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某风电场机组叶片断裂原因分析

放大字体  缩小字体 发布日期:2019-04-30   来源:《风能》杂志  作者:刘文斌,李时华  浏览次数:1493
核心提示: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。
   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。
 
  三、雷击分析
 
  如雷电对电网或风电机组冲击较大,应出现短时间的 系统过电压;如雷电冲击能量较小,可能仅导致叶片损坏而 无法引起系统过电压。由事故前后系统电压变化情况图(图 6)可知,叶片断裂前后系统电压无明显波动。
 
  综合分析可知:(1)排除故障时风速超过设计值导致 叶片断裂的可能;(2)排除风电机组飞车的可能;(3)排除雷击因素导致叶片断裂的可能。
 
  四、叶片解剖测量、取样试验
 
  叶片各截面测量明细见表 3,发现的主要缺陷见表 4。
 
  综合分析如下:
 
  (1)叶根处存在 2 处褶皱:叶根 L2.5m 处轴向褶皱 (L=600mm,W=32mm,H=8mm,高宽比为 0.25);叶根 L1.8m 处轴向褶皱(L=480mm,W=27mm,H=6mm,高宽 比为 0.22)。由于叶根 L2.5m 折断截面并未发现褶皱分层, 且 L2.5m 折断截面呈弦向折断与 2 处轴向褶皱没有直接关 联,判定 2 处褶皱均为质量缺陷。
 
  (2)后缘 L23m 和 L24m 处的断面上均发现有空胶现 象,叶片局部空胶风险较小,可以排除。
 
 
  (3)抽检了 10 处叶片后缘粘接厚度,存在 4 处超标, 部分胶层存在空胶现象。除后缘 L8m 位置超标严重(超标 275%)外,其余 3 处最大超标为 16.67%。但胶层超厚的缺 陷并未在叶片初始断口位置,因此,后缘胶层缺陷不能作为 本次叶片断裂事故的主要原因,可以排除。
 
  (4)L6m 处 后 缘 辅 梁(UD) 弦 向 褶 皱, 长 度 为 320mm,宽度为 25mm,高度为 5mm,高宽比为 0.20。叶 片在 L6m 处发生折断,现场勘查发现 L6m 折断截面存在褶 皱分层的现象,弦向褶皱对叶片折断的影响因素很大,初步 判定该缺陷是造成叶片折断的主要因素。
 
  判定该缺陷是造成叶片折断的主要因素。
 
  五、辅梁弦向褶皱材料力学性能测试、拉伸测试 因叶根外部自 L6m 至 L15.5m 处后缘开裂,在辅梁褶 皱位置取三个样块:第一块为 L6m 处后缘辅梁断口位置样 块,标记为 A 样块;第二块为 L7.5m 处后缘辅梁弦向 45° 褶皱样块,标记为 B 样块;第三块为正常状态的辅梁,标 记为 C 样块,作为对比样块。
 
  弯曲试验是将一定形状和尺寸的试样放置于弯曲装置 上,以规定直径的弯心将试样弯曲到要求的角度后,卸除 试验力,检查试验承受的变形性能(由于样品 A 尺寸较小 且缺陷过大,导致试验机无法做力学性能测试,因此,本 次力学性能试验用样块 B 和 C 做对比测试)。由弯曲试验 数据(表 5)可知,缺陷样块的弯曲强度仅为正常样块弯 曲强度的 67.97%;而弯曲模量比正常样块大 9.13%。弯曲强度降低,使得辅梁的抗剪切能力严重下降;而弯曲模量 值越大,表示材料在弹性极限内抵抗弯曲变形能力相对越 小,实验数据表明辅梁出现褶皱后,降低了本身的抗变形 能力。
 
  拉伸试验是检测强度和刚度最主要的试验方法之一, 通过拉伸试验可以观察材料的变形行为。由表 6 可知,褶皱 缺陷导致辅梁抗拉强度下降了 9.18%。

  结论
 
  结合试验数据分析可知:缺陷样块的弯曲强度仅为正 常样块弯曲强度的 67.97%;褶皱缺陷导致辅梁抗拉强度下 降了 9.18%;而弯曲模量比正常样块大 9.13%;以上数据充 分说明,叶片 L6m 处的后缘辅梁(UD)弦向褶皱是造成叶 片折断失效的主要诱发因素。
 
  综合分析,该事故风电机组叶片的失效过程是由叶片 L6m 处后缘辅梁(UD)弦向褶皱诱发叶片开始断裂,叶片 在离心力的作用下,蒙皮及主梁发生撕扯分层开裂,在叶片 开裂后,叶片稳定性大幅下降,当叶片载荷传递到根部后, 因根部结构强度较大,在叶片 L6m 处应力积聚,导致后缘 L6m 处由内向外撕裂,迎风面和背风面主梁折断,进而导 致叶片瞬间失效。
 
  (作者单位:中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司)
 
 
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