叶片生产制造常见缺陷及基本修复方案
风力发电叶片问题点及解决方案
问题点及解决方案1.表面标识：（1）基线定位：SS面尖部顶点处到根部的0米中心点的直线（2）依照铺层定位点对SS面进行定位标识（3）合模通过SS面对PS面进行定位配套工具：棉绳40M，50M米尺，测距仪（标准）2.模具翼型检验：通过翼型图纸做出翼型检板，检测点一注意检板与模具表面间隙，误差值为+-0.5MM（经验值为1-2-3-4MM），二看扭角，R28M处扭角（旋长与水平线的夹角）为13.9度，误差值工艺要求为+-0.2度，（经验值为1-2度）。
配套工具，仪器：检板，角度测量仪3.根部：SS面0米处玄长测量值为1910MM，对应标准值为1890MM，其中心点到模具投影垂直距离为925MM；PS面0米处玄长测量值为1910MM，对应标准值为1890MM，其中心点到模具投影垂直距离为925MM，容易对后期打孔产生影响。
针对以上问题对SS 面采取根部补层（大致在两米位置开始，递增铺层，间距10CM-7-5CM，十层左右）使其0米处玄长达到1890MM，对PS 面采取根部侧面补层，底部打磨，使其达到标准值1883-1890 MM （叶片根部厚度大于83MM，打孔半径为16MM，叶片外径离打孔外径距离大于25MM）。
配套工具仪器：打磨机，砂纸，数显测距仪4.合模间隙检查：在SS面沿模具根部在前后缘每隔1M放置一块橡皮泥，合模后打开测量橡皮泥厚度，标准值为4+-2MM，若间隙太小，检查前后缘是否有局部过高，间隙太大，看液压是否到位，销钉有无拉紧。
若合模前后缘有错位现象2-5MM，可在后期机加工对叶片进行刮腻子铺层补强。
5.定位支架：（1）轻木中心线定位：通过R28M（扭角，涉及发电功率，零度面，三片叶片在同一旋转面上），R26.5m，35%铉长处（重心分布最均匀），向前缘偏移4度在模具上的两投影点连成一条直线，在其上找出R27M定位点。
后与根部0M中心点连成直线即可。
（2）轻木定位支架：通过轻木中心线可找出R6M，R14M，R20M处定位点因为轻木定长（90CM）。
风电叶片各种缺陷维修大纲内容
风电叶片各种缺陷维修大纲内容风电叶片各种缺陷维修大纲内容1. 引言•介绍风电叶片的重要性及其在风力发电系统中的作用•强调风电叶片缺陷维修的重要性和必要性2. 叶片缺陷分类及识别•按照叶片缺陷的类型进行分类，例如裂纹、磨损、变形等•提供叶片缺陷的识别方法和技巧，包括外观检查、声音检测、振动分析等3. 叶片缺陷维修流程•介绍叶片缺陷维修的一般流程，包括缺陷检测、故障分析、维修方案制定、维修实施等•强调安全操作的重要性，并提供相关的注意事项和操作规程4. 叶片缺陷维修技术•简要介绍常用的叶片缺陷维修技术，例如裂纹修补、磨损修复、变形调整等•提供每种技术的具体步骤和操作要点，包括所需材料、工具和设备等5. 常见问题及解决方案•列举一些常见的叶片缺陷及其对应的解决方案，例如长期运行导致的疲劳裂纹、恶劣天气引起的冰冻问题等•提供解决方案的详细步骤和注意事项6. 总结•总结整篇文章的主要内容和要点•强调风电叶片缺陷维修对风力发电系统运行的重要影响，并鼓励读者充分掌握该知识以上为《风电叶片各种缺陷维修大纲内容》的基本框架和主要部分，在实际写作过程中可以根据具体情况进行适当的调整和扩充。
希望这份大纲对您的创作工作有所帮助！当然，下面是关于风电叶片各种缺陷维修的详细内容：1. 引言风电叶片作为风力发电系统的核心组成部分，承载着扭转风能为电能的重要任务。
然而，由于受到各种外界因素的影响，叶片常常面临着各种缺陷，如裂纹、磨损和变形等。
为确保风力发电系统的高效运行，及时、正确地进行叶片缺陷维修至关重要。
2. 叶片缺陷分类及识别裂纹裂纹是叶片常见的缺陷之一，它会严重影响叶片的强度和稳定性。
识别裂纹缺陷可以通过外观检查，特别是对叶片的表面进行细致的观察。
同时，声音检测和振动分析也是识别叶片裂纹的重要手段。
磨损磨损是指叶片表面受到磨擦力的作用而逐渐磨损。
磨损会导致叶片的气动性能下降，从而影响风力发电系统的发电效率。
磨损的识别可以通过观察叶片表面的光洁度、形状变化和颜色变化等指标进行判断。
风电叶片的主要缺陷与无损检测技术评价
风电叶片的主要缺陷与无损检测技术评价作者：吕智慧来源：《城市建设理论研究》2014年第34期摘要：风电叶片在生产、运输、安装以及运行过程中，缺陷损伤都不可避免的存在。
因此，本文对风电叶片的生产过程、缺陷及无损检测技术进行了分析探讨。
关键词：风电叶片；缺陷；无损检测技术中图分类号：C35文献标识码： A一、叶片生产过程叶片的生产过程大致有下料、大梁和翼梁制作、层铺、真空吸注、合模和起模、型修、检验配平出厂等工序。
1、下料根据强度、工艺性、经济性要求选择主要复合材料和金属材料。
基體树脂选用进口的真空导注专用环氧树脂,固化温度在80℃左右;增强材料选用国产玻璃纤维制品,国内产品可大量供应,成本低,而且质量可靠;结构粘接胶选用可室温固化的环氧树脂类粘接胶,进口或国产产品都有合适的产品;金属材料:主要是叶片连接金属件用材料,采用国产优质合金钢。
除按照工艺设计要求准备主材料之外,下列准备工作也许格外注意以下几点。
螺栓套准备:堵盖、喷砂、缠丝、清洗、打压。
配合打磨组下料:前后缘外补强、内补强(大梁)所用布。
配合合模组下料:硫化阻尼板、斜纹布、海绵条、短切毡等。
叶片下料:PV C泡沫板缝制、聚氨脂泡沫、粘接舌头、楔形条切割打磨。
2、大梁、翼梁制作在大梁模具和翼梁模具上分别制作和组装大梁(前梁和后梁),制作和组装翼梁(也称梁盖),粘结组装制动梁,并制作叶尖和主体端头组件。
其中的层铺和真空吸注、型修工艺参见后述有关叶片相关工艺。
3、层铺在正式层铺之前,先要将模具准备好,包括:起模(撬开预离模装置,松模具锁紧装置,松螺栓套螺丝,吊半圆法兰)、清理副模(打蜡,铺脱模布)、清理半圆法兰、安装螺栓套、领料,然后再按照工艺要求逐层进行铺布并缝布。
4、真空吸住真空吸注是叶片生产过程中的关键工艺之一,密封性、负压控制、导流管的铺设等,都非常重要,直接影响叶片的各项性能指标。
真空吸注工序包括以下过程:准备(铺放密封胶条,铺放双面胶条,铺放螺旋包套,铺放脱模布)、备料(准备树脂、固化剂、真空罐标识)、吸注(连接真空罐、真空泵,抽真空达到规定负压,配胶、注胶)、固化、清理注胶用Ω管和注胶块。
航空发动机损伤叶片再制造修复方法与实现
2、工艺流程
航空发动机叶片的制造工艺流程包括以下步骤：
（1）原料准备：选用合适的材料，进行切割、打磨等处理，以便后续加工。 （2）制作模具：根据叶片设计要求，制作相应的模具。 （3）加热炉：将原 料放入加热炉中，加热至熔化状态。 （4）压铸成型：将熔化的材料注入模具 中，冷却后得到叶片粗件。 （5）
研究现状
近年来，随着材料科学和制造技术的不断发展，航空发动机叶片关键制造技术 取得了显著进步。高精度加工技术的广泛应用使得叶片型面的加工精度得到了 提高，同时缩短了生产周期。陶瓷材料的应用则增强了叶片的耐高温性能和抗 疲劳性能，延长了发动机的使用寿命。此外，高温涂层技术的应用有效地降低 了叶片的表面温度，提高了发动机的工作效率。
抛光机：对叶片表面进行抛光处理，以去除毛刺、尖锐部分。 （6）组装与测 试：将叶片与其他零部件进行组装，并进行性能测试，确保满足设计要求。
3、质量控制
在航空发动机叶片制造过程中，质量控制是至关重要的一环。为确保叶片的可 靠性和稳定性，需采取以下措施：
（1）严格控制原材料的质量和稳定性，保证材料性能符合设计要求。 （2） 对制造过程中的关键环节进行严格监控，例如模具制作、压铸成型等。 （3） 采用先进的无损检测技术，如X射线检测、超声波检测等，对叶片进行全面的 质量检测，确保叶片内部没有缺陷。 （4）对叶片的性能进行检测和试验，如 进行耐高温、抗氧化、耐腐蚀等试验，确保叶片在实际使用中具有出色的性能 表现。
1、再制造工艺选择：根据叶片 损伤情况和材料性质，选择合适 的再制造工艺
2、表面处理：再制造过程中需 要对叶片表面进行处理
在具体实施过程中，可以采取以下措施：
1、建立完善的叶片再制造流程和质量管理体系，明确各环节的技术要求和操 作规范。
涡轮叶片常见故障分析与修理技术
涡轮叶片常见故障分析与修理技术【摘要】本论文主要阐述了WP-5发动机涡轮叶片的常见故障及其修理技术，并适当介绍其它发动机修理技术。
涡轮叶片是航空发动机的主要部件，它的使用环境苛刻，数量多，几何形状复杂，材料化学成分和组织状态要求严格。
因此，制造工序多，工艺复杂；在使用过程中出现的故障直接影响到发动机的使用寿命和飞行安全。
是航空发动机检查和维修的工作重点。
关键词：涡轮叶片，常见故障，修理技术，使用寿命，飞行安全Abstract: This paper mainly expounds the common fault of WP-5 turbine blades and repair technology, and appropriate to introduce other engine repair technology. Turbine blades are the main component of aviation engine, its use in harsh environment, quantity, complex geometry, material chemical composition and microstructure of strict. Therefore, manufacturing process, complex process; fault appearing in the use process directly affect the service life of the engine and flight safety. The aircraft engine is the focus of the work of inspection and repair. Key words:Turbine blade, common failure, repair technology, the service life, flight safet y目录1 XXXX.................................................................................................................... 错误！未定义书签。
风电叶片的保养与维修技术方案
4，叶根雷击损伤 缺陷描述：1，顺风面叶根轴套雷击损伤，叶片壳体击穿、分层。2，迎风 面叶根尾缘轴套雷击损伤， 叶片壳体击穿、分层
叶片维修从业要求 叶片缺陷产生的原因 叶片维修质量保证
叶片的维修
从事叶片服务的要求
• 门槛低
营业执照，高空作业证
• 专业性强
人员技能，工作经历
• 人为因素大 公司经营理念，人员责任♥
• 安全责任重
安全管理，设备检验
叶片的维修
叶片维修的专业性
叶片的维修
维修
维修案例
1，主梁断裂的维修
a 缺陷描述：叶片SS面距叶根约17m处壳体主梁断裂，并向 尾边横向开裂变形,叶片内部主支架开裂,沿主梁边缘纵向裂纹长7m。
2，尾缘开裂的维修
a，缺陷描述：叶片尾边开裂10m，逆风面玻纤开裂和泡 沫分层7.5m，顺风面泡沫分层9米
3，叶片横向裂纹的维修 a，缺陷描述：叶片横向裂纹。叶片外部距叶跟约9-9.6m，从合模线至前缘 主梁边缘，长度约为1.14m。叶片内部纵向距叶跟9-9.6m，从合模线至主梁边缘 斜向断续开裂，长度为1.0m；
叶片外部+内部检查方法
外部检查方法 平台近距
望远镜/高倍相机远距 高倍相机+平台 无人机近距
质量 较好 一般 一般 较好
叶片质量检查
周期 长 短 短
一般
人工时 台数 16 2台/4人 4 6-8台/4人 6 4-6台/4人 √ 4 3-4台/2人
叶片检查结果输出
• 检查人员不专业
• 检查过程不规范
叶片维修质量保证
专业的人员 专业的设备 专业的材料 专业的工艺 专业的过程控制
叶片的维修
具有专业的技能水平 高效率工作的保证 稳定质量的保证 维修强度的保证 有效的质量监督
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Frost Sullivan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Frost Sullivan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。
做厂内叶片维修计划
做厂内叶片维修计划
步骤一、叶片表面预处理：
a、将叶片的磨损部位进行打磨，损坏的部分用新的材料焊接好后修磨，使得各部位均达到规定要求。
b、去除叶片表面的油污、锈渍、氧化皮焊渣颗粒。
c、用清洁剂清洗待喷涂面。
d、对所有的焊缝进行磁粉探伤处理，以确定叶片无裂纹等致命缺陷。
e、叶片进行喷涂前的粗化处理，以提高涂层附着力。
步骤二、喷涂前的预热：将叶片置于预热装置内进行预热处理，以消除待喷涂表面的水分和湿气，提高喷涂粒子与工件接触的界面温度，减少因工件热膨胀造成的涂层应力，提高涂层与基体的结合强度。
步骤三、超音速喷涂：
a、喷涂底层用nial材料打底后用钢丝刷去除打底层表面的浮灰粉。
b、喷涂工作层。
步骤四、封孔处理：
采用刷或喷涂的方法对金属喷涂层进行封孔处理。
为降低涂层孔隙，提高涂层的耐磨性、耐腐蚀性、耐冲击性，必须对金属喷涂层进行封孔处理。
可以选择用空气干燥型酚醛树脂作为封孔材料，其连续工作温度在145～205℃。
采用刷或喷的方法，喷涂时要用
甲酮、芳香烃和无水乙醇作稀释剂进行稀释，然后在空气干燥30～60min，1～5h实现完全固化。
风电叶片前后缘粘接角切伤质量缺陷的维修方案
风电叶片前后缘粘接角切伤质量缺陷的维修方案1.1 适用范围主要针对在合模前清理打磨粘接角上辅材或叶片切边打磨时损伤粘接角的维修方案。
1.2 维修流程维修流程：1、C1级：打磨清理→粘接角模具安装→手糊缺陷位置粘接角→加热固化。
2、B2及B1级：打磨外蒙皮及粘接角→预制粘接角→粘接角手糊补上→外蒙皮真空灌注→加热固化。
1.3 维修工序1、C1级的维修工序（1）打磨清理将需要手糊补强位置做好打磨清理的工作，须保证待修面表面为粗糙面，且洁净无粉尘、无异物。
超差位置的粘接角做好切除及清理工作。
（2）粘接角模具安装将粘接角模具安装在模具上，注意控制在模具内棱的距离。
（3）手糊缺陷位置粘接角将纤维织物（计算好的织物层数及尺寸）浸渍好手糊树脂，详细的手糊工艺维修方案参考1.4。
（4）加热固化使用加热毯或其他加热方式对维修区域进行加热，升温60℃固化3小时，固化完成后，要求玻璃钢Tg≥60℃。
2、B2及B1级的维修工序（1）打磨外蒙皮及粘接角并做好错层将缺陷区域外蒙皮打磨，按照布层的打磨错层要求，在长度方向和弦长方向分别按照1:50的比例打磨，扛胶区域的粘接角切除掉，清理干净。
（2）手糊预制粘接角手糊一段与切除长度长100mm的预制粘接角，织物材料及层数与原粘接角一致，详细的手糊工艺维修方案参考1.4。
（3）预制粘接角手糊补强与其他位置粘接角连接好将预制粘接角两边多出的50mm的位置采用粘接胶与其他位置粘接角连接粘接好，在粘接角的中间位置钻小孔用铁丝拉紧作为加压。
粘接角与外蒙皮有空腔的位置填充粘接胶。
（4）外蒙皮n+1层织物真空灌注修复外蒙皮修复按照原布层顺序铺放n+1层布，第n+1层与第n层玻纤布类型相同，按照由小到大顺序进行错层铺放，最后一层需覆盖整个打磨面50mm。
在布层上方依次脱模布、多孔膜、导流网，布置流道和真空系统，将真空度抽至40mbar 以下（康庄地区换算为-0.092Mpa），以保压15分钟真空降值≤40mbar（0.004MPa）为合格。
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Frost Sullivan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Frost Sullivan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。
风电叶片腹板缺胶质量缺陷的维修方案
风电叶片腹板缺胶质量缺陷的维修方案1.1 适用范围主要针对发生在腹板粘接区，因腹板匹配性较差、人员施胶手法、施胶工器具、施胶量不足等因素引发的缺胶出具的维修方案。
1.2 维修流程维修流程：1、B2级的封闭式缺胶空腔＞25*100mm（宽度*长度）；（L0-收胶终点）：打孔→配胶→补胶→加热固化。
2、B2级的开放式缺胶：粘接宽度＜可接收标准值，且翻边侧缺胶＞25*100mm（宽度*长度）（L0-收胶终点）：打磨清理→配胶→补胶→加热固化→N+2层双轴织物手糊补强→加热固化。
3、B2级的粘接宽度＜最小粘接宽度，且腹板PVC侧空腔＞25*100（宽度*长度）（L0-收胶终点）：打磨清理胶层→配胶→补胶→加热固化→PVC侧三层双轴织物手糊补强→加热固化。
4、B1级及A2级的粘接宽度＜最小粘接宽度，缺胶＞25*100mm（宽度*长度），收胶终点-叶尖长度范围：外蒙皮开窗→清理胶层补胶→加热固化→腹板外侧三层双轴织物手糊补强→预制玻璃钢内村→内村定位粘接→外蒙皮真空灌注修复→加热固化。
1.3 维修工序1、B2级的封闭式缺胶空腔＞25*100mm（宽度*长度）；（L0-收胶终点）（1）打孔在封闭式缺胶处使用Φ3钻头在缺胶处以对角线方式打两个小孔，如缺胶长度超过200mm，按100mm长度进行打孔，以打孔注胶能到达的距离为准，需综合考虑缺胶长度及宽度。
（2）配胶对同型号粘接胶按配比进行配胶。
（3）注胶：使用胶枪或其他注射设备将粘接胶或粘稠树脂注入空腔内，需用下面的孔注胶，上面的孔排气，空腔处胶注满后，用胶粘剂将下孔填平。
（4）加热固化使用加热毯或其他加热方式对维修区域进行加热，升温70℃固化3小时，固化完成后，要求粘接胶Tg≥65℃。
2、B2级的开放式缺胶：粘接宽度＜可接收标准值，且翻边侧缺胶＞25*100mm（宽度*长度）（L0-收胶终点）（1）打磨清理使用角磨机、锋钢刀等工具将缺胶区域的腹板翻边打磨切除并清理干净。
风电叶片预埋叶型轴向错位质量缺陷的维修方案
风电叶片预埋叶型轴向错位质量缺陷的维修方案
1.1 适用范围
主要针对预埋叶型在叶片脱模后，上下蒙皮发生相对轴向位移所形成错位的维修方案。
1.2 维修流程
维修流程：叶片放置在钻孔机支架→调整好钻孔机→对叶根端面进行打磨→数据测量至符合公差范围。
1.3 维修工序
（1）叶片放置在钻孔机支架
将叶片通过天车起吊到钻孔机支架上，详细操作内容详见天车操作规程。
（2）调整好钻孔机
按钻孔机相关的操作规程将钻孔机调整好，具备打磨状态。
（3）对叶根端面进行打磨
钻孔机的刀头对叶根端面进行打磨，打磨的尺寸按公差范围要求来。
（4）数据测量至符合公差范围
进行数据测算确保尺寸符合公差范围。
风电叶片后缘富树脂质量缺陷的维修方案
风电叶片后缘富树脂质量缺陷的维修方案
1.1 适用范围
主要针对在抽真空时玻纤布未完全与模具表面贴合，造成局部树脂堆积的维修方案。
1.2 维修流程
维修流程：打磨→外侧两层双轴织物手糊补强→加热固化。
1.3 维修工序
（1）打磨
使用砂纸打磨需要手糊补强的缺陷区域。
（2）外侧两层双轴织物手糊补强
在缺陷区域使用两层双轴织物手糊补强，详细的手糊工艺维修方案见1.4。
（3）加热固化
使用加热毯或其他加热方式对维修区域进行加热，升温
60℃固化3小时，固化完成后，要求玻璃钢Tg≥60℃。
1.4 备注说明
对于后缘富树脂的胶层缺陷长度宽度超过10mm，需要将富树脂清除，外侧两层双轴织物手糊袋压的维修方案，详细的维修方案根据具体缺陷情况制定。
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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Frost Sullivan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Frost Sullivan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Frost Sullivan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。
Frost Sullivan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2.2不可接受的（不允许修复）缺陷，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。
第三章关于叶片修补的标准文件1.GL - Repair of Components2.GB/T 1447 纤维增强塑料拉伸性能试验方法(GB/T 1447-2005,ISO 527-4,1997,NEQ)3.GB/T 1448 纤维增强塑料压缩性能试验方法4.GB/T 1449 纤维增强塑料弯曲性能试验方法(GB/T 1449-2005,ISO 14125,1998,NEQ)5.GB/T 1463 纤维增强塑料密度和相对密度试验方法(GB/T 1463-2005,ASTM D 792,1998,NEQ)6.GB/T 2676 纤维增强塑料树脂不可溶分含量试验方法(GB/T 2576 2005,ISO 308;1994,MOD)7.GB/T 2577 玻璃纤维增强塑料树脂含量试验方法(GB/T 2577-2005.ISO 1172;1996,MOD)8.GB/T 2900.53 电工术语风力发电机组(GB/T 2900.53-2001,IEC 60050-415,1999,IDT)9.GB/T 3354 定向纤维增强塑料拉伸性能试验方法10.GB/T 3355 纤维增强塑料纵横剪切试验方法11.GB/T 3356 单向纤维增强塑料弯曲性能试验方法12.GB/T 3856 单向纤维增强塑料平板压缩性能试验方法13.GB/T 3951 纤维增强塑料术语14.GB/T 19001 质量管理体系要求(GB/T 19001-2008,ISO 9001,2008,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/T 25427 风力发电机组雷电防护(GB/T 25427-2010,IEC TR 61400-24-2002,MOD)17.ISO 12944.3 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.ISO 12944.5 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.IEC 61400-1:2005 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。