某风电场机组叶片断裂原因分析-北极星风力发电网

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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），

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。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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