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某风电场机组叶片断裂原因分析

北极星风力发电网  来源:《风能》杂志  作者:刘文斌,李时华  2019/4/30 9:18:18  我要投稿  

北极星风力发电网讯:随着风力发电规模和技术的不断发展,风电机组大型 化趋势越来越明显。而叶片长度的增加,在增大风能捕获效 率的同时,也增大了叶片断裂损坏的概率。通常叶片发生断 裂的主要原因包括生产过程中工艺控制不良,叶片根部局部 区域树脂固化不完全导致的强度、刚度降低,风速超限,风 电机组失速,电气故障以及雷击等。本文针对某风电场机组 叶片断裂事故,从风速超限、电气故障、雷击、生产工艺等 方面进行深入分析,确定了叶片断裂失效原因。

叶片断裂事故概述

某风电场 6# 风电机组于 2018 年 2 月 25 日 0 时 32 分 左右因叶片断裂停机。叶片型号:##96-2000/A5,叶片编号: 1201-149;叶片套号:097;制造时间:2012 年 8 月 12 日。 叶片断裂初始折断位置:叶片前缘 L4.5m 至后缘 L6m,其 他折断位置判断为二次断裂点。

事故现场细节描述

叶根位置:叶根避雷导线于 L2m 处断开并失踪。

后缘粘接:叶根外部自 L6m 至 L15.5m 处后缘开裂, 自 SS 面 L32m 至叶尖开裂。

前缘粘接:前缘粘接角保存完整,自 L4.5m 处发生一 次断裂;自 L7m 处发生二次折断。

粘接处未发生分离,前 缘粘接厚度及宽度无法测量。 腹板粘接:整个腹板粘接面未发生剥离,因叶片折断 导致叶根部位粘接胶与主梁剥离。观察叶片内部,腹板未发 生胶层开裂现象。 叶尖部分:铝叶尖全部甩出丢失,叶尖部位 33m 至叶 尖部分碎裂。

根据对叶片的整体检查结果,未发现明显的雷 击痕迹。经现场勘查,叶尖位置的碎裂为叶片坠落时的二次 损伤。 主梁部分:PS 和 SS 面主梁均自叶根 L2.5m 处与蒙皮分离,主梁部分整体保存完整。PS 面与 SS 面主梁与蒙皮均 结合良好。经现场勘查,主梁处的折断是由于叶片断裂失效 后,因重力作用导致的主梁与壳体发生分离,主梁本身并未 断裂。

后缘辅梁(UD):PS 面辅梁与外蒙皮结合完整,只是 在断裂后与壳体发生抽离。SS 面后缘辅梁在 L6m 处折断。

芯材及蒙皮:叶根处、前缘 L12m 处、后缘 L13m 处均 撕裂露出 PVC 芯材,残存 PVC 芯材表明粘接无异常。经现 场勘察,芯材和蒙皮处均为撕裂,这是由于叶片在断裂后受 重力影响,导致蒙皮与芯材发生撕裂

事故现场调研及分析

通过逐一分析导致叶片失效的各种外部因素对叶片失 效的影响,判定叶片失效的原因。导致叶片失效的外部影响 因素及判定方法如表 1 所示。

一、事故发生时风电机组状态分析 根据 SCADA 监控系统信息,在事故发生前后,发现 6# 风电机组异常,经过分析数据库内 1s 数据(见表 2),

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叶片出现断裂的时间为 2018 年 2 月 25 日 0 时 32 分 32 秒。

由图 3 可知,叶片发生断裂时,机舱振动较大,最大 值达到 3.4mm 左右,风电机组持续摆振约 2 分钟,之后振 幅逐渐减小。

叶片发生断裂事故后,3支叶片均正常顺桨且保持同步,具体过程见图 4。

二、事故发生时风速及转速分析

根据历史数据,2016 年该风电机组的最大风速为 24.3m/s,未超过设计风速。叶片断裂前后,风速未超过极 限风速,2018 年 2 月 25 日 0 时 30 分至 0 时 40 分的最大风速为 15.5m/s,处于正常运行风速范围内。

由图 5 可知,在叶片断裂前的一小段时间内,机舱风 速仪所测得的风速切变尚可,未出现较快的风速变化。该 风电机组在叶片断裂事故发生前后的最大转速为 17.42rpm (2018 年 2 月 25 日 0:32:02),未发生超速。

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