1.引言

随着风力发电行业的快速发展，风电机组的可靠性成为影响发电效率和经济效益的关键因素。风电轴承工况条件比较恶劣，经受温度、湿度和载荷变化范围很大，偏航和变桨轴承要承受很大的倾覆力矩，作为风电机组中的重要部件，其性能直接影响整个风电机组的稳定运行。本文通过对国内某风电场偏航轴承失效的案例进行分析，探讨偏航轴承失效的原因，并提出针对性的对策和建议。

2.项目背景及现场情况描述

国内某风电场共计5台机组因偏航卡钳本体与刹车盘干涉而整体下架，初步分析由于偏航轴承失效导致。偏航轴承安装在机舱与塔架之间，为机舱提供了稳定的支撑，主要承受机舱、叶片等部件的重量以及风力、惯性力等动态载荷。偏航轴承采用42CrMo钢制造，结构为“零游隙”设计的单排四点接触球轴承（见图01），以增加整机的运转平稳性，增强抗冲击载荷的能力，设计寿命20年。

3.偏航轴承失效案例

偏航轴承的失效分析是一个复杂的课题，可能和轴承的设计、原材料、生产装配精度、密封、润滑、工作环境、所受载荷、使用维护等多种因素有关。本文将结合现场勘查、拆解、试验过程中出现的主要异常、失效特征、现象进行综合分析。

3.1现场勘查

风电机组偏航系统主要包括4个偏航驱动机构、一个经特殊设计的带外齿圈的四点接触球轴承( 即偏航轴承）、偏航保护以及一套偏航刹车机构。偏航刹车分为两部分：一部分为与偏航电机轴直接相连的电磁刹车，另一部分为偏航制动器（见图02，说明：图片来源于网络）。现场勘查主要检查偏航轴承螺栓力矩、轴承密封、齿侧间隙、轴向跳动、偏航余压等，主要存在问题如下：

（1）偏航轴承自动润滑系统油位信号、油管堵塞信号未启用；见图3

（2）偏航轴承共计12个注油孔，依次编号为：G1、G2～G11、G12，自动润滑油泵有四根注油管分别接G3、G6、G10、G11四个注油孔，润滑油管未平均分布，容易导致轴承滑道润滑油脂分布不均，增大了油脂前往相距注油孔较远位置的阻力；

（3）现场检查偏航轴承下密封圈位置油脂渗漏严重；见图4

（4）其中3台机组偏航系统余压偏小（易造成风机偏航的过程中不平稳）。

3.2偏航轴承外观、基本尺寸测量

检查偏航轴承外观、测量基本尺寸，主要存在问题如下：

（1）轴承厂家A三个轴承轴向游隙、径向游隙、内圈径跳、外圈径跳、内圈端跳、外圈端跳六项数据超标；轴承厂家B轴承轴向游隙、内圈径跳、外圈端跳三项数据超标；从数据对比发现：轴承厂家A轴承损伤更严重；

（2）从拆解情况看，轴承内润滑油脂量未达到厂家要求值，轴承存在缺油现象。

3.3偏航轴承拆解检查

通过对失效偏航轴承拆解检查，存在问题如下:

（1）注油孔部分堵塞且堵塞物为隔球器碎屑；

（2）隔球器（除轴承厂家B）有不同程度缺失、脆性碎裂，且缺失或碎裂具有连续性、区域性，隔球器具有改善轴承内部润滑条件，引导滚球运动，将滚球等距隔离开，均布在滚道的圆周上以防止工作时滚球间碰撞和摩擦，所以隔球器的缺失会造成：

①隔球器缺失导致滚球间相互碰撞和摩擦，造成滚球不同程度的划痕；

②隔球器缺失或破损产生的碎屑经过研磨混入润滑油脂内，影响了润滑脂特性。部分隔球器碎屑堵塞了注油孔，加剧了润滑不良；

③隔球器的缺失使滚球在滚道内分布不均，滚球过于分散的滚道位置受载超过了材料的屈服极限而产生压痕，及产生塑性变形。见图片5、6

（3）滚道损伤最严重的是外圈滚道的下表面, 其次为内圈滚道的上表面；再次为内圈滚道下表面和外圈滚道上表面。

外圈滚道的下表面出现较大面积和区域的硬化层剥落,剥落后的表面呈凹凸不平的鳞状，具备疲劳剥落的形状特征。其中轴承厂家B轴承剥落区域远小于轴承厂家A轴承剥落区域。

（4）轴承内、外圈有明显偏载现象。

（5）从拆解情况看轴承的失效包括疲劳失效、磨粒磨损和塑性变形，其中主要原因是疲劳失效,造成疲劳失效的原因可能是材质疲劳、热处理不当、偏载、冲击等。见图片7、8

（6）滚球碎裂：滚球的破裂是滚道剥落与隔球器缺失直接作用的结果。

分析：隔球器具有改善轴承内部润滑条件，引导滚球运动，其缺失使滚球间相互磨损碰撞，造成滚道划伤、凹坑，在润滑不良且滚道严重损伤的情况下，损伤的滚球极易发生卡滞而破裂。根据多台机位的拆解情况，基本可以排除滚球自身质量问题。见图片9、10

3.4失效轴承理化性能分析

按照标准《滚动轴承 风力发电机组偏航、变桨轴承 GB/T 29717》技术要求，对35205#机位、35103#机位、35110#机位的3套偏航轴承进行制样及理化性能分析，主要进行化学成分、机械性能、冲击功、调质硬度、低倍、非金属夹杂、淬火层硬度、淬火层深、淬火组织以及晶粒度等检测。主要存在：

（1）失效轴承均存在一定的材质不良，表现在化学成分、淬硬层深度和基体硬度。

（2）化学成分：Cr元素在调质钢中主要作用提高淬透性，从而提高材料硬度和耐磨性；Mn元素可以提高淬透性，提高材料强度和硬度；Cr Mn元素含量偏低，会造成淬硬层深度偏低。

（3）钢球规格Dw=50.8mm，依据“《滚动轴承 风力发电机组偏航、变桨轴承GB/T29717 》7.1.1.5条款”淬硬层深度要≥5mm，合格的淬硬层深度是偏航轴承滚道不产生剥落的保证。对比两个厂家的测试数据：轴承厂家B轴承淬硬层深度合格、轴承厂家A轴承多组数据不合格，和拆解情况相吻合，轴承厂家B轴承滚道剥落区域远小于轴承厂家A轴承滚道剥落区域。

（4）基体组织应属于回火索氏体，基体硬度偏低材料容易产生变形。

4.偏航轴承失效原因分析

偏航闸钳本体边缘与刹车盘上表面距离间隙、偏航减速器间隙、偏航轴承轴向跳动超标，其中一台机位偏航刹车闸钳本体与刹车盘干涉接触，导致机组无法偏航，是此次事件的起因。

（1）偏航闸钳与刹车盘干涉直接原因：偏航轴承滚道塑性变形，导致了机舱随偏航轴承内圈整体下沉。刹车盘固定在轴承外圈（轴承外圈与塔筒相连），轴承外圈未发生形变。闸钳随机舱下沉导致与刹车盘间隙减小，最终干涉。

（2）轴承滚道塑性变形原因：隔球器因碎裂缺失，导致滚子不再均匀分布在整个滚道内，部分位置滚子集中、部分位置滚子空缺。滚子空缺的部位，失去滚子的支撑，在载荷的作用下导致滚道塑性变形。

（3）隔球器碎裂缺失的原因：①滚道磨损的金属颗粒、碎块导致隔球器卡死，卡死的隔球器受到后方滚子的撞击，导致损伤碎裂，碎块混在油脂内经进一步磨损而消失。②隔球器已是成品无法进行相应材质试验且厂家未提供质量文件排除隔球器质量问题。

（4）滚道损伤的原因

从拆解的轴承发现：滚道损伤最严重的是外圈滚道的下表面, 其次为内圈滚道的上表面；再次为内圈滚道下表面和外圈滚道上表面。外圈滚道的下表面出现较大面积和区域的硬化层剥落,剥落后的表面呈凹凸不平的鳞状，具备疲劳剥落的形状特征，造成疲劳失效的原因可能是材质疲劳、热处理不当、偏载、冲击。结合拆解情况、测试数据以及两家轴承的横向对比，对外圈滚道下表面、内圈滚道上表面剥落原因分析：

a)轴承材质不良（Mn、Cr含量、淬硬层深度、基体硬度），是造成滚道剥落的主要原因：

①Cr元素在调质钢中主要作用提高淬透性，从而提高材料硬度和耐磨性，该元素含量偏低，会造成淬硬层深度偏低；Mn元素可以提高淬透性，提高材料强度和硬度。

②合格的淬硬层深度是偏航轴承滚道不产生剥落的保证。

③基体硬度偏低材料容易产生变形。

b)润滑不良是造成滚道剥落的次要原因：轴承润滑不良滚子和滚道之间不能很好地形成油膜，增大摩擦和磨损，降低疲劳寿命。同时磨损的金属颗粒、隔球器颗粒进入油脂，恶化油脂性能，进一步造成润滑不良，形成恶性循环。从拆解情况看，轴承在运行中存在一段时期的润滑不良情况。

润滑不良的原因：

①密封圈失效: 密封圈失效造成润滑油脂大量泄漏，在注油量不变的情况下，随着时间的推移轴承滑道内润滑油脂不足。

②润滑油管未平均分布，容易导致轴承滑道润滑油脂分布不均，增大了油脂前往相距注油孔较远位置的阻力。

③偏航轴承没有设计专门排油口，废油无法正常排出。

综上所述：

（1）偏航闸钳与刹车盘干涉直接原因：偏航轴承滚道塑性变形，导致了机舱随偏航轴承内圈整体下沉。

（2）轴承材质不良（Mn、Cr含量、淬硬层深度、基体硬度），是造成本次轴承失效的主要原因。

（3）润滑不良是造成本次轴承失效的次要原因，润滑不良加剧、加速了轴承失效。

5.提高偏航轴承使用寿命的有效措施

（1）定期进行偏航轴承润滑油脂检验，建立油脂档案，在进行油脂取样时，要求从偏航轴承上密封圈处提取油样；

（2）刹车盘与偏航轴承内圈下表面间距测量、偏航减速器与偏航轴承外圈齿隙测量、偏航轴承内圈轴向跳动测量并做好记录（建议做好机头标记每次测量保证机头处于同一位置），通过对比历史数据判断轴承损坏的趋势；

（3）根据油脂检查结果，对异常机组的偏航轴承，可以采取清理废油、更换新油的方式进行处理，以期减缓轴承的失效过程；

（4）密封圈容易因老化而造成弹性失效，进而引发密封圈漏油，现场做好密封圈漏油排查工作，更换漏油严重的轴承密封圈；

（5）定期检查液压系统压力、偏航余压，对于不合格的机组调整余压至20bar～30bar；

（6）启用偏航轴承自动润滑系统油位信号、油管堵塞信号，实时监测自动润滑系统注油情况；

（7）合理布置自动润滑系统油管，保证油脂分布均匀；

（8）日常维护：①拆开油嘴接头，检查管路能否正常出脂；②使用细螺丝刀捅入注油孔，查看油孔是否堵塞（插入深度大于60mm，表示注油孔通畅）；③做好每台机组的加油脂记录：时间、数量；④检查轴承异响；⑤检查密封圈渗漏；

（9）建议偏航轴承外圈装配避开主风向位置；

（10）轴承厂家、主机厂、风电场等单位建立健全过程控制、质量控制、文档管理工作，确保质量可追溯性。