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叶片生产制造常见缺陷以及修补方案摘要Abstract第一章风机叶片目前的生产状况以及未来的前景1.1陆地风电的发展状况及未来前景1.2海上风电的发展状况及未来前景2010年10月21日，上海–从去年9月东海大桥的首批三台3MW海上风机并网发电至今一年有余。由华锐风电提供的这34台3MW风机在2010年6月全部实现了并网发电，中国海上风电发展由此拉开序幕。根据FrostSullivan能源电力系统部的研究表明，近五年中国风电行业连年保持着强劲的增长：以上的综合数据显示，不管是由政府主导的投资还是市场规模的发展都表明中国风电市场正处于高速发展期。海上风电可以说是占尽了天时地利人和，和陆上风电相比，海上风电具有风能资源优质、稳定而丰富，在提供大发电量的情况下，又不会扰乱电网的负载，而这个并网问题又恰恰是陆上风电大规模发展的最大瓶颈。海上风机的技术难点虽然海上风机存在着比较明显的优势，但跟陆上风机相比，海上风机也面临着技术难点。这要从设计、施工安装和运行维护过程三个方面去考虑。从设计来说，陆上风机没有诸如海洋上各种环境变化的影响，像频繁的台风、闪电、盐雾等，这些自然环境就会产生比如对防腐蚀的要求。还有就是普通人都会关心的问题——如何固定住巨型的风机？对于风轮直径长达100多米的“大风车”，如何解决这个陆上风机所不存在的问题。当然，也要考虑到海底输配电系统的建造比陆上拉电网难得多，维修也更复杂。这些困难都阻碍了海上风机大规模稳定运行的进程。其余的困难就是在地基建设和风机设备、关键零部件上。根据FrostSullivan咨询公司对行业人士的访谈了解到，国内风机的单机容量基本还处于2.5MW及以下，5MW的尚处于向国外购买技术或收购阶段，国内主要整机企业也依然处于3.0MW的研发阶段。其他关键零部件的国产化程度不高，比如电控系统、整流器、精密轴承等，都和陆上风电一样的情况。竞价有待规范中国首个海上风电特许权招标项目开标时，投标企业的价格普遍偏低，并出现了令业内人士哗然的投标价。其实这是新能源发电所面临的普遍问题，风电是如此，光伏、生物质能同样如此。招投标过程中报价不合理，要从招标方和投标方来看。从招标方来看，就陆上风电来说，去年年底已经出台了标杆上网电价，价格根据风能资源区定在0.51－0.61元/度。标杆电价的出台通常都在国家多个部委在进行全面、深入的产业链各企业成本盈利的基础上得出的，是能够保证绝大多数供应商获得一定盈利水平的前提下所定的价格。但现在的价格还有很大下降空间，如果现在就提出一个标杆电价，以后再不断去改，对行业波动影响很大。政府的思路是：一方面不会给国家财政带来太大的补贴压力，另一方面又能让产业链的所有企业都看得到希望。从投标方来看，光伏发电在之前的敦煌项目中已经出现恶性投标价，捣乱市场秩序。海上风电的这个0.6元/度是不是恶性投标价，在没有彻底搞清楚他的成本收益模式前，很难断言到底成本底线在哪里。但新能源之所以会出现这种情况，可能是某些运营商想在市场萌发期采取赔本赚吆喝的策略，砸钱换市场，一方面积累运营经验，另一方面也可以使领先的海上风电场运营业绩获得未来更好的市场份额。毕竟海上风电因技术门槛高，国家自然会在上网电价中给予更高的补贴，无论是抢占市场先机还是追求高利润率，对于风电运营商、整机制造企业和零部件供应商来说都是极具吸引力的。政府在这方面已经有积极的作为。从《风电行业准入标准》（征求意见稿）中我们得到一个讯息，《标准》提出优先发展海上风电，并规定风机制造能力不低于2.5MW（海上风电不低于3MW机型），这主要是为了规范行业发展秩序，另一方面则是希望从设备上摊低成本。发展前景乐观在今年4月份的海上风电特许权项目招标之前，实际并网运行的海上风电项目只有上海东海大桥3×34MW项目。短短一年间，国内前十大风机制造商的海上风机生产基地项目纷纷开始筹资、立项及投产。此外，我们可以看下国外海上风电的发展。根据FrostSullivan所发布的《全球风能行业研究报告》显示，截至2009年，欧洲海上风电占全球的99％以上，达到了2100MW。FrostSullivan预测在2014年全球海上风电装机容量将达到17800MW，市场份额会因德国和美国的海上风电发展而发生较大变化。虽然中国的陆上和海上风电都存在技术瓶颈、行业规范等问题，但未来的投资前景还是非常乐观的，这和中国节能减排的指标有关。中国政府提出2020年的单位GDP能耗要在2005年的程度上再降近一半，这是非常艰巨的任务。再看我国新能源的发展，目前以及未来三五年内，只有风力发电是成规模并且产生一定社会经济效应的。从大环境来看，风能产业在未来会得到国家更多的财政支持。1.3风电目前面临的困境1.4风力发电机组对叶片生产的影响第二章风机叶片生产制造的常见缺陷2.1、缺陷分类在风机叶片生产过程中，由于工艺、制造等原因形成的缺陷，如：外表面的缺陷类型包括：气泡、色差、针眼；壳体、主梁帽的缺陷类型包括：皱褶、浸渍不良、芯材缺损或错位或芯材对接缝隙超出要求的范围；胶接区的缺陷类型包括：胶粘区域出现空洞、粘接厚度超过允许范围、粘接宽度不够；钻孔区的缺陷类型包括：钻孔间隙偏差、叶根螺栓孔中心距离内外缘偏差等。上述缺陷可以分为可以接受的不需要修复缺陷或者允许修复的缺陷以及不可以接受的应报废或者组织各部门评审缺陷；2.1可以接受的（不需要修复的）缺陷序号缺陷类型缺陷位置判别标准缺陷分类1气泡叶片表面≤3mm可接受2色差叶片表面离叶片3m远呈60°无明显色差可接受3针眼叶片表面离叶片1m远无明显针眼可接受4皱褶壳体、展向高/宽≤0.01可接受5皱褶壳体、弦向高/宽≤0.025可接受6皱褶根部高/宽≤0.03，不超过3处可接受7浸渍不良壳体面积≤1m2，且深度≤1mm可接受8芯材间隙壳体≤3mm可接受9浸渍不良筋板面积≤100mm×100mm可接受10芯材间隙筋板≤5mm，不得超过3处可接受11浸渍不良主梁面积≤50mm×20mm，深度≤1mm可接受12皱褶主梁、展向高宽比≤0.02，不超过3处可接受13缺胶或气泡筋板气泡≤10mm×10mm；胶接空隙率小于5%可接受14缺胶或气泡前缘气泡≤10mm×10mm；胶接空隙率小于5%可接受15缺胶或气泡后缘气泡≤5mm×5mm；胶接空隙率小于5%可接受16胶层厚度超差粘接区超差≤3mm，长度≤500mm，累计长度≤1000mm可接受17胶层宽度超差粘接区不低于设计宽度的90%，长度≤500mm，累计长度≤1000mm可接受18后缘厚度超差后缘超差≤3mm，且连续长度不超过1000mm，累计长度不超过3000mm可接受19叶根基圆偏差打孔区基圆直径偏差≤1mm；位置度≤0.5可接受2.2不可接受的（不允许修复）缺陷，序号缺陷类型缺陷位置判别标准缺陷类型1皱褶壳体、展向高/宽≥0.015不可接受2皱褶壳体、弦向高/宽≥0.03不可接受3皱褶根部高/宽≥0.04，且存在3处以上不可接受4浸渍不良壳体面积≥1/3的表面积不可接受5浸渍不良根部面积≥200mm×200mm不可接受6芯材烧焦壳体面积≥2㎡不可接受7浸渍不良筋板面积≥2000mm×2000mm不可接受8芯材间隙筋板间隙≥10mm，超过3处不可接受9浸渍不良主梁帽面积≥2000mm×50mm，深度≥2mm不可接受10皱褶主梁、弦向高宽比≥0.02，深度≥10mm不可接受11缺胶或气泡筋板胶接空隙率≥20%；连续无胶长度≥300mm不可接受2.3修复后可接受的缺陷除了应该是不允许的缺陷外，其他所有的缺陷应该都是可以修复的缺陷。3、缺陷的检测与判定一般通过目视检查、敲击和尺寸测量的方式可以检查出大部份缺陷，对于无法通过以上方式判断，但从其它迹象表面可能存在潜在缺陷的，也可以通过无损探伤的方式检查、判断。序号缺陷类型缺陷位置检测与判定方法1气泡叶片表面目视2色差叶片表面离叶片3m远，目视无明显色差3针眼叶片表面离叶片1m远，目视无明显针眼4皱褶壳体、展向游标卡尺5皱褶壳体、弦向游标卡尺6皱褶根部游标卡尺7浸渍不良壳体游标卡尺8芯材间隙壳体游标卡尺9浸渍不良腹板游标卡尺10芯材间隙腹板游标卡尺11浸渍不良主梁帽游标卡尺12皱褶主梁帽、展向游标卡尺13缺胶或气泡腹板游标卡尺14缺胶或气泡前缘游标卡尺15缺胶或气泡后缘游标卡尺16胶层厚度偏差粘接区游标卡尺17胶层宽度偏差粘接区游标卡尺18叶根基圆偏差钻孔区游标卡尺第三章关于叶片修补的标准文件1.GL-RepairofComponents2.GB/T1447纤维增强塑料拉伸性能试验方法(GB/T1447-2005,ISO527-4,1997,NEQ)3.GB/T1448纤维增强塑料压缩性能试验方法4.GB/T1449纤维增强塑料弯曲性能试验方法(GB/T1449-2005,ISO14125,1998,NEQ)5.GB/T1463纤维增强塑料密度和相对密度试验方法(GB/T1463-2005,ASTMD792,1998,NEQ)6.GB/T2676纤维增强塑料树脂不可溶分含量试验方法(GB/T25762005,ISO308;1994,MOD)7.GB/T2577玻璃纤维增强塑料树脂含量试验方法(GB/T2577-2005.ISO1172;1996,MOD)8.GB/T2900.53电工术语风力发电机组(GB/T2900.53-2001,IEC60050-415,1999,IDT)9.GB/T3354定向纤维增强塑料拉伸性能试验方法10.GB/T3355纤维增强塑料纵横剪切试验方法11.GB/T3356单向纤维增强塑料弯曲性能试验方法12.GB/T3856单向纤维增强塑料平板压缩性能试验方法13.GB/T3951纤维增强塑料术语14.GB/T19001质量管理体系要求(GB/T19001-2008,ISO9001,2008,IDT)15.GB/T风力发电机组风轮叶片全尺寸结构试验(gb/t25384-2010,iec特殊61400-23-2001,MOD)16.GB/T25427风力发电机组雷电防护(GB/T25427-2010,IECTR61400-24-2002,MOD)17.ISO12944.3涂料和油漆----用保护涂料进行钢结构防腐第3部分:设计依据18.ISO12944.5涂料与油漆----用保护涂料进行钢结构防腐第5部分:涂料保护系统19.IEC61400-1:2005风力发电机组第1部分:设计要求第四章常见缺陷的修补方案常见的缺陷很多,缺陷的大小各有不同,在查看缺陷以后,首先要判断此缺陷是否可以修复,若可以修复,编写修补方案工艺单;若不可修复,编写不可修复的原因,是根据什么文件确认此缺陷不可修复.4.2生产制造中常见的可以修复的缺陷的修补方案4.2.1缺陷修补一般要求4.2.1.1环境条件在修复复过程中，环境温度应在16至25°C间，最大湿度为80%。4.2.1.2原材料尽量采用与生产用的相同的材料；3.1.3方案的认可由工艺技术部门在修复前编制修复方案，修复方案包括修复时的环境条件、使用材料、工艺要求等。3.1.4人员的资质负责缺陷修复的人员要严格按照修复方案进行修复，在修复过程中质量管理部门负责修复质量的控制，任何的变更必须事前得到技术部门的认可，并如实记录。最终形成的修复报告应由质量管理部门最终签字确认合格。3.1.5准备清除缺陷，便于对缺陷做进一步检查。在清除缺陷前应当制定详细的检查方案，防止检查过程造成缺陷的进一步扩大。修复区域的表面应该彻底打磨，并保持清洁、干燥。3.1.6工艺要求修复层应满足固化要求，固化温度和时间按照树脂制造商提供的数据。3.1.7资料所有修复资料应及时存档，便于追溯。3.2外表面缺陷的修复3.2.1表面涂层的缺陷先将缺陷去除，采用补上涂层；1）划痕：打磨缺陷，重新涂装，至表面无可见划痕；2）气泡：打磨缺陷，重新涂装，不允许大于直径3mm气泡存在；3）色差：打磨缺陷，重新涂装，离叶片3m远无明显色差；4）针眼：打磨缺陷，重新涂装，离叶片1m远无明显针眼；5）油漆脱落剥落：打磨缺陷，重新涂装，无可见剥落现象