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。
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