la fabrication, la surveillance de la chaîne d’approvisionnement et les
systèmes de gestion.
MEMS Microsystème électromécanique. S’applique à tout capteur fabriqué au moyen de techniques
de fabrication microélectroniques. Ces techniques créent des structures de détection méca-
niques de taille microscopique, généralement sur du silicium. Lorsqu’ils sont couplés à des
circuits microélectroniques, les capteurs MEMS peuvent être utilisés pour mesurer des para-
mètres physiques tels que l’accélération.
n / OPS Ordre de priorité de la surveillance.
MP
OPC Open Platform Protocol. L’objectif du protocole OPC est de définir une interface commune
ouverte qui est écrite une fois pour chaque dispositif, puis réutilisée par tout SCADA, IHM ou
paquets logiciels personnalisés. La Fondation OPC tient à jour la norme OPC, qui a été adop-
tée par l’IEC comme la série de normes IEC 62541.
DVUR Durée de vie utile restante.
TCP/IP Transmission Control Protocol/Internet Protocol. Suite de deux protocoles, TCP et IP, utilisés
pour interconnecter les dispositifs de réseau sur Internet.
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5 Analyse des modes de défaillance et des symptômes (AMDS)
5.1 Généralités
Le processus AMDS est essentiellement une extension du processus AMDEC consacrée aux symptômes
produits par les modes de défaillance possibles identifiés et classés qui constituent les résultats de
l’analyse AMDEC.
La méthodologie de l’AMDS est conçue pour aider à sélectionner les techniques et stratégies de
surveillance qui donneront la meilleure sensibilité de détection et la meilleure vitesse de changement
d’un symptôme donné; cela permet de maximiser le niveau de confiance dans le diagnostic et le pronostic
de chaque mode de défaillance identifié pour chacun des composants de la transmission d’une éolienne.
Lorsque la confiance dans la sensibilité d’une technique et dans l’exactitude du diagnostic/pronostic
résultant pose question, l’utilisation de techniques supplémentaires est recommandée pour une
meilleure corrélation.
Se reporter à l’ISO 16079-1, qui fournit des recommandations relatives à l’application de l’analyse
AMDEC aux éoliennes.
5.2 Le processus de l’analyse AMDS
L’analyse AMDS doit être un travail d’équipe impliquant la participation d’experts de la surveillance
d’état ainsi que celle de personnels dotés d’une connaissance en profondeur de la machine en cours
d’analyse.
Les éléments essentiels du processus d’AMDS sont les suivants:
— énumération des composants concernés;
— énumération des modes de défaillance possibles pour chaque composant;
— énumération des effets de chaque mode de défaillance;
— énumération des causes de chaque mode de défaillance;
— énumération des symptômes produits par chaque mode de défaillance;
— énumération de la technique de surveillance la plus appropriée et la plus facile à mettre en œuvre;
— énumération de la fréquence de surveillance estimée, l’intervalle de surveillance;
— énumération des techniques de corrélation les plus appropriées. Une plus grande confiance dans
le diagnostic et le pronostic peut être obtenue en utilisant des «techniques de corrélation» par une
surveillance à une fréquence donnée.
L’analyse AMDS doit être exécutée pour chaque composant/mode de défaillance, qui peut être
hiérarchisé à l’aide de l’ordre de priorité de la surveillance (n ) de l’analyse AMDEC.
MP
Une approche pratique consiste à utiliser des copies du Tableau 2 pour structurer le processus AMDS.
Se référer à l’exemple donné dans l’Annexe B qui représente une analyse AMDS pour les modes de
défaillance les plus courants de la transmission d’une éolienne.
Tableau 2 — Modèle de mise en œuvre de l’analyse AMDS
Composant: < Référence RDS- < nom descriptif de l’analyse < nom abrégé conformément à
PP > AMDEC > l’IEC 61400-25-6 >
Mode de défaillance < nom du mode de défaillance de l’analyse AMDEC >
Cause du mode de défaillance < par quoi est causé le mode de défaillance >
Effet du mode de défaillance < quel est l’effet du mode de défaillance. Que se passe-t-il >
Ordre de priorité de la surveil-
< ordre de priorité de la surveillance de l’analyse AMDEC >
lance (n )
MP
Intervalle de temps de la défail-
lance potentielle à la défaillance < évaluation sommaire >
fonctionnelle (intervalle P-F)
Symptôme(s) < décrire le(s) symptôme(s) indiquant le mode de défaillance >
< nom du descripteur >
Descripteurs < nom du descripteur >
… …
Technique de surveillance princi-
< décrire la méthode de détection >
pale
Intervalle de surveillance < intervalle entre les mesurages successifs du descripteur >
< nom du descripteur >
Paramètre de catégorie d’état
opérationnel
si plusieurs paramètres de corrélation, ajouter des lignes au tableau.
6 Descripteurs pour la détection de défauts
6.1 Généralités
Le processus AMDS fournit une liste d’indicateurs de défauts potentiels, les descripteurs; le présent
article décrit la manière de déterminer certains de ces descripteurs.
NOTE Dans une partie de la littérature, le terme «valeur caractéristique» est utilisé à la place du terme
«descripteur».
Le format d’un descripteur est une valeur scalaire unique et un horodatage. Cela rend les descripteurs
bien adaptés à l’examen des tendances dans le temps. Les changements de la valeur mesurée des
descripteurs sont très facilement détectés et la corrélation entre différentes valeurs d’un descripteur,
telles que les paramètres basés sur les vibrations et les paramètres de procédé, est simple. Toute base
de données historiques peut stocker des valeurs de descripteur, du fait de leur format simple.
Indépendamment de la technique, la capacité d’un système de surveillance d’état repose sur les
éléments de base suivants: le nombre de capteurs, le type des capteurs et les méthodes associées de
traitement du signal et de simplification utilisées pour extraire les informations importantes sous la
forme de descripteurs des divers signaux et observations.
Un symptôme indiquant un défaut est exprimé par le comportement d’un ou plusieurs descripteurs en
relation avec:
— la présence;
— l’absence;
— l’augmentation ou la diminution;
— la vitesse de variation;
— la localisation de la ou des variations du descripteur;
— les conditions de fonctionnement.
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Plus les descripteurs sont sélectifs, plus les symptômes sont sélectifs, et plus facile est le diagnostic.
Le descripteur réduit de façon sélective le nombre d’hypothèses de défauts lors de la dérivation des
défauts à partir des symptômes.
Le nombre de descripteurs définis doit être étudié avec le plus grand soin. Il doit être garanti que chaque
descripteur fournit une valeur et la redondance doit être évitée. Les ressources permettant d’exécuter
la surveillance d’état augmentent avec le nombre de descripteurs et en conséquence d’un plus grand
nombre d’alarmes potentielles dues à des valeurs statistiques aberrantes.
6.2 Types de descripteurs
Les descripteurs sont choisis sur la base de l’AMDS qui a fourni une gamme de caractéristiques de
défauts spécifiques. Les types de descripteurs les plus courants utilisés pour la détection de défaut sur
la transmission d’une éolienne peuvent être regroupés comme suit et dérivés de:
— paramètres de procédé;
— vitesse de rotation;
— signaux de vibration;
— analyse de l’huile en ligne.
Les types les plus courants sont les descripteurs basés sur les vibrations. Les descripteurs obtenus
à partir des paramètres de procédé, tels que la vitesse de rotation, la vitesse du vent et la puissance
effective, sont souvent utilisés pour compenser les mesurages basés sur les vibrations en fonction
des différentes conditions d’exploitation. Les mesurages de particules d’usure présentes dans l’huile
sont utilisés pour détecter les particules ferreuses ou non ferreuses dans l’huile. La Figure 4 donne un
exemple de représentation du développement d’une défaillance mécanique.
Légende
D le défaut commence à se développer
P point auquel le défaut est détectable (défaillance potentielle)
F point d’apparition de la défaillance fonctionnelle
1 point auquel une augmentation des vibrations peut être détectée par des descripteurs complexes
2 point auquel des particules d’usure mécanique peuvent être détectées par l’analyse de l’huile
3 point auquel un bruit audible peut être détecté
4 point auquel une augmentation de la température peut être détectée par les capteurs de température
5 point auquel de la fumée peut être détectée par l’odeur ou visuellement
NOTE L’exemple de la figure représente la manière dont la défaillance d’un palier est susceptible de se
développer dans la plupart des cas. Certains défauts des engrenages peuvent être détectés de manière précoce
par une analyse de l’huile. La séquence de détection dépend fortement des capacités du système de surveillance
des vibrations.
Figure 4 — Exemple de représentation du développement d’une défaillance mécanique
6.3 Descripteurs basés sur des paramètres de procédé — Valeurs opérationnelles
6.3.1 Généralités
a) Les paramètres de procédé ou les valeurs d’exploitation sont le plus souvent des valeurs acquises
depuis le contrôleur de l’éolienne ou par mesurage direct au moyen d’un transducteur. Il peut s’agir
de valeurs telles que la température, la pression, la charge, la tension, la vitesse du vent, la direction
du vent, l’angle de calage, la puissance active et la température des paliers.
b) Ces paramètres sont indépendants en ce que leurs tendances peuvent être tracées les unes
en fonction des autres et/ou en fonction du temps, sans traitement supplémentaire. Pour ces
paramètres, la variation en millisecondes de leur valeur ne donne pas davantage d’informations
sur la valeur inhérente à long terme.
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c) La valeur d’une mesure scalaire forme le descripteur. Les descripteurs de paramètres de procédé
peuvent être utilisés pour ce qui suit:
— tendance dans le temps: par exemple, pour visualiser les changements de température des
paliers;
— corrélation: tendance en fonction des autres descripteurs pour visualiser toute dépendance
entre un ou plusieurs descripteurs;
— classification de l’état de fonctionnement: pour adapter l’évaluation des alarmes de mesurages
de vibrations consécutifs aux conditions de fonctionnement.
Les exemples de descripteurs de paramètres de procédé importants comprennent:
— puissance active: ce paramètre de processus est important, car il est proportionnel à la charge
sur l’éolienne; en général, la contrainte sur les composants est plus importante lorsque la puissance
produite est élevée. La puissance active est également très fortement corrélée avec le niveau de
vibrations détecté sur les composants de la transmission. La puissance active est un paramètre
important pour la classification de l’état de fonctionnement;
— vitesse du vent: ce paramètre de procédé indique la contrainte à laquelle a été exposée l’éolienne;
— température: la surveillance de la température d’un composant est une méthode de surveillance
d’état très répandue. La surveillance de la température est utilisée pour détecter la présence
d’une défaillance potentielle provoquant des changements de température dans le composant. La
surveillance de la température est utilisée sur des composants tels que les paliers, l’huile et les
enroulements de la génératrice. La surveillance de la température donne des informations sur
un processus de détérioration en cours dans le composant provenant d’un frottement mécanique
excessif dû à des paliers et des engrenages défectueux, des propriétés dégradées de l’huile et des
raccordements électriques desserrés ou rompus. Cependant, les variations de température sont
lentes et ne suffisent pas pour une détection de défaut précoce et précise. En outre, la température
mesurée peut également être influencée par l’environnement. La température est une source
secondaire d’informations précieuse jointe à la surveillance des vibrations.
6.3.2 Mesurage des descripteurs de paramètres de procédé
Les paramètres de procédé sont généralement fournis par:
— un signal de boucle de courant 4-20 mA: la boucle de courant 4-20 mA est une méthode courante
de transmission des informations de capteurs dans de nombreuses applications de surveillance
de processus industriels. La transmission d’informations des capteurs par le biais d’une boucle de
courant est particulièrement utile lorsqu’il faut envoyer les informations vers un lieu éloigné sur de
longues distances, car la boucle de courant peut compenser la chute de tension sur la ligne de signal.
De nombreux anciens contrôleurs d’éoliennes peuvent fournir des paramètres de procédé par le
biais d’une sortie 4-20 mA;
— la tension: certains contrôleurs produisent un signal de tension proportionnel au paramètre de
procédé. Cette méthode n’est toutefois pas aussi répandue que la boucle de courant 4-20 mA et n’est
pas adaptée à la transmission de signaux sur de longues distances;
— un LAN: les paramètres de procédé peuvent être acquis directement depuis le contrôleur ou depuis
le système SCADA par le biais de protocoles de réseau. Les protocoles de haut niveau tels que Modbus
TCP/IP ou OPC sont très courants. Certains fournisseurs possèdent leurs propres protocoles de
réseau propriétaires.
6.4 Mesurages de la vitesse de rotation et descripteurs basés sur la vitesse de rotation
6.4.1 Généralités
Le mesurage de la vitesse de rotation est important pour compenser d’autres descripteurs de la
variation de la vitesse de rotation de la turbine. De nombreux descripteurs utilisés pour indiquer
les modes de défaillance sur la transmission dépendent de la vitesse. Cela signifie qu’ils ne sont pas
mesurés à une fréquence fixe donnée, mais à une fréquence correspondant à un certain rapport de la
vitesse de rotation. Les descripteurs du multiplicateur, comme le niveau de vibrations aux fréquences
d’engrènement des dents, sont des exemples typiques de descripteurs dépendant de la vitesse.
Le signal de vitesse brut peut être stocké sous forme de signal temporel, ou sous forme d’horodatages
associés des points de déclenchement liés à des emplacements de l’arbre (1/tr ou n/tr). Ces données
peuvent être utilisées pour un traitement ultérieur des descripteurs associés à la vitesse de rotation et
lors d’investigations détaillées pour le diagnostic.
6.4.2 Mesurage de la vitesse de rotation
Il est important de sélectionner le bon type de capteur et le nombre correct de capteurs pour le
mesurage de la vitesse de rotation.
1) Tachymètre de phase de référence: des détecteurs de proximité inductifs ou des codeurs
incrémentaux sont généralement utilisés pour obtenir la référence de la vitesse. Dans la plupart des
cas (en fonction du rapport de transmission du multiplicateur), une seule impulsion de tachymètre
par tour sur l’arbre rapide est suffisante, car elle facilite à la fois le mesurage de l’amplitude des
vibrations et de la phase du signal de vibration. Les mesurages de phase sont utiles lorsqu’il est
nécessaire de détecter des problèmes relatifs à l’arbre. Pour l’analyse du rotor basse vitesse, il
est utile de disposer d’une référence de phase séparée sur l’arbre lent pour réaliser une analyse
vectorielle des vibrations:
2) Les codeurs incrémentaux sur l’arbre rapide ou l’arbre lent produisent une mesure de phase et une
mesure de vitesse plus précises. Lorsque deux codeurs incrémentaux sont utilisés, un mesurage
des vibrations de torsion est possible.
3) Les mesures de vitesse à partir du contrôleur de l’éolienne ne peuvent être utilisées que si leur
précision et leur résolution sont suffisantes. Une résolution insuffisante peut mener à des défauts
quand une analyse de signal dépendant de la vitesse est réalisée.
6.5 Descripteurs basés sur les vibrations
6.5.1 Références à d’autres normes
Pour plus d’informations sur le contenu du présent article, se référer aux normes suivantes:
— ISO 5348;
— ISO 13373-1;
— ISO 13373-2;
— VDI 3832.
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6.5.2 Généralités
Lorsque des données de vibration sont utilisées pour la surveillance d’é
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