某風電場機組葉片斷裂原因分析_東方風力發電網

福彩中奖税率:某風電場機組葉片斷裂原因分析

放大字體  縮小字體 發布日期:2019-04-30   來源:《風能》雜志  作者:劉文斌,李時華  瀏覽次數:1928
核心提示:隨著風力發電規模和技術的不斷發展,風電機組大型 化趨勢越來越明顯。而葉片長度的增加,在增大風能捕獲效 率的同時,也增大了葉片斷裂損壞的概率。通常葉片發生斷 裂的主要原因包括生產過程中工藝控制不良,葉片根部局部 區域樹脂固化不完全導致的強度、剛度降低,風速超限,風 電機組失速,電氣故障以及雷擊等。本文針對某風電場機組 葉片斷裂事故,從風速超限、電氣故障、雷擊、生產工藝等 方面進行深入分析,確定了葉片斷裂失效原因。
   隨著風力發電規模和技術的不斷發展,風電機組大型 化趨勢越來越明顯。而葉片長度的增加,在增大風能捕獲效 率的同時,也增大了葉片斷裂損壞的概率。通常葉片發生斷 裂的主要原因包括生產過程中工藝控制不良,葉片根部局部 區域樹脂固化不完全導致的強度、剛度降低,風速超限,風 電機組失速,電氣故障以及雷擊等。本文針對某風電場機組 葉片斷裂事故,從風速超限、電氣故障、雷擊、生產工藝等 方面進行深入分析,確定了葉片斷裂失效原因。
 
  葉片斷裂事故概述
 
  某風電場 6# 風電機組于 2018 年 2 月 25 日 0 時 32 分 左右因葉片斷裂?;?。葉片型號:##96-2000/A5,葉片編號: 1201-149;葉片套號:097;制造時間:2012 年 8 月 12 日。 葉片斷裂初始折斷位置:葉片前緣 L4.5m 至后緣 L6m,其 他折斷位置判斷為二次斷裂點。

  事故現場細節描述
 
  葉根位置:葉根避雷導線于 L2m 處斷開并失蹤。
 
  后緣粘接:葉根外部自 L6m 至 L15.5m 處后緣開裂, 自 SS 面 L32m 至葉尖開裂。
 
  前緣粘接:前緣粘接角保存完整,自 L4.5m 處發生一 次斷裂;自 L7m 處發生二次折斷。
 
  粘接處未發生分離,前 緣粘接厚度及寬度無法測量。 腹板粘接:整個腹板粘接面未發生剝離,因葉片折斷 導致葉根部位粘接膠與主梁剝離。觀察葉片內部,腹板未發 生膠層開裂現象。 葉尖部分:鋁葉尖全部甩出丟失,葉尖部位 33m 至葉 尖部分碎裂。
 
  根據對葉片的整體檢查結果,未發現明顯的雷 擊痕跡。經現場勘查,葉尖位置的碎裂為葉片墜落時的二次 損傷。 主梁部分:PS 和 SS 面主梁均自葉根 L2.5m 處與蒙皮分離,主梁部分整體保存完整。PS 面與 SS 面主梁與蒙皮均 結合良好。經現場勘查,主梁處的折斷是由于葉片斷裂失效 后,因重力作用導致的主梁與殼體發生分離,主梁本身并未 斷裂。
 
  后緣輔梁(UD):PS 面輔梁與外蒙皮結合完整,只是 在斷裂后與殼體發生抽離。SS 面后緣輔梁在 L6m 處折斷。
 
  芯材及蒙皮:葉根處、前緣 L12m 處、后緣 L13m 處均 撕裂露出 PVC 芯材,殘存 PVC 芯材表明粘接無異常。經現 場勘察,芯材和蒙皮處均為撕裂,這是由于葉片在斷裂后受 重力影響,導致蒙皮與芯材發生撕裂
 
  事故現場調研及分析
 
  通過逐一分析導致葉片失效的各種外部因素對葉片失 效的影響,判定葉片失效的原因。導致葉片失效的外部影響 因素及判定方法如表 1 所示。
 
  一、事故發生時風電機組狀態分析 根據 SCADA 監控系統信息,在事故發生前后,發現 6# 風電機組異常,經過分析數據庫內 1s 數據(見表 2),
 
 
  葉片出現斷裂的時間為 2018 年 2 月 25 日 0 時 32 分 32 秒。
 
  由圖 3 可知,葉片發生斷裂時,機艙振動較大,最大 值達到 3.4mm 左右,風電機組持續擺振約 2 分鐘,之后振 幅逐漸減小。
 
  葉片發生斷裂事故后,3支葉片均正常順槳且保持同步,具體過程見圖 4。
 
 

  二、事故發生時風速及轉速分析
 
  根據歷史數據,2016 年該風電機組的最大風速為 24.3m/s,未超過設計風速。葉片斷裂前后,風速未超過極 限風速,2018 年 2 月 25 日 0 時 30 分至 0 時 40 分的最大風速為 15.5m/s,處于正常運行風速范圍內。
 
  由圖 5 可知,在葉片斷裂前的一小段時間內,機艙風 速儀所測得的風速切變尚可,未出現較快的風速變化。該 風電機組在葉片斷裂事故發生前后的最大轉速為 17.42rpm (2018 年 2 月 25 日 0:32:02),未發生超速。
 
  三、雷擊分析
 
  如雷電對電網或風電機組沖擊較大,應出現短時間的 系統過電壓;如雷電沖擊能量較小,可能僅導致葉片損壞而 無法引起系統過電壓。由事故前后系統電壓變化情況圖(圖 6)可知,葉片斷裂前后系統電壓無明顯波動。
 
  綜合分析可知:(1)排除故障時風速超過設計值導致 葉片斷裂的可能;(2)排除風電機組飛車的可能;(3)排除雷擊因素導致葉片斷裂的可能。
 
  四、葉片解剖測量、取樣試驗
 
  葉片各截面測量明細見表 3,發現的主要缺陷見表 4。
 
  綜合分析如下:
 
 ?。?)葉根處存在 2 處褶皺:葉根 L2.5m 處軸向褶皺 (L=600mm,W=32mm,H=8mm,高寬比為 0.25);葉根 L1.8m 處軸向褶皺(L=480mm,W=27mm,H=6mm,高寬 比為 0.22)。由于葉根 L2.5m 折斷截面并未發現褶皺分層, 且 L2.5m 折斷截面呈弦向折斷與 2 處軸向褶皺沒有直接關 聯,判定 2 處褶皺均為質量缺陷。
 
 ?。?)后緣 L23m 和 L24m 處的斷面上均發現有空膠現 象,葉片局部空膠風險較小,可以排除。
 
 
 ?。?)抽檢了 10 處葉片后緣粘接厚度,存在 4 處超標, 部分膠層存在空膠現象。除后緣 L8m 位置超標嚴重(超標 275%)外,其余 3 處最大超標為 16.67%。但膠層超厚的缺 陷并未在葉片初始斷口位置,因此,后緣膠層缺陷不能作為 本次葉片斷裂事故的主要原因,可以排除。
 
 ?。?)L6m 處 后 緣 輔 梁(UD) 弦 向 褶 皺, 長 度 為 320mm,寬度為 25mm,高度為 5mm,高寬比為 0.20。葉 片在 L6m 處發生折斷,現場勘查發現 L6m 折斷截面存在褶 皺分層的現象,弦向褶皺對葉片折斷的影響因素很大,初步 判定該缺陷是造成葉片折斷的主要因素。
 
  判定該缺陷是造成葉片折斷的主要因素。
 
  五、輔梁弦向褶皺材料力學性能測試、拉伸測試 因葉根外部自 L6m 至 L15.5m 處后緣開裂,在輔梁褶 皺位置取三個樣塊:第一塊為 L6m 處后緣輔梁斷口位置樣 塊,標記為 A 樣塊;第二塊為 L7.5m 處后緣輔梁弦向 45° 褶皺樣塊,標記為 B 樣塊;第三塊為正常狀態的輔梁,標 記為 C 樣塊,作為對比樣塊。
 
  彎曲試驗是將一定形狀和尺寸的試樣放置于彎曲裝置 上,以規定直徑的彎心將試樣彎曲到要求的角度后,卸除 試驗力,檢查試驗承受的變形性能(由于樣品 A 尺寸較小 且缺陷過大,導致試驗機無法做力學性能測試,因此,本 次力學性能試驗用樣塊 B 和 C 做對比測試)。由彎曲試驗 數據(表 5)可知,缺陷樣塊的彎曲強度僅為正常樣塊彎 曲強度的 67.97%;而彎曲模量比正常樣塊大 9.13%。彎曲強度降低,使得輔梁的抗剪切能力嚴重下降;而彎曲模量 值越大,表示材料在彈性極限內抵抗彎曲變形能力相對越 小,實驗數據表明輔梁出現褶皺后,降低了本身的抗變形 能力。
 
  拉伸試驗是檢測強度和剛度最主要的試驗方法之一, 通過拉伸試驗可以觀察材料的變形行為。由表 6 可知,褶皺 缺陷導致輔梁抗拉強度下降了 9.18%。

  結論
 
  結合試驗數據分析可知:缺陷樣塊的彎曲強度僅為正 常樣塊彎曲強度的 67.97%;褶皺缺陷導致輔梁抗拉強度下 降了 9.18%;而彎曲模量比正常樣塊大 9.13%;以上數據充 分說明,葉片 L6m 處的后緣輔梁(UD)弦向褶皺是造成葉 片折斷失效的主要誘發因素。
 
  綜合分析,該事故風電機組葉片的失效過程是由葉片 L6m 處后緣輔梁(UD)弦向褶皺誘發葉片開始斷裂,葉片 在離心力的作用下,蒙皮及主梁發生撕扯分層開裂,在葉片 開裂后,葉片穩定性大幅下降,當葉片載荷傳遞到根部后, 因根部結構強度較大,在葉片 L6m 處應力積聚,導致后緣 L6m 處由內向外撕裂,迎風面和背風面主梁折斷,進而導 致葉片瞬間失效。
 
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