风电液压型变桨轴承失效机制及优化方案研究

文|王剑彬，孟鹏飞，姚兵印

变桨轴承作为风电机组变桨系统的关键零件，直接影响整个变桨过程的连贯性、稳定性以及精准性，所以，变桨轴承的正确运行与维护是提高其使用寿命、使风电机组长期稳定运转的有力保障。变桨轴承的受力情况复杂，要承受冲击、振动和很大倾覆力矩，且部分裸露在外，易受沙尘、盐雾、冰冻、冷凝水等污染的侵害，在风电机组部件中失效频率较高，其失效分析和优化一直是风电领域研究的热点。目前行业内的研究主要为变桨轴承的微动磨损、漏油和断裂等原因分析以及相应防护措施，但对批次性损坏的研究较少，在失效分析中又常忽略环境、设计等因素。

本文主要以某型850kW机组变桨轴承批次性损坏为案例，结合轴承拆解结果，分析变桨轴承损坏原因；在此基础上，提出多项轴承优化方案，并给出日常运维建议。

变桨轴承损坏案例

某海岛风电场装机容量为45.05MW，共有某型850kW风电机组53台，于2007年投产发电。风电场年平均风速约为6.65m/s，平均年利用小时数约为2255h。因风电场位于近海区域，台风频繁过境，每年至少有4～5次台风经过，投产至今已累计达60次以上。此外，该风电场的大部分风电机组位于地形复杂的山坡，且周边多陡坡和山沟，故长期在湍流风况下运行。该型风电机组的变桨系统采用液压驱动。

一、机组变桨故障概况

2017年底至2018年初，该风电场多台风电机组频繁出现变桨系统故障，如表1所示。由表可知，多台风电机组的变桨液压缸、变桨杆、空心轴、三角法兰、连接曲柄、变桨结构连接螺栓、变桨轴承都有不同程度的损坏。其中4个变桨轴承损坏，造成较大的损失。另外，还有部分风电机组的变桨轴承存在异常噪音等。部分风电机组在维修后仍然故障频发，失效的轴承只能进行更换，产生了较高的运维成本。

表1 主要变桨系统故障记录

二、变桨轴承失效分析

本文通过拆解6套损坏的轴承，找出轴承失效的主要原因。另外，还从环境、结构磨损、控制策略、变桨系统自身设计、变桨轴承安装不当等方面对变桨轴承损坏原因进行了分析。

（一）轴承拆解分析

2018年1月，对6套损坏的轴承进行了拆解，轴承分别为：25#机组的02#轴承，44#机组的01#轴承，33#机组的01#轴承，39#机组的01#轴承，52#机组的01#、02#轴承。以上机组的轴承分属两家公司，简称L和D公司，其中33#、39#、52#属于L公司，25#、44#属于D公司，拆解后的检查结果如下。

1. L公司轴承状况

图1 软带磨损及两侧滚道严重剥落

图2 滚道边缘被压溃（52#机组02#轴承）

由图1可见，52#风电机组01#轴承内有锈蚀痕迹，内圈滚道软带宽约20mm，已磨出沟，软带两侧各有200mm严重剥落区，最大剥落深度约1mm。在大风极限载荷下，倾覆力矩造成套圈沿径向变形，滚动体与滚道的接触点外移，造成外圈滚道边缘断裂、塌陷或被压溃（图2）。机组主动变桨时滚动体在滚道上小范围频繁转动，加上滚道硬化层厚度薄（经测量仅有1.1～1.4mm，参考国家标准GB/T 29717—2013 《滚动轴承 风力发电机组偏航、变桨轴承》中表9的要求：滚道硬化层应在4mm以上），使得在轴承的滚道表面产生等间距的塑性变形压痕（图3）。滚动体表面产生点蚀、剥落（图4）。变桨轴承为过盈轴承，保持架兜孔因软带磨损塌陷，使转动经过该位置的钢球成为自由钢球，而回转则要靠保持器拉动，进而使两侧兜孔发生磨损（图5）。

图3 滚道表面等间隔压痕（33#机组01#轴承）

图4 滚动体表面点蚀（显微镜100×下观察，52#机组01#轴承）

图5 保持器兜孔及上下沿磨损（39#机组01#轴承）

2. D公司轴承状况

25#风电机组02#轴承拆解情况见图6－图9，与L公司轴承相同，轴承中普遍有进水锈蚀现象及失效状况，但失效程度更加严重。经测量，D公司的变桨轴承滚道硬化层仅有1.5mm，也达不到标准要求值。从滚动体已造成滚道边缘塌陷和轴承进水等现象来看，轴承套圈强度不足。而44#风电机组01#轴承情况类似，故不再赘述。

通过拆解分析，得出失效的主要原因为：（1）滚道硬化层厚度不达标；（2）滚道软带磨损造成软带两侧无法形成正常的油膜，润滑失效，产生磨损；（3）轴承套圈设计强度不足；（4）轴承密封圈损坏进水，使得润滑油膜破坏，造成轴承早期失效。

（二）环境影响分析

1.台风影响

在台风过境期间，回旋的风向变化快，对风电机组的叶片和风轮都会造成强烈的冲击，使得瞬间作用于轴承上的倾覆力矩增大，可能导致轴承瞬时受力挤压，在滚道上产生等间距的压痕。当密封圈进水导致表面锈蚀或者轴承润滑不良时，压痕会开始出现磨损进而发展为剥落。同时，增大的倾覆力矩造成轴承的保持器兜孔发生径向变形，滚动体与滚道的接触点外移，最终导致滚道边缘断裂或塌陷。

2.长期受湍流风况影响

因大部分风电机组位于地形复杂的山坡，周边多陡坡和山沟，这种地理环境极易产生湍流风况。图10、图11是平稳气流和湍流的示意图。当气流遇到障碍形成回流时，湍流便会发生。湍流穿过叶轮时，会对其产生剪切和扭转作用力，导致叶片、叶轮和机舱承受巨大扭矩。虽然风电机组投产时已采用扇区管理来减少湍流的影响，但机组长期经受湍流冲击，加剧了变桨机构的磨损，故其工作寿命在一定程度上将大大缩短。

（三）结构磨损

图6 软带磨损及两侧滚道严重剥落

图7 滚道边缘被压溃

图8 滚道表面等间隔压痕

图9 滚动体锈蚀、磨损

根据文中所述的变桨故障记录可知，叶片连杆轴的磨损超标情况较为普遍，磨损超标会导致动态冲击力作用于变桨结构上，造成零部件连锁损坏。

（四）控制策略

该型风电机组采用的是变桨调节系统OptiTip®（最佳桨距角），通过不断调整叶片桨距角保证其在不同风况下为最佳桨距角。频繁的主动变桨使得滚动体在滚道上小范围频繁蠕动，加之滚道硬化层太薄，造成滚动体对滚道的作用力局部扩大化，最终可能导致滚道产生等间距的塑性变形压痕。当变桨期间滚动体经过压痕时阻力矩突然增大，引发变桨不畅问题。

（五）变桨系统自身设计

该型机组的变桨系统由液压和机械传动装置组成。其中，变桨杆至变桨轴承的传动均由机械结构完成。变桨杆在叶轮旋转过程中承受旋转力矩，而当三支叶片承受的弯矩不同时，将导致三个轴承在变桨过程中的阻力矩不一致，一旦单个轴承阻力矩异常，则使变桨杆承受力矩过大，造成憋缸或其他部件损坏。此外，若单个变桨轴承出现故障未能及时处理，长期的不平衡运转可能引起其他两个轴承损坏，进而产生较高的维修成本。

（六）变桨轴承安装不当

变桨轴承的周向安装角度不当，轴承内圈软带处于叶片的0°～90°承载工作区域。综合6套变桨轴承的拆解情况，发现轴承严重剥落损坏的区域呈现一定的规律性：基本位于轴承滚动体装卸孔对侧的0°～90°范围内（承载工作区域）。

此外，如果现场运行人员对风电机组的维护水平达不到厂家的专业标准或者对机组故障的理解不够，可能采取不当或临时的修复方案，也会影响变桨轴承的正常运行。

三、解决方案

综合分析变桨轴承机械部件损坏的成因，根据实际情况为变桨轴承及相关结构制定了多项优化方案，包含优化轴承设计及轴承相关结构，具体如下。

（一）优化变桨轴承设计

1.提高变桨轴承套圈的强度

根据该风电场的变桨轴承的载荷谱，对轴承的强度进行重新设计 （表2）。在保证轴承强度满足要求的前提下，提高轴承套圈的强度匹配性，避免由于套圈变形超过密封圈的设计压缩量，导致密封失效轴承进水，并避免滚道边缘被压溃。

2.采用高集热激光表面处理技术

图10 平稳气流示意图

图11 湍流示意图

表2 重新设计变桨轴承的强度

原轴承采用中频感应淬火后的滚道两侧各有20mm左右的软带，而采用高集热激光表面处理技术可消除滚道软带，增加其滚道强度，避免滚道早期剥落，提高轴承寿命，从根本上克服了软带早期磨损给轴承带来的巨大隐患。

采用高集热激光表面处理技术，滚道硬度可以达到HRC60±2，层深≥5.0mm，硬度比中频感应淬火提高5～6HRC，不仅增加其抗压强度及耐磨性，而且提高其疲劳寿命；套圈变形量在0.1mm之内，可以保证硬度和硬化层深的均匀性，而中频感应淬火后变形量一般为0.5mm以上，加工后无法保证滚道硬度和硬化层深的一致性。

3.减小钢球直径

L和D公司变桨轴承钢球偏大，套圈强度较低，在轴承承受较大载荷时，套圈的变形量大于密封条的压缩量，造成密封结构失效，使轴承内部进入水和沙粒等；而新轴承通过调整钢球直径为φ50.8mm、增加钢球数量，不仅可以满足其载荷要求，而且也提高套圈强度，使其承载能力与密封性能均得到增强。

4.调整堵塞柱方向

调整堵塞柱内螺纹圆锥销方向，使其从外圈非基面安装（之前为基准面安装）。在轴承运转过程中，若出现问题，可仅通过拆解堵塞柱对轴承内部的钢球、保持架进行检查或维护。变桨轴承优化设计前后的参数对比见表3。

综上，采用新制造工艺生产的变桨轴承，其综合性能及质量均优于L、D公司的轴承。

（二）优化变桨轴承相关结构

1.机械部件加固

针对空心轴、旋转轴承连接螺栓受力断裂的问题，制定空心轴、三角法兰和旋转轴承的加固方案。通过设计专用部件将空心轴、三角法兰和旋转轴承三大部件紧固连接为一体，避免了三角法兰与空心轴之间的相对运动，有效地将空心轴、旋转轴承连接螺栓所承受的交变载荷转移到加固后的专用部件上，避免了旋转轴承与空心轴之间连接螺栓因受轴向剪切力断裂。该方案可以根据不同机型的实际外形尺寸和螺纹规格进行相应优化，在原有结构基础上进行加固，且不改变风电机组运行模式，更不会因执行该方案而增加风电机组故障。液压变桨轴承的优化方案示意图如图12所示，而整改后的实物图如图13、14所示。

表3 变桨轴承优化设计前后的参数

2.修复三角法兰

（1）修复三角法兰上断裂的固定支耳（安装变桨导向滑块）。使用角磨机分别对断裂的支耳和添加的钢材（与三角法兰相同材质）角磨45°焊接坡口，然后采用J507焊条将二者焊接，最后对焊接后的成品进行打磨处理。

图12 变桨系统优化方案示意图

图13 三角法兰前侧固定加固

图14 三角法兰后侧固定加固

（2）修复三角法兰中心装配孔。具体步骤如下：① 测量三角法兰中心装配孔与空心轴磨损间隙；② 根据测量磨损间隙值选择适当厚度的高硬度钢带，制作成有一定锥度且内径与空心轴外径尺寸相同的轴套环，保证与空心轴的同心度；③ 在磨损的三角法兰中心装配孔的内壁、轴套环的外壁涂抹超金属或钢质修复剂，使用专用工具挤除修复剂中的空气，并将轴套环推入三角法兰的中心装配孔内；④ 待修复剂初凝固化后，打磨多余的修复剂；⑤ 在三角法兰上重新安装空心轴和旋转轴承法兰，并紧固联接螺栓。

（三）应用效果

该风电场自2018年6月起陆续将损坏的轴承更换为上述新变桨轴承，并对损坏的变桨轴承相关结构进行了优化。截至2018年底，风电场有效解决了因机械磨损严重带来的变桨结构受力不均及轴承等变桨部件频繁损坏的问题，同时，大大延长了机组变桨轴承的使用寿命。

运行维护建议

通过上文的案例分析，对液压变桨型风电机组的变桨轴承日常运行维护方面提出以下建议：

（1）叶片轴承初期损坏的主要表现为：运行时伴有较低噪音；油脂中含有少量金属屑；可变桨，但不触发变桨故障等。应对措施为：为确保安全，建议在大风期暂停运行，并让机舱自动对风。为进一步确认轴承的状态，可在小风期（5m/s以下）启动变桨测试，采用添加足量新油脂挤出旧油脂的方法，尝试多次变桨可否消除异响，若异响减小，可在小风期试运行，并每隔一周在小风期添加足量新油并试转；若经5次仍无法消除异响，建议停机更换变桨轴承。

另外，可通过每年定期对传动链进行油脂的诊断检测，该检测按照传动部件损坏的程度设置了四级检测方法，对应着本年度免维护、正常维护、部件检修、部件更换四种维护策略。风电场可据此制定当年传动链各部位的维护计划，变目前周期式维护为精准维护，降低维护成本、延长部件寿命、避免意外停机。

摄影：朱小峰

（2）当叶片轴承出现以下情况必须立即停机：滚道严重损坏；滚道压塌及压痕较多；滚动体表面点蚀严重；油脂检验发现较多磨损物；变桨轴承局部达到疲劳极限。按轴承的设计及使用规范，建议及时更换。

（3） 叶片根部防水措施失效时应及时修复，避免雨水渗入轴承内部。轴承的密封圈若出现漏油、外鼓或破损，应及时更换密封圈。

（4） 机组运行在0°～90°的变桨角度区间，运行多年后，轴承内圈下滚道、外圈上滚道压塌磨损及压痕较多，建议每5年更换承载位置为另外一个90°位置。

（5） 若单个叶片变桨轴承失效，建议将其他两个变桨轴承全部更换。更换的变桨轴承可通过使用激光技术完成再制造而成为新的产品。

（6） 针对受湍流影响的风电机组，可通过采用扇区管理来减少湍流导致的变桨轴承额外受载。

（7）当变桨故障频发或多次出现重复故障时，建议风电场应及时咨询设备厂家获得专业的解决方案，避免采用临时性修复措施造成更严重的损失。

结论

针对运行十年以上的液压变桨型风电机组的变桨轴承机械故障频发，特别是变桨轴承批次性损坏情况，本文给出了变桨轴承优化方案及运行维护建议。对轴承进行优化处理后不仅降低了变桨轴承的机械故障发生率，提高了机组的可利用率，也降低了运行维护的成本和风险，对同类型机组的运行维护具有重要的指导意义。