大型风电机组叶片损坏原因及对策

2014-02-09郭万龙

电力安全技术 2014年5期

郭万龙

(中铝宁夏能源集团有限公司，宁夏银川 750002)

风能作为一种清洁的可再生能源蕴量巨大，越来越受到重视。全球风能总量约为2.74×109MW，其中可利用的风能为2×107MW。对风电企业来说，无论是从风电机组保有量，还是从对电网及社会影响的角度来看，风电机组保持良好状态，实现较高的安全、可靠性都显得越来越重要。

1 风电机组叶片损坏失效事故

叶片是风电机组的关键部件之一，其性能优劣将影响整个发电机组系统能否可靠运行。因叶片整体裸露在外，工作条件恶劣，叶片损坏失效事故时有发生。根据中铝宁夏能源集团有限公司的统计，该公司2003—2012年期间停机超过7天及以上的机组失效停机事故共75起，其中因叶片损坏失效导致的停机事故有24起，占事故总数的32 %，且这些事故多发生在盛风发电期间。

当叶片发生失效事故特别是单片断裂事故时，3片叶片平衡旋转状态被破坏，发电机组瞬间剧烈振动；若机组保护失效或刹车装置迟延动作，将对发电机组轴系以及塔筒带来严重危害，并可能导致整台机组毁损。而且，断裂叶片在机组制动之前，极有可能撞击相邻叶片或塔筒，造成事故损失扩大。

叶片发生失效事故后，风电场必须进行停机检修，这需要使用大型起重吊车，而吊车的出场及作业费用巨大，且需等待天气处于小风或微风、无风的作业条件。既产生了高额维修费用，又因“弃风”丧失了发电良机。一台叶片损坏失效风机造成的直接及间接经济损失近百万元。从当前各风电企业的维护管理情况来看，对叶片维护的重要性认识不足、日常维护过程控制不严、维护投入不足，导致实际运行中的叶片隐患经年累月不断增多，随时都可能引发失效事故，影响企业经济效益。

2 风电机组叶片损坏失效分析

叶片损坏可分为断裂失效、开裂失效、雷击损伤、局部表面磨蚀、局部表面裂纹、运输吊装损伤和运行维护不当损伤等形式。

2.1 断裂失效

断裂失效多发生在叶片根部、叶片中部，呈折断形式，如图1所示。

图1 断裂失效的叶片(折断处断面)

导致叶片断裂失效的原因有以下4点。

(1) 设计缺陷。设计时安全冗余系数选择过低，叶片根部及叶片中部断面积过小、断面形状不符合强度、刚度要求；叶片实际运行载荷超出设计时的预测极限，过负荷导致叶片毁损；另外，进行极限设计时，风力发电机各部件与叶片的空间间距、质量等冗余量设计过小。

近年来，随着国家对风电产业的大力扶持，风电市场急速扩张，由于低端风机叶片技术含量较低，各路厂家纷纷涉足叶片生产。面对竞争压力，为降低叶片成本追求更高的利润，厂家致力于设计出低廉的部件。比如，用减小叶片根部直径的方式来减少轮毂和叶片的成本，但是叶片根部尺寸减小后会导致叶片强度不够。

(2) 叶片材料质量不符合要求。生产厂家使用不合格的胶衣、树脂或纤维材料，这些材料均质性差，容易出现局部软肋，导致叶片突然失效。

(3) 擅自更改生产工艺。目前国内高质量复合材料风机叶片多采用从国外引进的的RIM(聚胺脂反应注射成型)、RTM(树脂传递模塑)、缠绕及预浸料/热压工艺进行制造，但一些厂家为降低成本抢占市场采用手糊工艺进行制造。手糊工艺的主要特点为手工操作、开模成型、生产效率低以及树脂固化程度偏低，且对工人的操作熟练程度及环境条件的依赖性较大，产品质量均匀性波动较大，产品的动静平衡保证性差，废品率较高。工艺生产过程中的含胶量不均匀、纤维/树脂浸润不良及固化不完全等均会引起叶片变形、出现裂纹和断裂。

(4) 生产商经验不足。一些厂家经验不足，没有完全消化吸收国外生产技术，管控重点原理不清、方式方法简单，面对叶片制造中涉及的上百种主辅材料、工具、工装、模具、设备，缺少品质鉴定能力，生产工艺过程控制不到位，后期工序检测检验流于形式，无法保障叶片质量。

2.2 开裂失效

开裂失效多发生在叶尖、叶片中部前缘处，呈纵向分离张口形式，如图2所示。

图2 开裂失效的叶片

导致叶片开裂失效的原因主要有以下3点。

(1) 设计、生产制造时对尾边区域及叶片表层重视不够，胶衣耐磨性不够。风机叶片运转一段时间后，起到叶片外固合保护作用的树脂胶衣已被风砂抽磨至最低固合力点，叶片光泽退化、产生麻面，进而出现纤维布漏出、复合材料气泡破碎，形成大砂眼，叶片裂纹增宽、增长、加深，小砂眼向深处扩张的现象，导致风机运行时出现阻力、杂音、哨声。

(2) 风沙磨损侵蚀，修复不及时。(3) 叶片呼吸孔堵塞以及雷击损伤。

2.3 雷击造成的损伤

随着风机容量的增大，轮毂高度升至100 m左右，叶片长度超过30 m。由于风电机组多安装在开阔地带或者山顶，再加上机组服役时间延长，叶片表面污浊程度加深，风电机组遭受雷击的几率越来越大，而叶片是最容易遭受雷击损害的部件。图3为受雷击损坏失效的叶片。叶片受雷击导致的失效显见于接雷器处及叶片其他部位。

图3 受雷击损坏失效的叶片

叶片受雷击损坏的原因主要如下。

(1) 引雷器与叶片接触不严密，存有裂隙，引起雷击损伤。引雷器与叶片胶结不牢，雨水或吸潮浸湿，使引雷路径发生变化。当雷电击中叶片时，雷电释放的巨大能量使叶片结构内的浸水材料温度急剧升高,分解气体高温膨胀,压力上升，造成爆裂破坏。

(2) 叶片表面污浊引起的雷击。叶片积尘腐蚀叶片表面，加速叶片表面风化、出现毛刺和弹性减弱，使叶片产生微细裂纹，裂纹进一步积尘腐蚀，再加上静电灰尘形成的混合物加速叶片老化。阴雨天气时叶片表面湿度较大，如遇雷电天气，极易造成雷电误导现象；叶片接闪器处遇雷击，可能在叶片的另外一处出击，形成“一雷击两创孔”的现象。

风电机组叶片在雷雨季节过后损伤增加，无疑和雷击有着直接关系，至于其损坏机理则还需进一步进行实验研究。

2.4 局部表面磨蚀

局部表面磨蚀主要发生在叶尖切迎风面、中部切迎风面、叶片前缘、叶片后缘等部位，如图4所示。

图4 局部表面磨蚀的叶片

导致叶片局部表面磨蚀的原因主要如下。

(1) 风沙、水汽磨蚀。旋转的叶片会与空气中的颗粒(沙尘、水汽)产生摩擦碰撞。在多数情况下叶片叶尖速度超过70 m/s，在这个速度下，空气中的颗粒会导致叶片前缘磨损,后缘涡流磨蚀。被风沙抽磨的叶片首先出现麻面，麻面其实就是细小的砂眼，砂眼生成后的演变的速度是惊人的。集团公司某风电场一叶片上有一个直径为1.5 mm的砂眼，1年后清洗时发现，此沙眼已变成深3 mm、直径10 mm的小圆坑。如果此时是雨季，砂眼内存水，麻面处湿度增加，会大大增加叶片遭受雷击损坏的可能性。

叶片巡查时应注意磨蚀加深的演变过程特征为：早期叶片表面光泽度呈下降趋势，随着叶片表面光泽度的下降，叶片外层胶衣的磨蚀，就会出现麻面，并逐步发展为纤维布漏出、复合材料气泡破碎，形成大砂眼。随后，叶片裂纹增宽、增长、加深，小砂眼向深处扩张，风机运行时出现阻力、杂音、哨声。

(2) 高速风、剪切风、恶劣气候、疲劳寿命。虽然超过极限风速时风机叶片会停止转动，但较强的高速风、剪切风或大的阵风会使叶片载荷超过设计载荷，造成叶片损坏。暴雨、大雪、冰雹等恶劣天气同样可能造成叶片损坏。随着叶片使用周期的延长，叶片的抗疲劳能力减弱，也会导致叶片损坏。

2.5 局部表面裂纹

从统计资料来看，局部表面裂纹的分布无明显的规律性，全叶片均有发生，迎风面分布相对集中。

叶片胶衣抗低温脆性应变差、交变拉伸及机组自振引起胶衣疲劳、飓风冲击损伤等均会引起胶衣出现裂纹。叶片表面裂纹早期发生较少，一般在风机叶片运行2～3年后开始出现。不同部位裂纹呈现迥异发展趋势，有些演变较为缓慢，有些则发展迅速。出现在距叶片根部8～15 m处的裂纹会随风机的每次自振、停车加深加长。叶片裂纹随着空气中的颗粒物、风沙的侵入进一步加深加宽，进而导致叶片断裂。

尤其需要指出的是：有些叶片裂纹产生的位置在巡视人员视线盲区，再加上叶片表面油渍、污垢、积沙尘等遮盖，从地面用望远镜很难发现。如果风机运转时产生杂音、振动较大就应引起注意，及时进行检查，确认有无缺陷。

2.6 运输和吊装造成的损伤

运输过程中装车、捆绑以及运输途中碰擦导致的伤痕，叶片到场后的卸车、吊装过程中绳具夹具对叶片的损伤，这些细微损伤在运行后会逐步演变成事故。有些叶片在运输、吊装过程中由于野蛮作业而直接被毁损。

2.7 运行维护不当造成的损伤

(1) 超额定功率运行，使叶片运行超过设计极限条件，引起叶片疲劳损坏；另外当机组变桨系统、刹车故障无法使叶轮停止转动时，叶片旋转失速会导致叶片拉裂、抛出，造成风机灾难性事故。

(2) 对季节性安装的风机遗留的特定缺陷缺少预防性维护，轻微损伤坚持运行后演变为严重损伤。如一些在冬季装机的风机叶片常在第2年风机叶片预检时发现隐患，叶片刃处出现细短横向裂纹，导致叶片磨蚀后，耐冲击能力下降。前缘壳体受绳具、夹具损伤后，也会出现同样的问题，经过一段时间(多发生在2年以后)就会在叶片的表面形成凹陷现象。在地面观察，此部分会被误认为是漏油产生的积灰现象，实则为叶片形成麻面后吸附的静电灰所致。叶片吸附静电灰，证明此处叶片表面的密封层、保护层已脱落。最严重的现象是遇雨天、结露等湿度较大天气时，静电会在此处吸附大量水分，加速叶片表面风化，使叶片在雨天极易遭受雷击。

3 防止叶片损坏失效的措施

(1) 叶片选型。风电场建设规划期，需深度搜集风电场历史气象风况资料。测风观测应完整搜集3年以上的风况资料，防止盲目确定机组型式，特别是叶片型式，防止叶片强度、刚度不足，在实际运行时接近或超过叶片强度运行，同时避免过度富余造成浪费。

(2) 严把产品质量。招标选择叶片生产商时应审查其质量管理体系认证及运行情况。对叶片原材料的质量及来源、工序管理等提出具体要求。尤其是叶片胶衣应选用高强度耐磨蚀的优质材料。执行工艺标准，不得任意压缩单支叶片生产周期而不执行相应的质量控制手段，导致叶片出现质量事故。进场待安装叶片应检查其有无明显气泡、色差、针眼、皱褶、浸渍不良、芯材缺损、错位或芯材对接缝隙超出要求范围等缺陷。

(3) 优化设计。叶片设计、生产应坚持优先保证强度，并在此基础上优化叶片效能设计。在以最小的叶片重量获得最大的叶片面积，具有更高的捕风能力同时，使其具备良好的空气动力学外形及结构。丹麦的LM公司在61.5 m复合材料叶片样机的设计中对其叶片根部固定进行了改进，在保持根部直径的情况下，能够支撑的叶片长度比改进前增加了20 %，并使用叶片预弯曲专有技术，进一步降低了叶片的重量并提高了其安全性。

(4) 加强管理。加强叶片状态巡视检查、检测监测，建立定期维护制度。保持叶片表面光洁，减少叶片运转中的震颤。对胶衣脱落、砂眼、漏空、叶片开裂、避雷器损坏等隐患及时进行维修，重设表面并进行面层增强处理(如涂刷保护漆)，以减少雷击、磨蚀、腐蚀和疲劳失效的发生几率。对污浊叶片及时进行工业清洗，及早发现叶片的潜在问题或事故的苗头，采取措施防患于未然。例如叶片上1个砂眼可以很快修复，但是没有修复的砂眼在1个盛风期后就可转变成通腔大砂眼；1个早期发现的横向裂纹，用几小时就可以修复，但如果裂纹扩展到纤维层深度，则需付出数倍的时间和费用。

(5) 定期检测、消缺。定期(雨季之前)检测叶片接雷系统正常可靠，接地电阻小于4 Ω，确保将雷电流安全地从雷击点传导到接地轮毂，避免叶片内部雷电电弧的形成。对在生产过程中产生的有缺陷的叶片，以及在运输途中、使用中发现的有凹陷、破损、穿伤等问题的叶片，要及时进行修复，防止雷击损伤。

(6) 选择合格的承运企业。选择有运输叶片能力的企业承揽运输任务，安装前及安装后及时进行预防性维修，确保叶片处于可靠完好状态，这也是保证风电机组安全可靠运行的重要环节。

(7) 探索风电企业管理模式，健全管理制度。当前多数风电企业安全生产管理借鉴火电厂管理模式，这一方式为迅速规范风电企业管理取得了积极成效；但随着分散大容量的大型风力发电厂布局的形成，探索适应风电机组的安全生产管理模式势在必行。风电企业应通过健全风电机组管理制度及相关技术标准，进一步加强对叶片巡检、微损伤维护、检修的规范管理；对叶片实行定期巡检、状态管控，并根据状态检查、监测和诊断技术提供的叶片状态信息安排维修，防止叶片损坏失效。