1  风电产业发展现状与前景

　　1. 1世界风电市场

　　全世界的风能资源非常丰富,据估计高达53万亿kW ·h。风电作为清洁可再生能源,近些年来,在全世界范围内受到越来越广泛的重视,发展步伐也越来越快。从1996年起,全球风电装机年均增速达到近30%;据统计,截至2008年底,全球风电累计装机容量突破1. 2亿kW; 2020年以前,累计装机年复合增长率将保持在20%左右;预计到2020年,全球风力发电装机容量将达到12 亿kW,年发电量3万亿kW ·h,能够满足世界电力总量12%的需求。

　　由于技术不断进步和风机制造的规模化效应,风电成本持续下降(据世界风能理事会研究,风电成本40%依赖于技术进步, 60%依赖于规模化发展) ,平均每kW·h的风电成本已由20世纪80年代的0. 2美元下降到21世纪初的0. 05美元左右,预计到2010年,还可以再下降30%,与常规能源成本相当。这一显著的价格竞争优势,将进一步促进风电在全球范围的更大规模使用。

　　1. 2  我国风电市场

　　我国风能资源储量很大,据保守测算,仅陆上可开发的风电装机容量就达2. 5亿kW,与可开发的水电装机容量属同一数量级,再加上近海的风能资源,其约为陆地的3倍,即我国可开发风电装机总容量将达10亿kW以上,列于世界第3位。

　　自2003年起,我国风电装机容量呈现出快速增长态势,年平均递增达70%以上,特别是近3年,新增装机容量几乎年年都实现了翻番。如2004年全国风电总装机容量为76万kW, 2005年达到127万kW, 2006 年达到260 万kW, 2007 年达到605万kW。在2007年9月发布的国家《可再生能源中长期发展规划》中提出, 2010 年和2020年风电发展目标分别为500 万kW 和3 000万kW,而2008年的总装机容量已达1 221万kW,仅次于德国、西班牙和美国,排名世界第4;新增装机容量则达630万kW,仅次于美国,位列世界第2。预计2009年总装机容量将达到2 000万kW,2020年将达到1亿kW (最近又明确发展目标为1. 5亿kW) 。我国风电已进入了规模发展的新阶段,成为继欧洲、美国和印度之后的全球主要风电市场之一。

　　从2003年起,国家推行每年一期的风电特许权项目。在2006年的第4期风电特许权招标中,明确规定了风电设备国产化率必须达到70%以上等要求,这是近年来我国风电产业进入大规模商业化发展阶段的最重要的政策保障因素。

　　1. 3  制约我国风电产业发展的主要因素

　　尽管国家政策大力鼓励可再生能源的发展,尤其是对于风电,出台了包括国产化率要求、风电全额上网、电价分摊和财税扶持等利好政策,为我国风电产业的壮大和发展提供了有利保障,但一些制约因素仍然存在。

　　(1)风电场建设成本较高。从风电场的建设成本方面比较,目前我国风电场的造价仍较高,平均造价为8 500元/kW左右,基本上是欧洲5年前的水平,要建设一座装机10万kW的风电场,成本大约在8亿到10亿元,而同样规模的火电厂或水电站,则约为5亿元和7亿元。不过,尽管风电场的建设成本较高,但其维护和运行成本极低,能源成本为零。而火电和水电不仅运行成本高,对环境的破坏也十分严重。因此,风电产业从长远看,其仍具有很强的竞争优势。

　　(2)风电上网存在障碍。由于电网建设以及风电并网中的一些技术、经济原因,例如风力发电是分散式的,电网需要一定的改造;并网风力发电机在电网故障期间不能维持电网的电压和频率,对电力系统的稳定性不利;三北等边远地区是风能富集区, 但电网少; 风电实际成本仍较高, 每kW·h为(0. 5～1)元,但目前中标的上网电价偏低,平均不足0. 5元,最低甚至不到0. 4元等等。至今,风电仍然常常处于“发得出电,送不出电”的窘况,造成风电资源浪费。例如,在2008 年完成的装机容量中,其中1 000万kW风电机组已通过调试可以发电,但实际并入电网的风电机组容量仅为800万kW,因电网因素导致少发电或不发电的装机容量浪费约200万kW。另外,风力发电中会产生空气动力、机械和结构等噪声,噪声污染也一直是阻碍风电发展的一大问题,风电设备大型化后这一问题更为突出。

　　2风电设备发展趋势与市场需求

　　风电设备是风力发电系统中的最为重要的环节,不仅其技术水平和质量性能是影响风电系统能否正常、可靠及高效运行的关键因素,而且其成本一般也占到风电系统建设总成本的60% ～80%。换言之,整个风电系统能否实现商业化运营在很大程度上是由风电设备来决定的。风电设备的运行环境是在野外,要在经受风吹、雨淋、沙打、腐蚀等各种极端恶劣天气和自然界风速风向变化无常而产生的复杂交变及冲击载荷下可靠运行至少20年。此外,由于风的能量密度低,要求风电设备必须尽可能增大风轮直径以捕获风能,故其材料和结构必须不断创新。

　　2. 1  发展趋势

　　根据风轮驱动发电机的方式,风电设备有3个类型:第1种为双馈式,即风轮轮毂通过多级增速齿轮箱驱动双馈异步发电机;第2种为直驱式,即由风轮直接驱动多极同步发电机;第3种为半直驱式,即由风轮通过单级增速装置驱动多极同步发电机,是直驱式和传统型风力发电机的混合形式,故也称为混合式。

　　双馈式风电机组的特点是发电机的转速高、转矩小、重量轻、体积小、变流器容量小,但齿轮箱的运行维护成本高且存在机械运行损耗。

　　直驱式风电机组在传动链中省掉了齿轮箱,将风轮与低速同步发电机直接连接,然后通过变流器全变流上网,降低了机械故障概率和运行维护成本,同时提高了风电转换效率和运行可靠性,但其缺点是电机体积大、价格高。根据励磁方式的不同,发电机可分为永磁式、电励磁和混合励磁式3类。

　　半直驱式风电机组多采用一级增速+双馈异步发电机或永磁同步发电机,一般均为中速机,也要求全功率变流器变流上网。半直驱式与直驱式相比减小了发电机的体积,与双馈式比较减小了齿轮箱的体积、也降低了齿轮箱的制造成本和运行维护成本。

　　目前应用最广泛的是双馈式异步风力发电机和直驱式永磁同步风力发电机。

　　风电设备的最新技术发展趋势主要是:

　　(1)风电机组单机容量不断增大。为了降低风力发电的成本,首先必须最大限度地降低风力发电机组的造价,达到此目的的主要途径之一就是不断提高单机功率。大功率容量机组不仅能够大大降低风力发电的单位功率造价,而且可以显著提高转换效率,降低风电场运行维护成本,从而提高风电的市场竞争力。在20 世纪90 年代,额定功率为600 kW的风机占据风机市场的主流,到2000年以后,新装机的风电场,基本上以MW级以上的风机为主。例如2000 年新装单机容量平均为800 kW; 2002年平均单机容量达到1 400 kW;2004年增大到1 715 kW;在2005年,MW 级以上单机装机容量约占当年整个装机容量的75% ,其中包括2MW级和3MW级的机组。目前,最大单机容量的是德国Enercon最新开发的6 MW 风电机组,其塔身高近200 m,风轮直径为127 m,安装上巨型机头后,总重量约为75 t,每年供电1 800万kW·h,可以满足近5 000户家庭的电力需求。预计到2010 年,还将开发出用于海上风电场的10MW巨型风电机组。

　　但是需要注意的是,尽管存在主流风电机组单机容量不断扩大的趋势,但2～3 MW级以下单机容量的机组仍将长期存在,系列化、多容量的机型并存,才能满足不同市场的需求。

　　(2)变速变桨机组发展迅速。随着风电机组单机容量的增大,原采用的恒速恒频的风机面临着技术挑战。因为容量越大,风机承受的能量密度越大,当风速跃升时,恒速风机将巨大的载荷传导给主轴和齿轮箱、电机等设备,容易引起损伤。因此,可适应很大风速变化范围的变速恒频风机逐渐成为新的主流机型。另外,变桨距功率调节方式具有载荷控制平稳、安全、高效等优点,近年来在风电机组特别是大型风电机组上得到了广泛应用。因此,自2006年以后,在1. 2 MW, 1. 5 MW风电机组中,变速变桨的设计开始成为主流技术。目前,MW级以下机组中一般仍采用定速定桨的失速调节方式,但MW级以上的新机组都普遍采用了变桨变速技术。2 MW以上的风电机组,大多还采用更为先进的3个独立的电控调桨机构,通过3组变速电机和减速箱对风叶分别进行闭环控制。

　　(3)直驱风电机组的市场份额迅速扩大。传统的风力发电机的风轮至发电机间的增速传动是由齿轮箱来完成的,其作用是将很低的风轮转速(通常为10～30 r /min)转变为较高的发电机转速(通常为1 500 r /min) ,以实现稳定的频率和电压输出。一般齿轮箱重量为十几吨至几十吨,整个机舱距地面几十米至一百多米高,一旦出现故障,不仅维修困难,而且费用也很高。齿轮箱是风力发电机的故障高发部位,随着风电机组单机功率的不断提高,其高故障率和寿命局限更成为风力发电运行中的最大瓶颈(据统计,风电机组中齿轮箱故障占到15%; Vestas公司就曾经一次性更换了80 台风力发电机的齿轮箱,损失巨大; Micon公司因几千台齿轮箱的质量问题被迫更换,导致公司破产) ;同时,齿轮箱的正常维护保养成本也特别高,阻碍了风电成本的进一步降低。而直驱式机组由于不再使用齿轮箱,而具有结构简化、噪声低、可靠性强、可根据风速改变风轮转速、在低于额定风速时可以跟踪最大功率而在高于额定风速时可以保持额定功率、对电网谐波影响很小、可稳定电网运行等特点。因此,无齿轮箱的直驱式风电机组己成为当今风力发电领域的首选。

　　尽管省去了齿轮箱,直驱式风电机组成为一种高性能、高可靠性、具有很大技术潜力和产业发展前景的风电机组设备品种,但其技术要求高,单机结构体积和重量大,而且成本也比需要3级齿轮箱驱动的机组高约30%。因此,有齿轮箱的双馈式风电机组在目前仍保持着主流机型的地位。

　　(4)全功率变流技术兴起。近年来,欧洲发展和应用了全功率变流的并网技术,使风轮和发电机的调速可在0～150%的额定转速范围内实现,提高了风能的利用范围,改善了向电网供电的电能质量。因此,全功率变流技术已成为今后大型风电场建设的一种新模式。

　　2. 2市场需求

　　由于风电需求的持续增长,风电设备的市场容量十分巨大。全球风电设备市场容量, 预计2010年和2020年将分别达到320亿美元和1 200亿美元。其中国内市场容量, 若按风电总装机2020年达到1亿kW的目标,尚有近9 000万kW的空间,以每千瓦设备造价6 000～7 000元的保守估计, 2010～2020年,平均每年约有365亿元以上的市场容量,市场前景十分广阔。

　　风电设备的市场格局是:国际市场全球十大风电设备制造商如丹麦维斯塔斯(Vestas) 、西班牙歌美萨(Gamesa) 、美国通用电气( GE) 、德国恩德(Nordex) 、德国西门子( Siemens) 、印度苏司兰Su2zlon等占有96%以上的份额,仅前4家就掌控了约75%的份额(2008年Vestas收入达到80 亿美元,占全球风电设备市场份额的19. 8%; GE 占18. 6% ) 。国内市场由于国家政策明确规定了风电设备国产化率达不到要求的风电场不允许建设,进口设备关税不能减免,因此,这一规定不仅极大地促进了国内企业的迅猛发展,如目前仅整机制造企业已超过70 家(其中国有控股企业27家,民营企业23家,中外合资或外方独资企业20家) ,配套企业则更多;同时也直接促使了外资风电巨头企业的本土化行动,如Vestas, GE, Gamesa,Nordex, Suzlon等全球最大的风电设备商都已在中国投资设厂。2008年,内资(包括合资)企业的市场份额达到76% ,外资企业只占有1 /4。随着内资企业技术的逐步成熟和产业链的不断完善,今后的市场占有率还会继续提高。

　　但是,由于全球风电设备投资过热,导致产能过剩,利润率普遍呈大幅下降趋势,如排名世界风机制造第一的Vestas,占有全球30%左右的市场份额, 但其净利润率从2001 年开始持续下降,2005年还亏损了近2亿欧元。国内市场,由于近几年集中上风电项目,风电设备一度形成卖方市场,如2006 ～2007 年,进口风电设备平均价格比以前上涨了约20% ,还供不应求。但随着国内风电设备的井喷式发展,价格已大幅度降低(如以1. 5MW风机为例,其每kW 的价格已从2007 年的约5 700元下降到2008年约5 400元,最近又报出了5 100元左右的新低价,即一台1. 5 MW 机,一年左右时间价格就下跌了将近100万元) ,与前几年形成了鲜明反差。风电设备市场现已成为买方市场,预计2009年后,这一态势还将继续加剧。

　　2. 3我国风电设备制造水平现状

　　与世界风电产业发达国家相比,我国风电设备制造起步较晚,从20世纪70年代开始研制大型并网风电机组,直到1997年在国家“乘风计划”的支持下,才真正从研制走向了市场,但一直处于我国风电发展的“短腿”状态。

　　在我国风电发展初期,风电设备基本上都是进口产品,由于其价格和维护维修成本较高,使风电电价居高不下,极大地阻碍了我国风电产业的快速发展。因此,加快风电机组国产化、规模化步伐,是促使我国风电产业健康、快速发展的关键。

　　近些年来,在国家政策扶持和能源供应紧张的背景下,我国风电设备制造业迅速崛起,取得了明显进步。如2004年以前,我国仅能制造采用定速定桨等传统技术的600 kW及750 kW 的风电机组,技术水平只相当于国际上20世纪90年代中期的水平。而现在,已经可以批量生产新型的1. 5MW和2MW的双馈式变速恒频风电机组和直驱式永磁风电机组, 3MW的风电机组也已问世并将很快实现批量生产,甚至更大级别、难度更高的海上风电机组也开始研发,技术水平有了显著提高。

　　国内风电设备企业的长足发展,在加上国际上十大风电设备企业的相继进入,我国已逐步成为风电设备的“世界制造中心”。但从总体上看,国产风电设备在核心技术上与国外先进国家相比还有很大的差距,仍处于引进与跟踪阶段。

　　国产风电设备存在的问题是: (1)没有自主知识产权的核心技术。多数国内企业仍是直接购买国外风电设备设计公司或制造企业的产品许可证,进口图纸非常昂贵,通常MW级风机的图纸价格都在150 万美元以上,而且只是一张组装图。(2)引进机型相对落后,生命周期短暂,难以持续批量生产。(3)非独家购买。国外厂商重复转让,在国内企业之间不可避免地引起同质化竞争。(4)引进机型通常不是针对中国市场进行开发的,还需要进行二次开发。( 5)关键零部件的核心技术还未完全掌握,国产化制造水平仍较低。因此,国产风电设备面临着较大的技术转化风险,其关键在于引进机型的设计成熟度和关键部件的国产化制造水平,如随着国产风电设备运行时间的增长,因设计缺陷导致的齿轮箱轮齿断裂、因材料中含氢量过高导致的主轴断裂等技术质量问题已开始逐渐凸现。

　　国产风电设备的比较优势是:

　　(1)具有突出的价格竞争优势。同一技术档次的风电设备,国产设备一般比进口设备价格低20%～30% ,而且还省去了5%～10%国际运输费用;比国外品牌在国内本土生产价格低10% ～20%;另外零备件价格也低得多。

　　(2)能满足中国市场的特殊需求。引进风电设备难以完全适合我国的气候条件(如一般欧洲国家风电机组供应厂商提供的产品都是按IEC标准、Ⅱ级风况- 20～ + 40℃温度范围设计的;而我国幅员辽阔,南北气候差异极大,温度范围要求达- 30～ + 60℃,甚至更宽) ,因而造成较高的故障率。而国产风电设备可以根据不同气候和风况条件,不同地区的风电场情况,进行有针对性地研制。如:针对北方地区,研制能耐- 30 ℃以下气温的低温(或寒冷)型机组;针对沿海地区,研制具备三防措施(防盐雾、防湿热、防霉菌)的沿海高温型机组;针对大约75%的中国陆上风资源属于2级和3级风力,研制适合中低级风速条件的机组等。

　　(3)具有便于运输的优势。随着风电机组单机容量向大型化发展的趋势,主要零部件的尺寸和重量都有较大增加,如1. 5 MW 的风电机组的机舱重量大于50 t,叶轮约30 t,叶片长度大于30m,不仅给长途运输带来很多不便,而且运输费用在整机造价中所占比重也越来越大。如跨国界长距离运输,不仅时间长(一般需要30～40天) ,而且国际运输费用高(大约占整机费用的5% ～10% ) ;另外还存在很多的运输风险。

　　(4)能为风电场用户提供可靠的技术支持和快捷的售后服务。进口设备在过了保质期后,其维修维护成本相当高。一般国外维修维护人员费用约每人每天4 000元;此外,还有零备件的国际运输费、关税等。更主要的是,由于零备件供应不及时,造成停机,会带来更大的发电损失。而选用国产机组,由于售后服务快捷,零备件供应及时,不仅维修维护成本大大降低,也不会对正常发电造成大的影响。

　　国内风电设备制造企业主要是金凤科技、华锐、东汽、浙江运达、东电、上海电气、国电、湘电等。其中,在2008 年表现最为突出的是: 华锐的市场份额最大,占全国新增总装机容量的22. 5% ,跃上全国第一的位置,并计划在2010年实现生产适应陆地、海上及各种风能资源条件下的1. 5, 3和5MW系列风电机组1 000台以上,进入全球风电设备制造前五名;金凤科技的主导产品由单一的750 kW机组过渡到与1. 5MW机组并重,全年生产了750 kW 机组1 471台和1. 5MW 机组370台,同时开展了2. 5, 3和5MW机组的研发;再加上东汽和浙江运达,这四家企业生产的风电设备,已占到2008年新增装机容量的61%。

　　根据2008年我国风电装机机组类型来划分,双馈式风电机组仍占据了较大比例,代表厂商有华锐, Vestas, Gamesa等; 受零部件供应紧缺的影响,直驱式风电机组占据的比例较小,代表厂商有金风科技等。随着直驱式风电机组零部件产能的释放,今后一段时期,将会呈现双馈式和直驱式风电机组并存的状况。另外,半直驱式风电机组也已研制出来。

　　制约风电设备制造水平以及市场供求关系的关键因素是核心零部件的研发制造能力。风电设备的主要零部件包括齿轮箱、叶片、轮毂、发电机、控制系统、主轴、塔架等约20个部分,其中成本主要集中在叶片、齿轮箱、发电机上(叶片约占成本的25% ,齿轮箱约占16% ,发电机约占7%等) 。以2006年的需求来衡量,叶片、发电机和塔架供大于求,齿轮箱、轴承和控制系统则供小于求,形成了瓶颈,导致风机供不应求,价格上涨。2008年后,轴承的规模生产能力已迅速形成,但齿轮箱和控制系统仍存在有不小缺口,主要是由于MW级以上风电设备成为主流机型,而相关配套核心零部件还没有形成完整的产业链所致。

　　2008年8月,国家财政部发布了《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》,其中规定,对符合支持条件企业的首50台MW级风电机组,按600 元/kW的标准予以补助,其中整机制造企业和关键零部件制造企业各占50% ,并重点向关键零部件中的薄弱环节———如变流器和轴承倾斜,这一政策的实施,无疑将对风电设备及其核心零部件的发展起到进一步促进作用。

　　3风电轴承

　　轴承属于风电设备的核心零部件。由于风电设备的恶劣工况和长寿命高可靠性的使用要求,使得风电轴承具有较高的技术复杂度,是公认的国产化难度最大的两大部分(轴承和控制系统)之一,成为影响我国风电制造业发展的软肋。

　　3. 1市场需求与生产能力

　　由于20年免维护的使用寿命要求,对风电轴承的需求主要是主机配套市场,基本上没有维修市场。以全球风电装机容量在2020年达到12亿kW计算, 2009～2020年,平均每年新增风电装机容量为9 000万kW。若以单机平均容量为1. 5MW计算,每年需新增风电机组6万台;以我国风电装机容量在2020 年达到1 亿kW 计算, 2009 ～2020年,平均每年新增风电装机容量约为732万kW。若以单机平均容量为1. 5 MW 计算,每年需新增风电机组4 880台。以目前国内一套风电机组的轴承成本70万元左右计算,年平均市场容量约34亿元。

　　2006年以前,国内风电设备配套轴承大部分都是进口,价格昂贵,交货周期长。在2007 年期间更为突出,由于风电轴承需求旺盛,世界著名风电轴承厂商尽管满负荷生产,仍然供不应求,进口轴承单价几乎平均上涨了1倍,合同交货周期长达1～2年。但目前,偏航轴承和变浆轴承的产能已出现过剩状态,价格大幅降低,如与2008 年以前相比,国产偏航轴承和变浆轴承的降价幅度已高达20%～40%。

　　国际著名风电轴承公司主要有德国ROTHEERDE (罗特艾德) 、法国ROLL IX (劳力氏) 、瑞典SKF、德国Schaeffler (舍弗勒) 、美国TIMKEN和日本NSK 等, 在全球市场占据统治地位。SKF,Schaeffler, TIMKEN等还与国内风电主机主要生产企业华锐等、增速器主导生产企业南高齿等签订了战略联盟关系,全面供应配套轴承。

　　近3年来,国产风电轴承逐渐形成了规模化、系列化生产,主要企业有瓦轴、天马、洛轴、徐州罗特艾德、大冶轴等,还有轴研科技、方圆支承、上海联合、西北轴等,不仅基本满足了国内的需求,而且也成为国外一些风电设备厂家的采购渠道。风电轴承中,偏航轴承和变浆轴承的技术门槛相对较低,而主轴轴承和增速器轴承的技术含量较高,发电机轴承基本上为技术成熟的通用产品。因此,目前国内风电轴承企业的产能主要集中在偏航轴承和变浆轴承上, 3MW以下风电设备配套轴承均可批量生产,国产替代率已达到80%以上,年产能已达4万套以上;但对于主轴轴承和增速器轴承,基本还是依靠进口,只有部分企业初步介入,尚处于研制阶段。

　　3. 2关键技术

　　风电轴承的工况条件比较恶劣,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,增速器轴承在启动和制动时要承受很大的冲击载荷,由于要求风电机组在风速达到3～4 m / s的条件下即能启动发电,所以轴承应具有低摩擦力矩、高运转灵活性的特点。另外,最关键的是,由于吊装和更换轴承极为不便且成本较高(一次安装拆卸费用即高达几十万到上百万) ,因此, 20年的使用寿命及高可靠性,就成为对风电轴承的基本要求,若在质保期内轴承损坏,将进行索赔,带来的经济损失巨大。我国对风电轴承制造方面起步较晚,在研究开发深度和工程应用经验积累方面远远不够。风电轴承的关键技术主要有:

　　(1)设计与分析。目前仍以经验类比设计为主,受力分析与载荷谱的研究几近空白。其中的难

　　点技术是针对主轴轴承的要求无故障运转达13 ×104 h以上,并具有95%以上的可靠度;针对齿轮箱轴承的高损坏率(据统计,齿轮箱故障中约80%左右是由轴承失效所致)的高载荷容量设计等。

　　(2)材料。不同部位的轴承采用不同的材料及热处理,如提高偏航和变浆轴承用40CrMo钢的低温(环境温度- 40 ～ - 30℃,轴承工作温度在- 20℃左右)冲击功等力学性能的热处理方法,表面感应淬火的淬硬层深度、表面硬度、软带宽度和表面裂纹(尤其是齿根部位)的控制;增速器轴承用相当于国外STF, HTF钢的研制及控制其残余奥氏体最佳含量的研究;主轴轴承在国产真空脱气钢质量尚存在一定差距的情况下,采用电渣重熔渗碳钢ZG20Cr2Ni4A制造等。

　　(3)防腐蚀与密封。偏航和变桨轴承部分裸露在外,会受到环境污染腐蚀等侵害,因此,要进行满足整个使用寿命期的表面防腐处理。同样重要的,还有防止轴承内部润滑脂泄漏、外界杂质侵入的密封技术。

　　(4)偏航和变桨轴承的特殊游隙要求。由于偏航和变桨轴承要承受不定风力所产生的冲击载荷等,因此,偏航轴承要求小游隙;变桨轴承与偏航轴承相比,由于承受的冲击载荷更大,由叶片传递的振动也大,所以要求为零游隙或者稍负游隙,以减小滚动工作面的微动磨损。

　　(5)偏航和变桨轴承滚道的磨削加工。由于风电设备大型化的趋势,要求轴承具有更高的启动及运转灵活性。所以,偏航和变桨轴承的滚道加工已从常规的精车转变为磨削加工,配套钢球也从G48改变为G20。

　　(6)主轴轴承和变速器轴承的高精度加工。其中最主要是所采用的调心滚子轴承,由于其结构特点,导致在制造上难以实现高精度,通常的最高加工精度仅为P5,而现有的设计精度最高已要求达到P4。

　　(7)变速器轴承用保持架的改进设计。保持架应具有更高的强度和耐磨损性。

　　(8)检测试验。检测试验包括摩擦力矩测量、模拟试验机和试验规程等。

　　4 结束语

　　风电产业前景十分广阔,风电设备是影响我国风电产业发展的主要制约因素,而风电轴承等核心零部件则是风电设备制造的瓶颈。国产风电轴承与国产风电设备一样,都具有技术和投资两大风险。其技术风险是,风电轴承仍以仿制为主,其中最具高技术复杂度的主轴轴承和增速器轴承尚处于研制阶段,核心技术未完全掌握,对于20年的使用寿命,目前MW 级以下风电轴承最长仅运行了10年,MW 级以上批量生产风电轴承仅运行了2 ～3 年,远未通过实用考核;其投资风险是偏航轴承和变桨轴承的产能已过剩,在同质化的市场竞争下,价格大幅降低(包括国外一些公司的产品,且合同交货期也压缩至半年) ,预期投资收益难以保证。

　　国家加大鼓励风电等可再生能源发展的政策,尤其是重点向风电轴承等关键零部件的倾斜政策和近期关于完善风力发电上网电价政策的规定(按风能资源状况和工程建设条件, 4类资源区风电标杆电价水平分别为每kW ·h 0. 51, 0. 54,0. 58和0. 61元) ,以及国际金融危机对风电产业影响很小甚至反向刺激的特定背景,为促进国产风电轴承进一步规模化生产提供了发展环境和空间。既使是在国家刚刚出台的抑制风电等行业产能过剩和重复建设的产业政策导向中,也特别提出:“重点支持自主研发2. 5 MW及以上风电整机和轴承、控制系统等关键零部件及产业化示范”。因此,国内风电轴承制造企业应充分利用这一政策效应,积极调整投资策略和产品结构,跟踪主流机型发展动向,尽快掌握核心技术,在技术质量水平和自主知识产权上取得新突破,为我国的风电产业的高速、健康发展做出应有的贡献。