风机叶片失效原因分析和对策

华电国际宁夏新能源公司 李长军/文

1 风机叶片的失效

风机叶片是风电机组中的基础和关键部件之一，其价值占到装机成本约20%，叶片的性能优劣将关系到整个风电机组的安全、可靠运行。因叶片工作在高空，处于易形成疲劳失效的交变载荷，并同时承受严寒、雷电、冰雹、雨雪、沙尘等恶劣自然环境的考验，产品的质量及可靠性问题也逐渐暴露出来。据统计，某公司2008—2016年期间因叶片损坏失效停机事故共65 起，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。

叶片发生事故电场必须停止发电，开始抢修，严重的还必须更换叶片，这必将导致叶片制造商高额的维修费用、发电量损失赔偿费用，存在不可轻视的技术和经济风险。因此风电企业应深刻认识到叶片质量安全的重要性，以降低失效事故，减少损失，提高企业经济收益。

2 叶片失效和断裂原因分析

风电机组叶片失效模式可分为叶片褶皱、粘接不牢、运输和吊装、螺栓断裂、飞车失稳、雷击、叶片表面腐蚀磨损等造成的叶片断裂、开裂等失效。

2.1 叶片褶皱造成的断裂失效

目前叶片褶皱造成叶片失效主要体现在叶根褶皱、主梁褶皱及后缘鼓包。2010年河北承德某风电场叶片因叶片主梁褶皱造成叶片批量折断。某公司河北、内蒙若干项目某型号叶片批量叶根褶皱断裂，涉及12个项目总共630多台，直接更换40余台。某公司若干项目某型号叶片批量叶根褶皱开裂，涉及7个项目总共154台，直接更换16台。宁夏某项目某型号叶片批量性后缘鼓包开裂涉及2个项目9套叶片。

图1 断裂叶片图片

图2 断裂叶片图片

图3 断裂叶片腹板粘接高度不足

图4 断裂叶片后缘粘接厚度不足

图5 后缘蒙皮变形及开裂

图6 前缘弦向裂痕

在这些褶皱区域，褶皱形成富胶区和起皱布层，使当地强度急剧下降，在复杂荷载的交替循环作用下形成裂纹后迅速扩展，由三维应力分量引起的主梁分层破坏和腹板剪切破坏是导致该叶片丧失承载能力的最终原因，而叶片主梁的局部非线性屈曲变形是加速其分层破坏的重要原因。

2.2 粘接不牢造成的断裂失效

叶片粘接是叶片制造过程中的关键工序，但是由于在前后缘及大梁粘接部位制造过程中的复杂性，大部分叶片在安装运行之前包含某种程度的制造缺陷，许多缺陷通过表面用肉眼是无法检测到的。截至目前，国内风电行业已出现多次因粘接问题造成的叶片批量开裂，如国内某公司的山东、山西若干项目型号的叶片批量开裂，涉及20个项目400多套叶片，直接断裂/开裂70余支，主要原因粘接宽度、粘接厚度不满足要求。

从以上分析得知，叶片粘接不牢易造成重大粘接质量问题，从而引起叶片失稳破坏，造成该叶片断裂（见图1、图2）。叶片粘接不牢主要体现在粘接高度不足、粘接厚度不足（图3、图4）。粘接面未清理方面，主要原因可能为：①涂胶形状设计不合理，未能足够考虑结构设计；②没有根据涂胶形状在不同位置设计不同的涂胶板；③腹板模具与壳体不随型、腹板粘接法兰张口的尺寸不合理；④缺胶检测工具落后，检验人员没有有效手段和方法反馈出产品的实际粘接水平，从而造成叶片缺胶不能快速、真实地反映出来。

2.3 运输和吊装造成的开裂失效

叶片运输过程中叶片的捆绑、防护以及吊装过程中的吊点方式都可能造成叶片损伤，这些损伤在运行后会逐渐演变成事故。2014年，某风场机组运行过程中发生异常，停机检查后发现叶片前缘两处弦向裂痕、后缘蒙皮发生屈曲变形、后缘开裂、内部夹芯层分层（图5、图6）。

造成叶片失效的原因如下：叶片前缘的两条损伤裂痕为弦向裂痕，为叶片吊装时残留的绑带痕迹，损伤叶片装机前进行过单点起吊操作，单点起吊一根吊带正好位于前缘损伤裂痕之间。而叶片使用维护说明书要求叶片使用双点起吊方法，因此采用单点起吊造成了此叶片的损伤。

2.4 螺栓断裂造成的失效

2016年湖南某风场机组叶片在运行突然报故障，通过勘察发现，该叶片有10根螺栓批次断裂（该批螺栓材料为42CrMoA，性能等级为10.9级），存在螺栓撞歪、螺栓松动，大部分从内部交叉螺母处断裂，由于断裂的螺栓掉出导致变桨卡住轮毂因而风机报故障（图7、图8）。

通过采用扫描电镜、金相检验、显微硬度、化学成分以及力学性能分析，以及结合以往断裂的事故案例，分析得出螺栓主要为疲劳断裂，具体如下：①螺栓断裂的主要原因与预紧力有关，或是风电机组正常工作时产生的振动使得螺栓产生了松动，不断的振动冲击产生使得受力较大的螺栓在瞬间冲击载荷下产生疲劳源，疲劳裂纹在交变载荷下不断扩展直至最终螺栓失稳断裂；②螺栓安装及维护方法与施工工艺要求不一致；③不同厂家的螺栓与螺母混装；④润滑剂的涂抹方式不一致，半涂抹波动大，容易造成疲劳断裂；⑤转运过程中造成的螺栓偏移；⑥断裂螺栓本身材料问题，如材料偏析严重、裂纹源处夹杂物超标、疏松等。

图7 断裂螺栓图片

图8 断裂螺栓图片

图9 飞车开裂叶片

2.5 飞车造成的开裂失效

2014年，某公司的湖南某项目型号的2支叶片开裂损伤严重（图9），在25m至30m发生蒙皮屈曲及后缘UD开裂。

根据风场机组叶片事故的描述，风机最高转速达26r/min（额定16r/min)，且在25r/min以上高转速状况下运行超过15分钟，飞车过程中发现2片叶片开裂。风机飞车的主要原因是变桨系统故障引起的。变桨故障主要有：①变桨通讯故障造成的叶片损坏。由于风速变化时，特别是在风速瞬间由低风速向大风速切换过程中，由于通讯故障，风机变桨信号不能传达至变桨系统，不能顺利收浆，造成风机叶轮失速，最终导致叶片断裂。②风机蓄电池失效。在风机运行过程中，若出现风机变桨电源失去，或停电检修过程中，而此时蓄电池馈电或失效，造成风机无法收浆，也会造成风机失速，叶片断裂事故发生。

2.6 雷击造成的开裂失效

随着风机容量的不断增大，叶片长度也逐渐加长，由于很多风电机组多安装在山顶，再加上机组服役时间延长，叶片表面受损程度加深，风机机组遭受雷击的几率越来越大，图10—图13为2016年山西某风场叶片由于遭受雷击导致叶尖开裂、导电铝尖脱落、腹板开裂导线熔断等。

叶片雷击损坏的原因主要如下：①随着叶片运行时间的增加，胶衣出现磨损、脱落现象，继而出现大量砂眼，通腔砂眼在雨季造成叶片内进水，湿度加大，防雷指数降低，雷击叶片事故出现；②在叶片弯曲疲劳交变载荷下，由于防雷导线固定位置处于大梁根部，该处载荷和形变较大，加上导线处于点固定状态，部分快固胶和包裹的玻璃布粘接不牢产生导线松动乃至脱落，在叶片高速运行过程中自由甩动进而导致导线损失，避雷失效，因此叶片防雷系统布局和固定方式的缺陷是造成雷击的根本原因；③风电场的地理位置、地形特征、矿藏分布、季节降雨分布等也是产生雷击的原因，叶片的高频率接雷，图13中导线的熔断也证明了雷电对导线的损伤，因此风电场本身的环境因素是造成叶片雷击开裂的重要辅助条件。

2.7 叶片表面腐蚀磨损造成的损伤

在西北风沙大的区域，旋转的叶片与空气中的沙尘长期产生摩擦碰撞，由于叶尖速度大多超过70m/s，在这种速度下，空气中的沙尘颗粒会导致叶片前缘磨损，后缘涡流磨蚀。胶衣首先出现磨损、脱落现象，后出现大量砂眼，前缘迎风面尤为严重，风机运行时产生阻力，隐患开始显示。随着叶片的运行，叶片外固定材料已被风砂磨损至极限，叶片粘合缝已漏出，叶片如同在无外衣的状态下运转，横向裂纹加深延长，这种状态下，风机的每次停车自振所发生的弯扭力，都有可能使叶片内粘合处开裂，并在横向裂纹处折断。

3 防范措施和对策

3.1 机组及叶片选型。风电场建设规划期，需详细了解风电场的地理位置、地形特征、矿藏分布、风场等级、季节降雨分布等，防止盲目确定机组型号，特别是叶片型号，以减少雷击失效或飞车失效。

3.2 加强原材料和加工工艺的监督。加强风机叶片制造过程中的监督监造是有效防范不合格叶片的重要手段。叶片在制造过程中，项目公司单位应派专人进场监造叶片的加工制造过程。①生产叶片所用的原材料必须达到有关规定的力学性能；②加强对叶片制造流程过程中的叶片铺层、真空灌注固化、叶片合模后固化以及后处理监督；③严格把关，防止带缺陷的叶片出厂。如常见的缺陷有纤维布褶皱、干纤维布丝、错模、气泡、发白、分层、异物、粘接宽度不够（或过多）、缺结构胶、结构胶出现裂纹等缺陷。

图10 雷击至叶片开裂

图11 雷击点击穿发黑

3.3 提高粘接质量检测水平。①为了更好地控制粘接质量并提高工艺水平，根据各区域特点设计涂胶工装并进行标准化，通过工装的使用消除刮胶高度和宽度的波动；并将玻璃钢腹板模具更改为铁腹板模具，并在壳体内放置间隙控制环氧板，保证腹板与壳体的随型性；优化粘接角模具制作。②引入叶片的无损检测提高检测能力是很有必要的，如：测频、红外成像、超声波、射线等。对于泡沫或轻木夹心结构区域尽量采用激光散班干涉来探伤，对于玻璃钢层合板和粘接层部位应该采用超声波的方式来探伤。

3.4 运输设计优化。叶片的设计开发应坚持优先保证强度，并在此基础上延伸到生产、运输、风场运行等环节，应考虑运输或转运过程中的后工装位置、单点吊装、工装夹持等局部强度，降低叶片的质量和安全风险。建立健全运输供方监控机制。建立健全运输供方评价机制，选择有运输叶片能力的企业承揽运输任务，安装前与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。

图12 雷击点大面积损伤铝尖脱落

图13 腹板开裂导线熔断

3.5 加强叶片到场后的验收。叶片到场后，监理公司应组织项目公司、施工单位相关技术人员对叶片表面质量进行肉眼检查，主要检查：①制造叶根螺栓预埋叶片时，叶根褶皱是否较大较多，此处容易在叶根处发生断损；②PS面、SS面、叶尖、前缘、后缘、梁帽等部位是否有毛刺、皱褶、脱漆、夹层、开裂等缺陷；③检查接地片、接地线连接是否牢靠；④叶片到场后的摆放。叶片到场后如果不能及时吊装，在现场摆放时叶片摆放方向应与主导风向一致，叶片支架应放置在地基稳定的地面上，必要时须在叶片支架位置拉设揽风绳，避免大风、阵风时吹倒叶片。

3.6 提高设备安装质量。①风电机组叶片实现100%力矩抽检：叶片变桨螺栓、塔筒、法兰螺栓应严格按照安装说明书的要求进行对角紧固，并进行100%力矩抽检，避免螺栓运行过程中由于个别螺栓松动、退出，造成连接螺栓断裂、变桨卡涩、塔筒晃动或震动。②安装完成后防雷接地系统的验收。风机安装完成后应进行接地电阻在自然气象下的测试，接地电阻一般不大于3Ω；检查风机防雷系统各连接件，如接地碳刷、连接线等连接牢靠，无松动。

3.7 加强运行期间的设备定检工作。①加强叶片的定检工作。叶片运行一年后应将叶片监督检查列为风机定检项目。一般用6～12倍望远镜检查、吊篮人工检查和无人机检查等。②加强螺栓的定检工作。定检过程中对叶片螺栓、塔筒法兰等部位螺栓进行宏观检查和力矩检测，发现问题应扩大检查、检测范围，查找原因，并制定相应措施。③加强蓄电池监督。结合定检工作对蓄电池内阻进行测试，对不合格的蓄电池要及时进行更换。④加强防雷接地的检查。检查防雷接地系统的连接是否可靠，检查旋转连接部位碳刷磨损情况，并按厂家说明书及时进行更换。⑤加强沉降观测检查。

总之，叶片是风力发电机组的关键部件、动力源泉，叶片的可靠性是保障机组稳定运行的基础，加强基建、运输、生产等各个环节的监督是提高叶片质量的有效措施，是避免事故、减少风险、提高稳定收益的重要方法。