防水失效分析范文

防水失效分析范文（精选4篇）

防水失效分析 第1篇

套管作为电气设备导电部分的外绝缘, 是变压器、电抗器、断路器等设备的重要组成部分。套管外表通体由瓷件构成, 内部填充着SF6气体, 以此实现导电杆与套管外部环境绝缘的目的。由于套管外表面瓷套在设计制造时, 爬电比距都留有合理的裕度, 在雨雪天气时确保了套管表面具有足够的绝缘强度, 与此同时, 套管与断路器或者变压器基座法兰面连接处成为了薄弱环节, 一旦表面防水处理不严密或者防水措施日久失效, 水分从法兰面间的缝隙进入套管内部, 冬季严寒时, 水分结冰后对套管内壁形成挤压, 最终造成套管运行中断裂事故的发生, 对设备安全稳定运行造成很大的影响。近年来, 随着这类事故的发生, 电力系统各单位对于套管法兰面如何做好防水措施日益关注, 本文在分析两起现场案例的基础上, 提出了一些自己的合理化建议。

1 故障情况概述

1.1 330kV桃曲变电站3342断路器事故

1.1.1 故障过程描述:

2012年1月4日7:07分35秒, 3342断路器B相故障, 330千伏II母BP-2B、WMZ-41B母差保护动作, 330千伏II母3312、3322、3332、3342、3350断路器跳闸, 桃池IIRCS-931、CSC103A保护动作, 3340断路器跳闸, 重合闸动作, 重合成功, 7:53桃池II线临时转热备用, 将3342断路器与系统隔离。

1.1.2 3342断路器基本情况:

3342断路器型号为LW13-363T/2500-40, 气动弹簧机构, 操作压力1.5MPa, SF6压力0.5MPa, 生产厂家西安高压断路器厂 (现西安西电断路器电气有限公司) , 出厂日期1992年12月, 投运日期1993年12月23日。其中, 瓷套生产厂家为抚顺电瓷厂, 出厂日期1992年8月, 2008年3月17日~26日对3342断路器进行大修, 主要是更换机构, 检修灭弧室。2009年10月30日进行了例行试验, 试验合格;2011年4月26日, 检测微水合格。

1.1.3 3342断路器现场检查结果:

a.外观检查情况3342断路器B相母线侧套管 (编号92017) 从其下法兰根部断裂后, 飞至33422隔离断路器B相1米处, 断路器母线侧导电杆插入水泥地面, 断路器B相母线侧接线板从根部断裂。断裂的套管法兰水泥浇装面有进水迹象, 15cm左右的沙子颜色略青, 其他发白。现场检查发现, CT内屏蔽因套管中心导体飞出造成端头一处灼烧痕迹, 对CT外观进行检查, 并对CT回路进行相关试验, 结果正常。对断路器进行开盖检查, 灭弧室内部完好, 没有异常, 零表压下仍承受住了全电压重合冲击。

b.部件或材料的实验室分析:1月7日, 将3342断路器B相另一侧瓷套 (编号92024) 委托西安西电高压电瓷有限责任公司进行相关试验, 试验标准按照套管最初的设计要求。

试验项目与结论:

c.损失情况:3342断路器B相母线侧瓷套 (编号92017) 损坏, 未伤及相临设备, 未造成对外停电损失。

1.2 330kV海石湾变电站3361断路器事故

1.2.1 故障过程描述:

2012年1月30日14时10分16秒, 3361断路器A相本体故障, 330千伏I母WMH-800、WMZ-41B母差保护动作, 3311、3321、3331、3341、3351、3361断路器三相跳闸, 同时3985海兰Ⅲ线CSL-101、CSL-102线路保护动作, 3360A相断路器跳闸 (故障持续时间52ms) 。3360断路器重合闸装置动作, 开关重合成功。经过2960ms, 3361断路器A相本体再次发生故障 (故障持续时间60ms) , 3985海兰Ⅲ线CSL-101、CSL-102线路保护后加速动作, 3360断路器三相跳闸, 同时330千伏I母WMH-800、WMZ-41B母差保护再次动作。又经651ms出现第三次故障 (故障持续时间40ms) , 3360、3362断路器间短引线I、II保护动作, 3362断路器跳闸, 同时3985海兰Ⅲ线CSL-101、CSL-102线路保护再次后加速动作。

1.2.2 3361断路器基本情况:

3361断路器型为300-SFMT-500B, 气动弹簧机构, 额定操作压力1.5MPa, 额定SF6压力0.5MPa, 额定电流3150A, 额定短路开断电流50kA, 生产厂家西安三菱株式会社 (现西安西电断路器电气有限公司) , 出厂日期1998年1月, 投运日期1998年10月18日。其中, 断路器瓷套为南京电瓷厂产品, 出厂日期1996年。断路器最近3次的检修试验分别是2005年、2008年常规预试, 数据合格;2011年3月2日, 微水试验检测, 合格。

1.2.3 3361断路器现场检查结果:

a.外观检查情况:3361断路器A相母线侧套管 (A1) 从其下法兰根部断裂后, 飞至33611隔离断路器A相母线侧0.1米处, 断路器套管完全破裂。对3361断路器进行开盖检查, A1侧套管升高座内部有弧光喷射痕迹。

A2侧套管内部升高座底部有2处明显的放电点, 合闸电阻从端部向中部约11片表面发黑, 需进一步试验检查, 验证性能。

对3360断路器进行开盖检查, 发现A2套管 (II母侧) 套管导电杆静触座及升高座内部有明显放电痕迹。

b.试验检查情况:3361断路器断口绝缘电阻、3361CT二次绕组绝缘电阻试验合格, 3360断路器断口绝缘电阻、3360CT二次绕组绝缘电阻结果正常。3360断路器A、B、C三相微水测试正常, 3361断路器B、C两相微水测试正常。3360断路器A相SF6分解物组分分析, H2S数据异常, B、C相数据正常, 3362断路器A相数据正常, 3361断路器B、C两相数据正常。

c.损失情况:2012年1月30日14时40分, 3361断路器热备用转冷备用。15时49分, 330kV I母线热备用转运行。因3876海兰一线继续运行中, 对外未造成负荷损失。

2 故障原因分析

2.1 330kV桃曲变电站3342断路器事故原因分析:

从现场对故障断路器检查情况和套管试验来看:灭弧室内部无异常, 无放电痕迹, 可排除由于设备绝缘故障致使气室压力增高, 进而造成套管断裂的可能性;本试验套管与故障套管为同一批次产品, 而且运行条件相同。通过返厂后的验证试验结论来看, 本试验套管满足生产时的设计要求, 但不能满足目前设计要求。根据现场检查及验证试验结果, 初步判断本次故障为个性问题;通过对故障套管断面的查看, 可以发现套管与外部法兰之间的水泥夹层上有进水痕迹。表明水泥夹层上表面防水层没有起到防水作用, 致使水分进入到水泥夹层。受到环境因素影响水分结冰后对套管内壁产生挤压, 是造成此次套管断裂的直接原因。

2.2 330kV海石湾变电站3361断路器事故原因分析:

初步分析套管断裂原因为套管法兰与瓷套之间填充水泥因受潮及温度变化膨胀, 产生不均匀应力, 挤压瓷套根部造成瓷套根部薄弱处损伤, 并在断路器内部压力情况下断裂飞出;3361断路器A1套管断裂后, SF6气体泄露, 绝缘强度下降, A2套管静触座与罐壁间绝缘击穿, 造成第二次故障。

3 结论

上述两起事故虽然发生在不同的变电站, 却有着相同的原因, 那就是断路器套管法兰与瓷套之间由于安装时对法兰根部采取的防水措施不利或者法兰根部防水措施年久失效间进水, 至使水分进入到水泥夹层, 受到环境因素影响水分结冰后对套管内壁产生挤压, 进而导致套管断裂事故的发生, 由此可以看出, 做好套管防水措施对于变压器断路器等设备安全运行有着十分重要的意义。针对这个问题, 结合现场运行检修经验, 提出以下两点合理化建议:加强设备安装过程中的质量工艺管控, 确保设备投运前套管基座法兰面所做的防水措施良好, 为投运后安全稳定运行奠定坚实的基础;对防水胶失效的原因进一步研究, 确定防水胶在复杂自然环境下的使用寿命, 运行人员应定期检查防水胶是否开裂、脱落, 根据现场安全距离, 选择设备带电或者停电检修时对法兰面防水胶进行复涂抹, 最终通过防水技术上的改进和运行人员责任心的提高, 避免类似事故的发生。

参考文献

[1]郭贤珊.高压开关设备生产运行实用技术[M].北京:中国电力出版社, 2008.

石油钻杆的应力失效分析 第2篇

关键词：石油钻杆；应力失效；断裂；分析

0引言

石油钻杆是钻井过程中主要起传递扭矩和输送泥浆的作用，承受着拉、压、扭、弯曲等交叉作用的复杂应力载荷，要想提高钻杆的工作寿命，加工材料必须具有良好的抗扭、抗冲击、抗弯曲等力学性能，必须采用良好的加工工艺和表面处理措施，提高表面质量，最大限度的消除表面应力集中。钻杆的材料一般为抗硫材料、铝合金材料、钛合金材料、超高强度钢及新型碳纤维复合材料、凯夫拉材料等等。国内常用的有95SS、105SS、S135、G105、26CrMoNbTiB、UD—165等等。这些材料才抗腐蚀、刚磨损、抗疲劳等方面各有所不同，使用的油田也不相同，文章主要针对国内常用的S135材料应用中出现的应力失效断裂情况进行探讨分析。

1.钻杆失效分析的作用

失效分析是判断钻杆失效形式、分析失效原因、研究失效处理方法，从而达到改善钻干设计原理和完善加工工艺，减少和预防钻杆因同一原因引起的重复失效断裂的不良现象，降低石油钻采的经济成本。钻杆是石油钻井设备中必不可少的工具，一般都在恶劣的环境下应用，是，应用频率高，时间长，影响使用寿命的因素多，是石油钻采中最薄弱的环节。分析钻杆的失效原因，有针对性的加以不断的改进，是防止钻杆断裂，保证在钻井中安全运行的重要措施。

2.钻杆断裂分析

文章以某钻井队的两次断裂情况进行着手分析：一是钻杆尺寸为5 1/2"X9.17mm，钢级是S135在某井下2864.3m时发生了5 1/2“的钻杆断裂事故，该井在2863.2m处遇到了4.5吨的阻力，划眼到2864m，悬重由152吨降到110吨，泵压由20MPa降到14.6MPa，起钻时发生断裂，断口离距离公接头0.62m，断口平齐，断口外径140mm，基本无扭曲塑性变形，断口有140mm长的水泥刺痕。二是钻杆尺寸为：5"X18°X8.96mmS135钢级，在井深1389.17m时发生5"X18°钻杆断裂事故。悬重由84吨降到52吨，泵压由12MPa降为8MPa，断口位于公接头加厚过渡段的终了处，距离台肩约0.48m，有泥浆刺痕，产生了45mm X 45mm刺口，呈现椭圆形扭曲塑性变形样，大直径125mm，小直径124mm。

通过对断裂钻杆的观察和对现取样分析，得到以下信息：

2.1石油钻杆的断裂大部门是处于告诉运动过程中，突然受阻，钻杆头在瞬间受到非均匀动载荷高频重复作用，产生了复杂高集中应力变化，是钻杆承受载荷大大超过额定载荷作用，发生了断裂。

2.2断裂带均处在地下较深地带，离地面扶正器较远，靠向钻杆公接头。这说明每一个钻杆的断裂都受到一定的弯曲应力的作用，且深度越深，弯曲应力起到的破坏作用越大。

2.3钻杆断裂前都受到不同程度的强阻力与钻杆的旋转力叠加在一起，在钻杆上形成一定的扭矩，加剧了钻杆的断裂倾向。

2.4断裂带一般都发生在厚度发生变化的过渡终了带，说明了钻杆在加工过程中，在杆中形成了一定的集中应力，在受到外载荷剧烈作用的时候，应力在过渡末梢放生了释放，导致裂纹的产生。

2.5断裂前有明显的哧口出现，表明断裂不是突然发生的，而是在裂缝的基础上发生的断裂，这与第四条的应力破坏正好吻合。

2.6从断裂后的材质取样分析，发现断裂前后内部仍有一定的内压力进一步影响裂纹的形成与发展。

3.造成失效的宏观和微观因素

3.1宏观因素

钻杆承受的内压力、受腐蚀造成的内表面产生的敏感缺陷，如裂纹、脱落、刺孔等等。从断口形貌的断裂方向看，切向载荷产生扭矩对裂纹的轴向扩展破坏；旋转作用弯矩使裂纹产生轴向扩展；合力产生的应力超过抗拉强度极限，造成过载断裂。从观察表明裂纹的起始和扩展方向看与表面缺陷有关，钻杆疲劳核心在管子的表面。但是，宏观特征并不能说明引起断裂的裂纹形成原因，钻杆自身使用材料的缺陷和环境因素都有可能形成内表面缺陷，如涂层自身缺陷可以导致内表面局部腐蚀，形成裂纹源；外载荷可以导致涂层破裂，引起内表面局部腐蚀； 材料内部缺陷可以形成应力集中。可以看出钻杆的断裂终与材料中的孔洞、缺口、裂纹和应力集中有密切的联系，是造成结构破损的最重要的原因。这些早期出现的裂纹和应力集中大都在锥形体与管柱之间过渡区域的圆周上，伴随着疲劳断裂始终。所以宏观因素就是疲劳断裂和刺孔穿透。

图1 断裂口的宏观特征

3.2微观因素

对引起钻杆宏观因素进行进一步研究，找出破坏机理就是微观影响因素。本文采用光学和电子显微镜对断裂和刺孔不同部位的金相组织特征和微区成分进行观察分析。具体如下实验。钻杆为S135，断裂分析采取了在断裂口上取样，重点在疲劳源区上取样，取多个点K1 ，K2，K3…（图2） 。取两个不同的钻杆B和N在各自的加粗段、过渡段和母材段分别取样，编号分别为B1， B2， B3…和N1 ， N2， N3…。裂纹分析在一只B管的内表面上疑似含有裂纹的缺陷的位置进行金相分析，按上述B序列进行编号；刺孔分析样品取自N管穿孔部位，按上述N序列编号进行实验分析。用光学和电子显微镜对断裂和刺孔的上述位置进行观察并对化学成分和力学性能进行分析，获取热处理和热加工对钻杆的影响，管段、过渡段、加粗段、断口的金相组织变化，B管内表面裂纹金相组织变化。对B、N管的墩粗段、过渡段及B管直管段进行显微硬度测试；对刺孔进行电子显微镜能谱分析、断口电子显微镜观察

图2疲劳源区

3.3通过以上实验和分析得出：

断裂失效是由钻卡加工过程中墩粗工艺温度过低，变形量过大，导致过渡段低温段

易形成一个组织不稳定的高应力集中区，成为疲劳源区。这种现象一般是来自墩粗锻造裂纹和喷砂形成的不均匀。高应力释放，必然引起裂痕，在外部高循环载荷的不断作用下，出现疲劳扩展。结合上述断口的宏观特征，可以得出过渡段低温区形成高应力区和外部循环载荷作用是断裂产生的主要原因。要防止钻杆断裂，首先是严格控制墩粗工艺，变形段的热处理过程中最低温度一定要严格控制在再结晶温度以上，并严格控制每次加热后的弯曲变形，同时要控制好内表面质量，尤其是过渡段。其次是，积极研究改进热处理工艺，提高变形区的强化处理。

刺孔主要是钻杆工作过程中，被岩石等地质结构造成中的液体腐蚀点坑造成的，是从由外表面向内进行扩展的，当蚀坑的深度使管子的壁厚承受不了内部压力时，穿孔就会发生。重实验观察和分析来看，主要是由强腐蚀性的氯离子引起的。氯离子的腐蚀和点坑及液体压力是形成刺孔的主要原因。防止刺孔的措施，首先是防止氯离子的侵蚀，其次是避免钻杆在地下长期静置、运转，同时加强清洗。

4.结论

断裂和刺孔是石油钻杆当前失效的两种主要形式，从对钻杆断裂和刺孔的现场取样观察分析，可以得出，疲劳断裂是断裂的主要原因，穿透性是刺孔的主要危害和特征。通过光学仪器对断口和刺孔的金相组织、微区成分及力学性能进行仔细分析，得出钻杆的断裂与热处理工艺密切相关，刺孔与管子表面的点腐蚀行为有关。在钻杆的应该过程中，我们要根据影响的因素和钻井的地质构造情况对钻杆做好相应的处理和保护措施，提高钻杆的使用寿命。

参考文献：

[1]李鹤林，李平全，冯耀荣.石油钻柱失效分析及预防[M].北京：石油工业出版社，1999.

[2]房舟.钻杆的失效分析[D].西南石油学院，2006.

防水失效分析 第3篇

某冰蓄冷项目系国家节能示范工程,该工程中有2个设置在地下室顶板上的52.5 m7.5 m3.6 m的蓄冰槽。该蓄冰槽的防水保温层施工完成后,蓄水深度达到3.2 m时,蓄冰槽的墙体和地板出现了不同程度的渗漏水现象,说明了蓄冰槽的防水保温功能已经失效,其防水层和保温层不得不拆除,并需重新设计施工以满足使用功能要求。

2 防水保温层失效原因分析

1)在蓄冰槽钢筋混凝土结构地面及墙体上铺抹的第1道防水砂浆层,其设计厚度为20 mm。可施工完成后发现其最薄厚度不足6 mm,不到设计厚度的1/3,不能满足防水抗渗的要求。第2道聚氨酯涂膜防水层,因涂刷不均匀,部分区域涂膜厚度不足0.3mm,而且还存在一些未完全固化成膜或露白透底的现象。固定块状挤塑聚苯保温板所用的膨胀螺钉还穿透了这两道防水层,使其失去了防水作用。

2)在挤塑聚苯保温板表面铺抹的第3道防水砂浆层,设计厚度为20 mm,施工完成后其最薄厚度不足3 mm,不到设计厚度的1/6。在其表面涂刷的第4道聚氨酯涂膜防水层的厚度为0.21 mm,不到规范规定值(1.5 mm)的1/7[1],且该涂膜在墙面与地面的交接部位未形成连续、整体的涂膜防水层,无法起到防水的作用。

3)在聚氨酯防水涂膜表面铺抹的第5道防水砂浆层,其最薄厚度不足4 mm,且在其表面铺设的第6道玻璃钢防水层,由于厚薄不均匀,并存在一些可见气泡或凹凸不平等现象,也影响了整体的防水功能。

4)上述6道防水层施工完成后,经蓄水试验发现蓄冰槽还存在渗漏水的现象,施工方不得不再在玻璃钢防水层的表面粘铺聚氯乙烯(PVC)复合防水卷材作为第7道防水层。但因该卷材防水层部分接缝处焊接不牢固、封闭不严密,且其与玻璃钢防水层还存在粘贴不紧密等现象,仍然存在渗漏水的隐患。

该蓄冰槽虽然做了7道防水层,但蓄水后,在压力的作用下,水仍然穿透了各道防水层和挤塑聚苯保温板的缝隙,使蓄冰槽的墙体和地板发生了不同程度的渗漏水现象。同时由于水充满了叠层块状挤塑聚苯板的缝隙,也显著降低了整体的保温效果。

3 防水保温层治理技术

1)全面拆除地面的钢筋混凝土保护层以及墙体和地面的各道防水层与保温层,直至裸露出蓄冰槽内原第2道防水层(聚氨酯涂膜)。将拆除的垃圾清除后,再用打磨机把残存的第2道聚氨酯涂膜防水层清理干净。

2)在地面及墙面铺抹20 mm厚聚合物水泥砂浆找平层,找平层应压实、抹平,使其与基层粘结牢固。

3)在找平层表面均匀涂刷两道聚脲涂层专用的基层处理剂,再刮涂一道聚脲涂层专用腻子,进行基层处理。

4)在处理好后的基面上,由专业施工人员采用专用设备喷涂2.5 mm厚Ⅱ型聚脲防水涂料(图1)。施工时,喷枪宜垂直于待喷基面,并匀速移动。按照先喷涂细部构造后喷涂整体的顺序连续作业,多次交叉喷涂后采用超声测厚仪检测(图2),达到预定的厚度为止。聚脲防水涂层表面要形成毛面,以便能与下一道喷涂的硬泡聚氨酯防水保温层结合紧密。

Ⅱ型聚脲防水涂料应符合GB/T 234462009《喷涂聚脲防水涂料》的标准要求,其主要技术性能见表1[2]。

5)在聚脲防水涂层的表面,采用专用设备喷涂100 mm厚Ⅲ型硬泡聚氨酯防水保温层。施工时,应分多遍喷涂完成,每遍喷涂的厚度不宜大于15 mm。作业面必须当日连续喷涂施工完毕,形成一个连续、无缝、整体的防水保温层。

Ⅲ型硬泡聚氨酯防水保温层应符合GB 504042007《硬泡聚氨酯保温防水工程技术规范》的要求[3],产品的技术性能见表2。

6)在硬泡聚氨酯防水保温层表面,及时刮抹3mm厚PMC-421聚合物水泥灰浆进行找平,并压入无碱玻纤网布进行增强处理,待其固化达到预定强度后,按本章第3点的要求进行基层处理,然后再喷涂2 mm厚Ⅱ型聚脲防水涂料,形成连续、无缝的涂膜防水层。

7)由于地面上需要安装制冷设备,应在聚脲涂膜防水层上浇筑可满足设备荷载要求的钢筋混凝土保护层。具体做法是:

(1)在地面聚脲防水涂层的表面干铺一层0.3 mm厚的聚乙烯膜作隔离层,并在其上铺抹20 mm厚1∶2.5的水泥砂浆保护层。

(2)水泥砂浆保护层经保湿养护达到一定强度后,即在其表面浇筑80 mm厚、强度等级为C30、并配置Φ8@200双向钢筋网片的混凝土垫层。施工时,要求随振捣随抹平。混凝土垫层距墙体周边应预留出宽度为20 mm的缝隙,待混凝土硬化干燥后,再用聚氨酯密封胶嵌填缝隙,封闭严密。

8)在钢筋混凝土垫层上安装制冷设备时,应采取有效措施,保护好四周墙体的防水保温层,避免留下渗漏水的隐患。

4 结语

该蓄冰槽工程经采用喷涂聚脲防水涂料与喷涂硬泡聚氨酯相结合的技术进行综合治理后,在墙面和地面形成了连续、无缝、整体的防水保温体系,保证了蓄冰槽的正常运营,受到了建设单位的好评。

摘要：某冰蓄冷工程蓄冰槽防水层与保温层都已失效,需重新设计施工。本文分析了该蓄冰槽防水保温层失效的原因,提出了对其进行综合治理的技术措施,通过工程施工应用,证明治理效果良好。

关键词：冰蓄冷工程,蓄冰槽,聚脲防水涂料,硬泡聚氨酯,防水保温层

参考文献

[1]全国轻质与装饰装修建筑材料标准化技术委员会.GB/T19250—2003聚氨酯防水涂料[S].北京:中国标准出版社,2004.

[2]全国轻质与装饰装修建筑材料标准化技术委员会.GB/T23446—2009喷涂聚脲防水涂料[S].北京:中国标准出版社,2009.

从失效案例分析轴承的早期失效 第4篇

关键词：轴承,早期失效,影响因素,预防措施

在机电工业中,轴承是应用最为广泛的基础件之一[1]。无论是普通的机械设备、运输工具还是航空、航海、航天等领域。显然,确保轴承在各种环境条件下都能正常工作,是十分重要的。轴承是机械设计中最重要部件之一[2]。广泛的使用使得更轻便、更耐用的轴承目前仍需要引进。而轴承的设计十分复杂,包括制造、保养和维修[3]。轴承在工作中丧失其规定功能,从而导致故障或不能正常工作的现象称为失效。轴承的失效按其寿命可分为正常失效和早期失效两种。轴承的失效分析是提高轴承可靠性系统工程中的重要环节,它的积极意义在于:(1)可以分析出轴承失效的主要原因,总结经验教训,提出改进措施,不断提高轴承产品质量;(2)可以判断设计是否合理,纠正某些不尽合理的方面以提高轴承产品的可靠性;(3)可以发现轴承零件在冷、热加工中存在的问题,纠正不合理的加工工艺;(4)可以判断材料选择的合理性及原材料质量存在的问题[4]。

本工作通过对几起轴承失效案例的分析,从内因和外因两方面对轴承的影响进行了探讨,并提出了预防轴承早期失效的实用措施以及对失效的监测。

1 案例分析

1.1 支点轴承裂纹

发动机工厂试车中发现振动偏大,拆机检验,发现三支点轴承内滚道上有裂纹及掉块。

轴承内圈材料为Cr4Mo4V钢,内圈滚道采用粗磨、细磨、精磨及研磨磨制。粗磨后进行400℃回火,精磨后进行250℃回火,并进行磁粉检测,探伤后研磨内圈滚道。硬度HRC要求为60~64。

轴承内圈由两个轴承半件组成,裂纹集中在主要承力的轴承半件周向15mm弧长内。主要为轴向,也可见一些周向裂纹和掉块,如图1所示。掉块坑底呈“新鲜”的金属光泽,滚道表面未见明显的擦伤痕迹,滚珠和滚道表面未见明显的氧化色。

裂纹断口表面磨损较严重,仍依稀可辨疲劳条带,裂纹起始于滚道表面(图2)。

裂纹区的滚道表面发生了二次淬火,二次淬火层及相邻的高温回火层深度约0.03mm,裂纹主要表现为穿晶扩展,局部可见沿晶扩展,如图3所示。非裂纹区组织正常。

轴承中心区的硬度符合技术要求,但偏上限。裂纹段轴承滚道表面的周向应力和轴向应力均表现为压应力。

失效分析结果表明,轴承裂纹为疲劳裂纹;裂纹最初的形成主要与滚道表面局部的磨削变质层有关。

1.2 燃气发生器后轴承剥落磨损

装配有相同燃气发生器后轴承的同批次三台发动机使用300,495h和403h后,拆卸检查发现轴承滚子分别出现了轻微的划痕、斑点以及剥落。该轴承设计使用寿命为1000h。

轴承的滚子发生剥落的部位均在滚子一侧的端部,只有其中剥落最严重的一个滚子两端和中间均存在剥落痕迹,且在滚子中间均存在一条明显的环向划痕,在较大剥落区可以清晰看到疲劳弧线。轴承外圈一周均存在一些较小的剥落痕迹和一条环向划痕。内圈仅仅存在一定轻微的划痕。损伤较轻轴承的滚子表面未发现剥落痕迹,只是存在轻微的磨痕,外圈未发现剥落痕迹,存在一些磨痕。内圈没发现任何剥落痕迹和明显的划痕。轴承金相组织正常。内、外套圈及滚子的材料硬度均符合技术要求。

将国产新品、进口旧件、剥落轴承内、外圈及滚子进行了检测,进口旧件内圈的圆度误差低于国产新件和故障件,故障件外圈的圆度误差要高于国产新件和进口旧件。

失效分析结果表明,轴承的失效是由滚子工作面的接触疲劳剥落造成的。此次失效与内、外圈的圆度误差以及滚子的倒角等偏差有关。

1.3 某陀螺马达轴承失效

某陀螺在进行例行实验和振动实验过程中,陀螺马达烧毁。该陀螺马达上的两个轴承保持架均开裂,该马达轴承属于微型轴承,轴承的内、外圈和滚珠所用材料均为GCr15轴承钢,保持架为聚酰亚胺材料。

轴承的内、外环滚道和滚珠表面均有不同程度的剥落现象。转子端轴承内环形貌如图4所示,滚珠跑道的区域磨损较严重,在跑道上可见保持架熔化溅射物。转子端轴承的大端面上均有材料中相脱掉而产生的孔坑。

轴承显微组织均为回火马氏体、未熔碳化物和残余奥氏体,轴承碳化物含量较多(图5)。对轴承碳含量检测及硬度检测,碳含量符合要求,但是硬度值偏低。

分析结果表明,轴承未溶碳化物较多影响了轴承的硬度,并在轴承运转过程中,未熔碳化物脱落形成孔坑,使轴承运转不稳。

1.4 主起落架关节轴承内圈开裂

某型飞机使用中主起落架撑杆关节轴承先后4次出现内圈开裂失效。该轴承承受着陆冲击、刹车、滑跑及地面停放载荷。轴承内圈材料9Cr18,轴承外圈材料Cr17Ni2。

对轴承残片的观察表明,除了轴承内圈存在一条裂纹外,未见其他明显损伤,PTFE衬垫完整。图6为轴承断口宏观形貌。裂纹断口平齐,I区和III区的特征基本相同,低倍为纤维状,高倍下为韧窝+碳化物颗粒特征,局部可见沿晶形貌;II区低倍较粗糙,高倍下沿晶特征明显,晶面上可见颗粒状碳化物(图7)。

轴承的组织由回火马氏体、残余奥氏体、块状共晶碳化物和粒状二次碳化物组成。失效轴承共晶碳化物数量相对较多,呈不同程度的链状分布(图8)。点状不变形夹杂物数量多,分布不均匀。

失效轴承各形貌大致相同,经过硬度和成分测试,结果都符合要求。失效分析结果表明,由于较多的共晶碳化物呈带状分布,点状不变形夹杂物数量多,导致轴承材料脆性增大,使用中可能出现的异常冲击载荷共同作用导致轴承开裂。

1.5 某发动机轴承失效

某发动机试车15h后出现喷火及金属末信号器报警现象,停车分解,发现高压压气机叶片、整流叶片及轴承等零件不同程度的损伤。轴承工作方式为轴向止推,径向支撑,保持架材料为硅青铜镀银,滚子和内外滚道均为M50钢。

轴承保持架兜孔上一处位置存在局部断裂现象,裂纹源区位于兜孔与保持架内侧交界的结构一角处,保持架的侧面靠近外圈为红棕色,靠近内圈镀银层多处起泡现象。保持架开裂处兜孔可见较其他兜孔更深的压痕和磨痕形貌。内圈左半环滚道可见严重的磨损形貌,右侧磨损相对较轻。所有滚球外观形貌相似,均为一侧有明显的压痕,与内圈左半环滚道侧边相符合。

保持架裂纹打开,断口放射棱线明显,断口扩展前期较平坦呈灰黑色(图9)。断口可见细密疲劳条带,而瞬断区为韧窝形貌。保持架侧面颜色较深处为熔融形貌和韧窝形貌,该处和源区除了硅青铜基体元素外,还可见M50钢。

轴承外圈、内圈、保持架以及滚球处硬度均低于或处于技术条件要求下限。靠近保持架外侧处有高温烧伤痕迹。

失效分析结果表明,保持架的失效模式为疲劳开裂,轴承整体发生了严重的偏向一侧的磨损,与装配过程有很大的关系,轴承承受了剧烈的高温摩擦。

1.6 发电机轴承失效

某发电机换向器端轴承卡滞。轴承一卡圈变形挤出,密封圈破坏掉出,轴承内干涸。分解轴承可见保持架断裂、变形,滚珠碎裂、黏结,密封圈破损和卡圈变形。在内圈滚道上,坑状剥落,划痕明显。外表面滚道边缘可见坑状挤压损伤,并可见蓝色过热特征(图10)。

保持架断口的整个断面磨损严重,部分滚珠的两端被摩擦成了圆柱形,滚珠上可见剥落坑及碾压痕迹,滚珠破碎断口上可见沿晶脆断特征。

内圈组织为均匀分布的颗粒状碳化物及隐针马氏体。在弧形滚道表面以下约0.4mm范围内的组织主要为过热组织(图11),表明弧形滚道表面经受了较高工作温度。

硬度检测结果表明,内外圈及圆形滚珠的硬度较标准规定的硬度偏低。失效分析结果表明,轴承卡滞的直接原因是滚珠碎断,滚珠碎断与润滑不足有关。

1.7 电动机轴承失效

D80023轴承在进行例行实验的4700个循环后,对电动机构在空载下通电检查,关闭时间超过要求,声音异常,分解检查发现,轴承外圈和紧圈均沿轴向断裂,保持架、防尘圈和钢球脱出,轴承失效。轴承内外圈及滚珠材料为ZGCr15轴承钢,保持架、防尘盖为1Cr18Ni9不锈钢,紧圈为65Mn弹簧钢。

故障轴承外观如图12所示,2件紧圈发生断裂,断裂处掉块长度基本相当,轴承外圈断裂3处,断口处的滚道边缘部位均有球状凹坑,均位于远离镶嵌在外圈内的紧圈一侧。滚珠表面存在撞击凹坑,未见剥落和烧伤等损伤。内防尘圈的变形段长度与轴承外圈、紧圈的断裂段基本相同,变形段变形方向向外,且凹坑痕迹与外圈的断裂段长度也对应。保持架未见断裂情况,整体发生挤压变形。

外圈断裂起源于滚道边缘凸起转角处,源区处为沿晶特征(图13)。未见腐蚀、夹杂和加工缺陷等,两侧的紧圈槽内存在明显的冲击凹坑(图14)。此痕迹系紧圈受到过较大的冲击载荷后在槽内形成的,扩展区为韧窝断裂形貌。其他两个断口与此断口类似。两个紧圈断口特征均为剪切韧窝特征。

金相检查表明,轴承外圈表面存在硬化层,基体组织正常,硬度检测结果符合要求。

失效分析结果表明,轴承外圈是失效的首断件,轴承外圈为过载断裂;较大的冲击载荷是使得轴承外圈发生过载断裂的根本原因。

2 讨论

轴承失效的原因往往是多因素的,所有设计制造以及装配过程的影响因素都会与轴承的失效有关,分析起来不易判断。在一般情况下,大体上可以从内在因素和外来因素两方面考虑和着手分析。

2.1 内在因素

内在因素主要是指设计、制造工艺和材料质量决定轴承质量的三大因素,也可称之为制造质量因素。为了提高轴承的寿命和可靠性,人们围绕着上述三因素,做了大量的研究工作。首先,结构设计不合理就不会有合理的轴承寿命;仅有结构设计的合理性而不考虑先进性也不会有较长轴承寿命;只有结构设计同时具有合理性和先进性,才会有较长的轴承寿命。轴承的制造要经过钢材冶炼、锻造、冲压、热处理、车削、磨削等多种加工工序。各种加工工艺的合理性、先进性和稳定性也都会影响到轴承的寿命和失效分析。尤其是直接影响成品轴承质量的热处理和磨削加工工艺,往往与轴承的失效有着更直接的关系[4,5]。

2.1.1 磨削烧伤

在轴承的机加工过程中容易产生磨削烧伤使表层软化形成二次淬火层,硬而脆,成为滚道表面的薄弱区,较其他位置易萌生表面微裂纹,相应的接触疲劳寿命也会大幅下降。当抗剪强度低于外界最大综合切应力,在反复剪切应力的作用下,从表层产生局部变形而产生裂纹,在进一步的工作中,小裂纹会变成大裂纹,一旦裂纹出现,轴承的承载能力明显下降,裂纹顶端受弯曲应力,随着微小剥落的不断发生,最终形成面积较大的层片状剥落[6,7]。因此,烧伤区形成的软点导致了轴承出现早期疲劳剥落失效。

案例1就是由于局部磨削烧伤引起的疲劳裂纹,其特点是,在剥落区附近有一白亮层,其他区域组织未见异常,白亮层内组织与正常组织有明显差别,回火组织基本消失,且晶粒略有变大,同时,硬度测试结果表明轴承滚道白亮层硬度低于基体的硬度。

2.1.2 尺寸的影响

由于尺寸发生变化,使轴承丧失运转精度,轴承零件的组织(例如残余奥氏体)和应力均处于不稳定状态。由于轴承零件的尺寸与形状不同,膨胀系数或膨胀量不同,在超常温下工作就会造成轴承工作游隙变化,轴承也会因失去运转精度造成早期失效。

2.1.3 未溶碳化物的影响

高碳轴承钢经淬火+低温回火处理后得到的组织为未溶碳化物+针状马氏体+残余奥氏体。影响其表观性能则是未溶碳化物含量、碳化物形态分布、马氏体针的大小以及残余奥氏体含量。对进口轴承和国产轴承组织结构与性能进行对比分析,发现日本与德国轴承钢的未溶碳化物含量较国产轴承钢要低一些,尤其是日本的轴承钢未溶碳化物含量低于德国轴承钢,所以硬度也高[8]。这是因为未溶碳化物含量少,使其马氏体基体中的碳浓度提高,硬度也相应提高。淬火后轴承钢中的少量未溶碳化物可以使轴承保持足够的耐磨性,还能抑制马氏体晶粒长大,获得细晶粒隐晶马氏体,进而提高轴承的强韧性和接触疲劳强度等。除未溶碳化物含量影响轴承性能外,碳化物颗粒大小也严重地影响轴承的使用寿命。

但轴承材料中碳化物较多地未溶入基体,不但会造成该轴承硬度低而且影响轴承的耐磨性能,未溶解的碳化物在轴承运转的过程中脱落形成空坑,造成轴承运转不平稳[7]。如案例2就是由于未溶碳化物多而导致轴承出现早期疲劳剥落失效。

2.1.4 夹杂物的影响

当材料缺陷如气孔、疏松和碳化物积聚等得以控制后,夹杂物将严重影响材料的疲劳性能和强度。在清洁润滑条件下,轴承的疲劳寿命显著提高[5]。有夹杂物存在时,使用寿命明显降低。裂纹首先在夹杂物与基体交界处形成并扩展,导致疲劳剥落。案例4中轴承早期失效就与夹杂物数量多有关。

轴承构件承载区域内的非金属杂质,明显降低接触疲劳断裂抗力。杂质是与基体明显不同的外来物质,非金属杂质通常是由金属元素和氧、氮、硅、碳、磷和硫等所组成的复杂化合物,对疲劳寿命更为有害。锻件中的杂质,通常是与晶粒流变方向相平行的不连续或半连续的带状物。于是,当应力方向与带状物成垂直时,非金属杂质最不利的影响就会显露出来,在周期性或脉动载荷作用下,由于杂质形状、尺寸、硬度以及其分布不同,会局部地使应力增强到一定程度,那么,疲劳裂纹的萌生和扩展,终将会使轴承寿命比预期的要短。将轴承钢中杂质的含量减小到最小值,就能使轴承的使用寿命显著增加[7,8,9,10,11]。

2.2 外来因素

外来因素主要是指安装调整、使用保养、维护修理等是否符合技术要求。因而也称之为使用因素。安装条件是使用因素中的首要因素之一,轴承往往因安装的不合适而导致整套轴承各零件之间的受力状态发生变化,轴承将在不正常的状态下运转并提早失效。根据轴承安装、使用、维护、保养的技术要求,对运转中的轴承所承受的载荷、转速、工作温度、振动噪音和润滑条件进行监控和检查。发现异常立即查找原因,进行调整,使其恢复正常。对润滑剂质量和周围介质、气氛进行分析检验也很重要。尤其是润滑剂的正确使用对延长轴承的使用寿命是至关重要的。

2.2.1 装配不当的影响

装配对轴承寿命的影响是至关重要的,装配间隙过大会妨碍传热,增加轴承温度并导致内环和外环的装配面和轴承表面的磨损;装配过紧会使内环或外环上滚珠跑道的整个圆周上出现麻点,并可能使运转时的径向间隙过小甚至消失而使滚珠所承受的载荷变大,并使温度急剧增加。麻点的出现还会使振动增大,引起很大的扭力。装配不正确时,会引起轴承运转失衡[12]。案例5则是由于安装不当,造成轴承载荷分布不均匀,滚动体的载荷发生变形,形成偏载。当轴承发生偏载后,某列滚动体的当量载荷将大于其他列滚动体的当量载荷,出现该列滚动体承载增大,甚至超出承载能力,形成局部过载破碎。偏载不但影响多列滚子轴承各列滚子间的载荷分配不均,而且很容易引起单列滚子发生严重倾斜。造成局部应力集中,使滚动体由滚动变为滑动,从而破坏了滚动条件,导致了轴承的早期失效。

2.2.2 润滑的影响

润滑质量是轴承使用寿命得以保证的最基本要求。轴承运转过程中有多种摩擦,其中内摩擦最严重的部位是转动圈滚道负荷区,轴承存在径向游隙,滚子只在负荷区滚动,非负荷区的滚子处于半滚半滑状态。当滚子一旦进入负荷区自转突然加速,在增速过程中,滚子与滚道的摩擦较强烈。同时在这一区域承受着冲击负荷。在润滑不良的情况下,零件的表面粗糙度逐渐加大,磨损更加严重,单位表面压力增大,同时轴承运转滚动体与滚道、保持架之间、保持架与内外圈之间均存在滑动摩擦。这类滑动摩擦随速度与负荷的增大而增大,从而造成部件之间相对“爬行”。为了减少摩擦与磨损,滚动轴承工作时各元件之间必须有良好的润滑油膜,利用润滑油膜来隔离各元件的接触表面,防止产生金属与金属的直接接触。润滑还能起到冷却作用,带走运转中产生多余的摩擦热[7,13,14,15]。案例6则是由于润滑不足引起的轴承早期失效。润滑不足在非常短的时间内,将造成轴承的超温而使之破坏。当过热的轴承发生破坏时,一般产生严重的振动或机件的卡滞。轴承失效的主要特征为:轴承所有滚珠或滚棒直径减小,表面有熔化的痕迹及过热变色的痕迹。

2.2.3 载荷的影响

如排除轴承本身因素,轴承在工况条件下所承受的载荷仍是影响轴承使用寿命的重要因素。轴承在过载条件下运行,会导致轴承金属材料产生异常磨损和疲劳损坏,造成轴承滚动体局部萌生疲劳裂纹。疲劳是负载表面下剪应力周期性出现所形成的结果,经过一段时间后,这些剪应力便引发微小裂纹,渐渐地延伸至表面,当滚动体经过这些裂纹后,最终出现剥落现象[7,15]。案例7则是由于冲击载荷导致紧圈内有撞击凹坑,说明轴承所承受载荷已超过了跑道材料的弹性极限。撞击凹坑是由过大的载荷或严重的撞击而造成的,撞击凹坑能使轴承的振动增加,严重时使轴承很快疲劳破坏。

2.3 预防轴承失效措施

(1)采用一切可能和有效的手段,尽量提高轴承的寿命和可靠性。包括结构设计的优化、加工工艺的改革、原材料的精选和精炼、高效率高洁度的润滑、精细的装配等。这也是防止轴承早期失效的最根本、最积极主动的途径。

(2)加强轴承产品的质量检测和监督,以确保轴承产品质量指标达到设计要求。在轴承投人运转之前,严格的质量检测和监督也是预防轴承早期失效的积极措施。

(3)加强对轴承工作状态的诊断和预测,及早发现异常,采用预防措施以防止突发性失效事故可能造成的重大损失。

3 结论

(1)轴承故障中有约40%是由于内因导致的轴承早期失效,这其中有40%属磨削加工问题。约60%是属于外因,这其中有50%是装配问题,其他的就是由于润滑以及过载,或使用过程中的一些偶然因素造成了轴承的早期失效。因此,提高轴承的寿命和可靠性,轴承的设计制造、加工过程以及使用过程都是非常重要的,这些方面都必须做到精细。

(2)轴承失效很大一部分原因是出于磨削加工和安装环节,因此,在磨削加工时需通过选择合理的工艺参数,正确选择砂轮、磨削液等措施来防止过烧而引起轴承的早期失效。安装时必须采取有效的措施,将轴承正确地安装于轴上或轴承座圈内,此外轴承必须垂直于轴,紧靠轴肩安装。轴承座圈必须是一个圆,能给整个套圈提供适当的握紧力而不至使其变形。安装后应进行调试与检验,确定安装到位。这样能很大程度上预防轴承的早期失效。