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）

（来源：《风能》杂志）