风力发电机组叶片断裂原因分析及防范措施.docx

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1、2022年8月6日8时51分，该风电场站#14风机主控报机舱振动开关1、2动作”故障，触发安全链断开停机，值班人员现场检查发现#14风机1支叶片断裂（当时天气暗,风速8.01ms,功率1772kW）#14风机叶片断裂图如图1所示.主控室报警如图2所示。后经钢便桥搭设、运输道路疏通、吊装平台修建等工作，于2022年9月9日完成3支叶片吊装更换工作，经检杳、测试各系统无异常后，风机于2022年9月11日恢更运行。图1#14风机叶片断裂图图2主控室报警1数据分析该风电场站主控室监控后台机舱振动采集周期为30s次，记录到214风机故障停机前的振动值为03mC（采样周期太长，不具备分析参考价值）；风机P

2、1.C程序中机舱振动采集周期为20ms次，数据显示在机组故障前机舱振动数据直处于正常范用，8:51:31.587ms机舱振动数据开始异常变大直至8:51:31.626InS振动值左右达到2.04ms前后达到6.9ms3前后振动值6.911s2超过限值触发安全链故障断开，整个振动异常过程约60ms,主桎室运行值班人员无法提前发现。机舱振动数据如图3所示.Is三三三一二三三二_雷三iw一一三三-三一.三三v三三三三三-三三图3机舱振动数据2原因分析对断裂叶片返厂取样分析后，发现该叶片SS面（背风面）主梁断裂处存在褶皱,褶皱的宽度30mm,尚度2e,宽尚比为0.067,超出规定值0.03。随褶皱缺陷

3、高宽比的增大，叶片材料疲劳寿命逐渐减小，当褶皱缺陷高宽比超过规定值时，材料疲劳寿命下降比较显著，达到90%以上n。因此判断原本应受力的纤维布未充分受力，使相应拉伸力由该位置树脂一同承受，而树脂的拉伸强度远小于纤维布水平，该位置整体的拉伸强度不及设计要求，使得该位置在机组运行过程中逐步产生院伤.最终在运行过程中，该位置的受力在某时刻超过所能承受的极限值，导致主梁臼褶皱位置发生断裂。经调查，该叶片SS面主梁2020年9月15日开始生产制作，此时生产基地所处的连云港区域刚好处在降雨降温阶段。由于外部环境温度突降，该叶片保温方案未及时调整，仍然使用气温较高的保温方案，这样使得升温偏慢的模具拼接位置（与

4、断裂位置一致）的升浪速度更加缓慢，最终因加热过程中局部的明显温差，导致模具拼接位置的主梁发生收缩，纤维布的布层出现褶皱。H前检验人员大多采用目视法检查叶片缺陷，同时生产厂家对缺陷的认识不到位，在生产过程中对褶皱位置进行了不规范维修，一些暗纹等不常见的深U褶皱很难被发现，检验人员未能有效识别相应缺陷，造成缺陷主梁在叶片生产过程中被使用R.3防范措施1.加强对风机大部件的制造、运输、吊装、调试等全过程监督和脸收工作，安排专人驻场进行设备监督制造：设备到场后依照规范开展技术检测，满足要求方能使用：吊装后对大部件进行全面的检查、检测、调试，确保其能够安全、平稳的运行。2 .要求风机厂家对风电场站所有风

5、机叶片开展外观检查和内部目视检查，并出具检查报告。3 .风机后台振动系统无故障录波功能，生控室电脑中的振动数据采集周期过长，不利丁运行人m对其进行监视、分析，应完善风机后台振动系统数据及功能,缩短振动采样周期、增加振动录波功能等。4 .针对叶片褶皱的举一反三检查:一是进入叶片内部,使用强光手电筒，贴紧叶片光体表面观察叶片壳体表面的阴影和高亮区域，检查叶片壳体内表面是否存在凸起和凹陷：二是通过超声波扫查，检查大梁内部是否存在褶皱。4结语风力发电机组的叶片是保证风力发电机组有效捕获风能转化为机械能、并转化为电能的核心部件，叶片的寿命直接影响风能的利用效率与风电场的运营成本叶片褶缴缺陷也是风电机组发

6、生事故的主要原因之一，由丁制造业工艺水平和综合能力限制，褶皱现象仍是普遍存在的问即。本文分析了叶片断裂产生的原因，并提出一些具有针对性的对策和防范措施，为风力发电机组的运行和管理提供了一些建议。参考文献：1沈臣周勃李菲，等.褶皱对风力机叶片主梁亚合材料疲劳性能研究J.重型机2022,(1):3639.2王冰佳赵勇王杰彬.风力机叶片摺皱机理及预防措施研究.电站系统工程,2018,34(1):6264.3刘洪波，冯才敏，张永妹.涂层起皱原理及研究进展J.涂料工业,2009,39(5):66-68.4王琳琳，陈长征，周勃，等.风力机叶片裂纹尖端温度场数值模拟J.机械设计与制造，2018,(08):22-25.5DaiJU-ChUar1,XinYangf1.iWen.DevelopmentofwindpowerindustryinChina:acomprehensiveassessmentj.Renewable&SustainableEnergyReviews,2018,97:156164.