叶片生产制造常见缺陷及基本修复方案.docx
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叶片生产制造常见缺陷及基本修复方案
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-RepairofComponents
2.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。
3.2.2表面毡层的白斑缺陷
这种缺陷不影响产品结构的完整性,但会对之后的喷漆质量产生影响,砂纸打磨,用腻子刮平。
3.3壳体上的缺陷
壳体、大梁的缺陷类型包括:
皱褶、漏气、包络(干布)、分层、芯材缺损或错位或芯材对接缝隙超出要求的范围;壳体上的缺陷,尤其是FRP铺层中的缺陷会影响到产品结构完整性、安全性。
(参考GL)
3.3.1壳体上皱褶、漏气、包络(干布)等的缺陷的修复方法
1)将缺陷从修补区域完全清除,损坏区域的相邻区域打倒角(见图1),倒角的斜度(倒角的长度比上倒角的厚度)根据修补材料的拉伸强度和其与本体间的层间剪切强度计算。
计算公式如下:
L=(σ/τ)×t(公式1)
式中:
L—倒角的长度(m)
t—倒角的厚度(m)
σ—修补材料的拉伸强度(Mpa)
τ—修复材料与本体间的层间剪切强度(Mpa)
图1倒角示意图
2)修复区域尽可能的释放因自重引起的应力,在修复过程中避免震动;
3)采用与生产相同的工艺方法修复,纤维织物按原来的铺放次顺和方向铺设,最外一层修补布比要宽出50mm,覆盖住整个修补区域。
如采用手糊的方法,要确保纤维织物有较好的贴服性,纤维织物应浸润良好,最后采用抽真空的方式提高修复层的致密性。
3.3.2夹芯结构缺陷的修复
3.3.2.1壳体外表面上玻璃纤维织物未完全灌透出现的白区,如不影响到叶片的气动外形,可以直接将浸润不良的玻璃纤维布打磨掉,如缺陷的深度不大于3mm,采用手糊的方式,按生产时的铺层修复(见图5),修复层与本体搭接宽度可参照公式1的计算方法。
图5壳体外表上较浅缺陷的修复
如缺陷的深度大于3mm,或修复造成叶片气动外形的改变,则需按§3.3.1条要求修复。
3.3.2.2芯材缺损或芯材对接缝超出要求范围的修复
将芯材缺损部位或芯材对接缝处的铺层去除掉,填入大小合适的芯材。
修复时应注意芯材与邻近面的粘接,对于小块的芯材,可以在芯材表面涂上胶粘剂,对于大面积的芯材,为了保证粘接良好,最好采用真空灌注工艺,一次完成壳体外表面和芯材的修复。
FRP的厚度不超过3mm的,壳体外表面修复方法可参照§3.3.2条要求,超过3mm的,壳体外表面修复方法可参照§3.3.1条要求。
修复尽可能在叶片的内部进行,以免造成叶片气动外形的破坏。
如必须在外部进行的,壳体外表面修复方法可参照3.3条要求。
3.4筋板上的缺陷的修复方法
筋板上出现皱褶、漏气、包络(干布)、分层、芯材缺损或错位或芯材对接缝隙超出要求的范围等的缺陷的修复方法与§3.3相同。
3.5大梁上的缺陷的修复方法
主梁帽上出现皱褶、漏气、包络(干布)、分层等的缺陷的修复方法与§3.3相同。
3.6胶接上的缺陷
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、粘接界面不良、胶粘剂用量过少产生的开裂。
胶接面的缺陷,会影响到产品结构完整性、安全性。
一般来说,前缘出现缺胶或气泡等缺陷,通过糊制前缘外包边加强,并根据情况,可注入胶粘剂填充;腹板出现缺胶或气泡等缺陷,打磨后补胶;缺胶或气泡,后缘,补胶后糊制外包边加强。
3.6.1胶粘区域出现的小的空洞(直径20mm以内)的修复
可以采用向空洞内部注射配制好的树脂胶液的方法修复。
3.6.2粘接厚度超过允许范围的修复
3.6.2.1后缘粘接区
3.6.2.1.1后缘粘接厚度超过允许范围,造成后缘厚度超差,如在超出允许公差3mm以内,采用在SS面端口打磨斜坡的方式使其达到标准值,斜角宽度不超过10mm,检查胶粘剂是否裸露,若胶粘剂裸露则需要多磨掉1mm,然后再补一层1200g/m2[±45]纤维布,宽为50mm,固化后用80目或120目的砂纸打磨平滑。
见图2。
图2后缘厚度超出允许公差3mm以内的修复
3.6.2.1.如果后缘粘接厚度超过允许范围,造成后缘厚度超出允许公差3mm以上,则需根据去除超厚部份造成的损伤大小进行修复,修复在SS面进行。
去除缺陷造成的玻璃钢层和芯材料的损伤,修复的方法可以参照3.3。
3.6.2.2筋板与叶片壳体粘接
将超厚部份打磨掉,然后用手糊的方法补强,补强的宽度和厚度根据原来筋板粘贴角的宽度和厚度决定。
补强层与腹板的搭接宽度L按公式1计算,补强层的厚度t是筋板玻璃钢蒙皮厚度的1.5倍,见图3。
图3腹板与叶片壳体粘接的胶粘剂厚度超厚的修复
3.6.3粘接宽度超过允许范围的修复
3.6.3.1叶片的后缘粘接宽度达不到设计要求
如无法从内部修复,修复方法见3.6.2.1.2条。
如可以从内部修复,先将挤出的不规则形状的胶粘剂打磨掉,如不方便打磨的,要将挤出的粘接剂表面尽可能的打磨清理干净,再用胶粘剂塞填出规则形状,再用玻璃钢局部补强,补强的厚度为5mm-6mm,粘接宽度不低于100mm。
见图4。
图4叶片后缘胶粘剂宽度不足的内部修复
3.6.3.2叶片的筋板粘贴角与叶片壳体的粘接宽度达不到设计要求
修复方法参见3.6.2.2条.
3.6.4后缘粘接不良产生的开裂等缺陷的修复
必须将缺陷消除后再修复,修复方法参见3.6.2.1.2条。
3.7钻孔的缺陷
根据偏差情况对内圆或外圆进行补强,偏差在3mm以内的用手糊补强,在3mm以上的采用真空灌注补强,补强区域要打磨成梯度进行等强度补强,固化完全后进行修型处理。
第五章常见缺陷在生产制造中如何去避免
针对很多常见的生产缺陷,我们可以在生产制造的尽可能的去避免,缺陷的修补对叶片的整体的质量有一点的影响,在外表美观方面也有不少得影响,所以针对不同的缺陷,给去修补方案的同时也给出如何去避免这些缺陷的场所,尽可能的将源头断绝.
第六章结果与讨论
参考文献
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- 叶片 生产 制造 常见 缺陷 基本 修复 方案