近年来，我国风力发电机组发展呈大单机容量、大型化趋势，2021年，新增装机中平均风轮直径达到了151米，比前一年增长了15米，近5年下线米。随着风轮直径及叶片的大型化，由叶片失效引起的机组故障呈上涨的趋势，所以要对叶片的风险进行更加精细化的识别。

  叶片吊装、故障待修、运维期间误操作以及电网故障等场景下，机组处于特定的限制姿态（无法偏航对风，部分场景需锁定风轮），在这些状态下，叶片附近流场较稳定，相比机组正常发电状态更易造成振动能量的累积并引发叶片失稳振动，且在现场观测案例中，已发生多起机组断电状态下叶片失稳振动的情况，所以需额外关注这些情景下的叶片稳定性风险。

  本文以某大风轮机组一般性模型为例，挑选吊装、锁风轮故障待修等机组断电情况下的机组状态及场址环境条件进行仿真，发现如下叶片摆振失稳发散的情况：

  经过对仿真样本统计，叶片载荷发散将对叶片造成额外的疲劳损伤，以某190米级风轮直径机组为例，在特定状态下，风速30m/s下持续作用半小时，将损伤5年左右的寿命。部分恶劣风况及机组状态下的叶片失稳发散载荷甚至会超过其设计极限值，增加了叶片极限破坏的风险。

  进一步研究显示，叶片发生失稳的风险与风轮直径及风速有密切关系。根据已有的案例分析结果，140米风轮直径以上的机组需关注叶片失稳风险；而对于越长的叶片，其固有频率越低，变形越大，发生失稳风险的风速也会更低，对于风轮直径160米以上的机组，导致叶片失稳的风速可低至8m/s。因此，需结合实际场址风况条件计算叶片发散情况，进而评估叶片极限和疲劳的失效风险。

  当机组风轮直径较小时，发生叶片振动的风速较高，在实际运行项目中较难遇到；随着叶片慢慢的变长，机组风轮直径慢慢的变大，叶片失稳振动慢慢的变成了不可忽视的风险。特别是叶片吊装、故障待修、运维期间误操作以及电网故障等场景下的叶片稳定性风险需重点关注。

  实际场址中叶片的稳定性风险，与叶片的具体设计和场址条件紧密相关，需要大量的基础理论研究和项目数据积累。在风电项目大规模装机的形势下，我们提议设备招投标阶段，广泛开展机组的场址适配性分析，并将叶片失稳风险评估作为其中一个重要模块，以指导确定安全的作业措施。而对于在役风电场中已积累较长断电时间的机组，需进行叶片稳定性分析工作，以评估叶片及机组的安全性风险。

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