风电机组变桨轴承工作环境多为风沙、雨露、潮湿和低温等恶劣情况，加之安装和维护十分不方便，因此，变桨轴承不仅需要足够的强度承受联合载荷，同时也要求其具有良好密封性与高可靠性。近年来，诸多国内外企业在生产风电轴承方面达到了对规模、标准等的要求。如斯凯孚（SKF）、舍弗勒（FAG）、恩斯克（NSK）等传统轴承企业，以及罗特艾德（RotheErde）、劳力士（Rollix）等公司的产品在全球风电轴承行业享有盛名，其生产的产品的主要性能指标，如可靠性、寿命等全部满足风电机组的使用要求。经过十几年的发展，国内在风电专用轴承领域取得了长足的进步，在轴承自主生产，研发设计上都取得一定成果，但是与国外的知名轴承公司相比，在市场占有率以及基础研发上仍有很大的差距，在基础技术研究及后期生产制造方面，我国仍需要不断的探求创新。
变桨轴承失效模式
1.故障机组变桨原理
故障机组变桨机构采用液压缸来驱动，液压缸安装在齿轮箱后面，活塞杆通过双向推力轴承与变桨驱动杆连接。当变桨驱动杆移动时，3 个组的叶片同步转动。其变桨距轴承的外圈通过螺栓连接固定在轮毂上，在变桨距轴承的内圈与外圈间为圆珠滚子，内圈通过螺栓连接叶片。其机组变桨机构示意图，见图1。
故障机组叶片变桨轴承为单排四点接触球轴承设计，主要承载来自叶片作用的径向载荷、轴向载荷和倾覆力矩。四点接触球轴承属于径向单列角接触球轴承，其滚道用来支撑作用于两个方向上的轴向载荷的，可以承受最高为轴向载荷的几分之一的径向载荷。
2.轴承损坏情况及失效模式
风电场调研分析表明，随着机组运行时间的增加（该型机组运行时间已有7 到10年），变桨轴承出现多起严重事故：发生21起导致叶片坠落的事故中，其中9起出现变桨轴承外圈断裂；此外在运维检查中发现近10台次轴承外圈开裂，与叶片坠落时轴承断裂情况类似。发生1起轴承卡涩导致叶轮无法回桨、高速轴过速制动引发机组着火事故；同时还发现50多例较为严重的磨损卡涩问题。因此该型机组变桨轴承的损坏主要表现为轴承外圈断裂和轴承轨道磨损卡涩问题，给风电场的安全生产带来极大的隐患。
对该型故障机组发生的变桨轴承断裂及卡涩问题，从设计、制造、安装、维护等方面给予原因分析：
轴承断裂主要发生在轴承-轮毂连接螺栓负载集中的区域，断口方向为外圈径向，断面疲劳裂纹扩展明显。轴承外圈断裂见图2。轴承外圈断裂的主要原因有：淤通过失效分析和现场运维判断轴承外圈断裂主要原因是由于设计裕度不足导致的。由于轴承强度不够，容易引发螺栓断裂，周期性交变载荷以及螺栓断裂又加剧了轴承负载和变形，导致疲劳裂纹扩展和轴承断裂。于部分风电场风轮组装以及更换轮毂-轴承连接副螺栓时，由于采用的润滑方式不同，导致螺栓轴力差异较大，受力较大以及应力集中区域的螺栓容易先期断裂，使得轴承更容易出现裂纹，发生断裂。
通过对损坏的变桨轴承拆解检查发现，轴承内外圈轨道发生严重磨损甚至剥落，导致轴承卡涩，如图3 所示。主要原因为：
淤风电场定检运维注脂不足、注脂不规范，以及排油孔堵塞和密封不严等，使得滚珠和轨道之间长期润滑不良，导致轴承出现不同程度的磨损剥落，部分磨损剥落严重轴承致变桨过程卡涩；于在安装叶片变桨轴承时，该型机组未考虑轴承软带应避开轴承负载较大的区域，使得软带及其过渡区域易发生磨损；盂此外，
机组的防雷设计存在缺陷，雷电流直接通过叶片轴承，造成叶片轴承滚珠与滚道间容易产生电蚀损伤。
损坏轴承失效分析
为了进一步查明和验证该机型变桨轴承断裂和磨损的原因，对损坏的变桨轴承进行理化分析、机械/ 力学性能、金相分析以及宏微观断口分析等试验研究，分析结果如下。
1.轴承外圈材料化学成分测试
对断裂变桨轴承取样，并进行化学成分进行测试，测试结果如表1 所示。
测试结果表明，成分符合标准EN10204-2004 对材料42Cr原Mo 的技术要求。
2.机械/力学性能测试
在断裂齿圈未断裂部位取拉伸试样、冲击试样及硬度试样进行力学性能检测，测试结果如表2 所示。
测试结果表明，轴承套圈机械/力学性能符合标准EN10204-2004 对材料42CrMo 的技术要求，但抗拉强度处于下限值，说明原材料质量不高。
3.金相组织
分别在断裂齿圈的靠近断口处取不开孔部位横向截面、开孔部位横向截面，经磨光、热酸浸蚀法显示其低倍组织，同时在轴承套圈、裂纹源以及孔内壁处截取金相试样，进行非金属夹杂测试和金相组织观察等。
经检测和测量表明，低倍组织进行评定，呈现0.5 级一般疏松（见表3 和图4a 所示），非金属夹杂物实际检验A法评定为：
A1.0，B0，C0，D0.5，见图4b；试样的显微组织为回火索氏体+少量铁素体，组织呈带状偏析分布，见图4c 和图4d。
金相检验结果：齿圈试样中存在硫化物类夹杂，硫化物类夹杂物级别评为1.0 级；显微组织为回火索氏体+少量铁素体，由此可见齿圈经过了调质处理；裂源处显微组织为回火索氏体+少量铁素体。并且在孔内壁剖面试样上可见腐蚀坑以及由腐蚀坑底扩展的微裂纹。
4.宏微观断口分析
截取断口部位并清洗后，宏观形貌见图5a。可见孔内壁存在锈蚀现象，并且裂纹起源于螺栓孔内壁锈蚀相对较严重的区域，呈多源特征，断面上可见贝壳纹特征，并且裂纹扩展区占整个断口的95%以上，瞬断区靠近齿圈内、外两侧，仅占1~2%面积，且存在明显的擦伤痕迹。将齿圈断口分割成小块，清洗后置于扫描电子显微镜下观察，图5b 图3 变桨轴承轨道严重磨损图 为裂纹源低倍显微特征，放大后可见裂纹源表面存在擦伤及覆盖层，见图5c，图5d 为断口上的贝壳纹特征，放大后观察扩展区呈疲劳辉纹特征。
宏微观断口分析结果表明，轴承外圈断口裂纹源位于螺栓孔内壁，扩展区内观察到疲劳辉纹特征；断口裂源处存在腐蚀坑特征，并且腐蚀坑底部明显可见腐蚀产物。
技术改造方案
根据该型机组变桨轴承的损坏状况和失效模式，在现有轴承连接尺寸和设计条件下，对该型机组变桨轴承进行技术升级，主要体现在以下两个方面，如图6 所示。
（1）在提高轴承材料性能和制造工艺条件的同时，增加淬火硬度层厚度，优化内轨道面过渡位置的倒角和注油孔内表面几何形状，降低局部结构应力和疲劳接触应力，进而提高轨道周边结构强度；
（2）在保持螺栓接口尺寸和轴承滚珠轴向和金相相对位置不便的条件下，轴承外圈外径增厚10mm，轴承内圈内径增厚10mm，内外圈在轴向增厚10mm，以便提高变桨轴承的刚度，进而提高承载叶片轴向力、径向力和倾覆力矩，降低轴承变形，改善螺栓受力等。
结论
通过对风电场某型故障机组叶片变桨轴承损坏状况的统计和调研，以及对外圈断裂轴承的失效分析，查明了该型机组变桨轴承批量损坏的失效模式和主要原因，轴承材料性能较低，整体和轨道等结构设计导致安全裕度较低，此外风电场维护和保养不足，亦是导致其严重磨损卡涩的原因。基于失效分析的结果，对材料性能、制造工艺，以及整体和轨道结构进行优化设计，进而实现对该型机组叶片变桨轴承技术升级，并取得良好效果。姻
