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海上风电防腐技术汇总(防腐、防冻、防台等)

所属分类:行业动态    发布时间: 2021-11-19    作者:admin
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海上风电防腐技术汇总(防腐、防冻、防台等)

近年来,海上风电发展势头强烈,各项优势都显示着海上风电将是未来风电的大势所趋。然而,海上风电面临的灾害风险也不小。台风、风暴潮、海冰以及海水都将对海上风机设备产生威胁。如何防腐、防冻和防台,保障海上风机设备的使用寿命与安全,成为海上风电行业的重要课题。

一、防腐蚀海上风电运行环境则复杂、恶劣的多:高温、高湿、高盐雾和长日照等。海洋性大气环流运动的特点就是空气中含有大量的氯化钠等盐组分,这是由于海水蒸发所造成的。

通常在高盐度的海边,盐度的浓度均值可达124mg/m360mg/m3。而在陆地上大气中氯化钠含量均值在08mg/m3。在如此高浓度的盐雾环境下,金属被腐蚀的速度由于电化学的作用也将大幅提高(约为内陆大气环境的45),暴露在外的海上风电设备各组件聚会遭到不同程度的腐蚀损坏:氯离子会与空气中的其他颗粒物在设备金属外壳静电作用下,在其表面形成覆盖层,与设备电器元件的金属物发生一系列的化学反应后使原有的载流面积减小,生成氧化合物使电气触点接触不良,导致电气设备故障或毁坏;而且对海上风电设施的螺栓固定结合部件,钢体结构部件都会有损坏。
海上风电机组不同于海上钻井平台,受到腐蚀时可以随时修补,海上风电机组由于其特殊的地理环境和技术要求,维修费用极高
由于上述原因,很容易使海上风电电力传输设施发生短路故障,甚至酿成火灾等安全重大事故。因此,海上风机的防护,需要进行系统化的设计、规划、实施。

1.1 塔架的防腐设计


海上风机塔架按照机型可分为近海和沿海滩涂的底座式和近海和深海的浮体式两种。风电塔架的腐蚀保护主要是基于其腐蚀环境ISO12944C5M,对于浸水区域按Im2。推荐的干膜厚度为320500μm(大气腐蚀环境C5M)4001000μm(海水浸泡环境Im2),可以达到15年以上的无需维修使用寿命周期。
对于近海的钢结构还有2003年发布的ISO20340标准《色漆和清漆用于近海建筑及相关结构的保护性涂料体系的性能要求》,这个标准是通用型的,对不同的腐蚀环境都适用,而实际的腐蚀环境更为复杂,涂装时更要注重微观腐蚀环境和腐蚀因素。
另外NOSOKM501在海洋石油平台成功应用十多年,说明通过了NOSOKM501测试认证的产品,性能更加卓越,对于海上风电设备的防腐更加有保证,其为海上风电设备的防腐系统选择提供了更为科学的理论判断依据。

1.2 叶片的防腐设计


JB/T10194-2000中指出,设计和制造叶片时要考虑环境因素的影响,应进行耐环境设计,采取相应措施,使其具有较高的环境适应性。
叶片在一定程度上暴露在腐蚀性环境条件下并且不容易接近。由于运行条件的原因,在许多情况下不可能重做防腐层,因此重视设计、材料选择和防腐保护措施特别重要,防腐和减轻腐蚀的结构设计对防腐的实施、效果和可修理性具有重大的影响。
    对于不能通过涂层或镀层来防腐的部位,可以选用适当的材料。复合材料叶片应采用胶衣保护层,但没有相应的指标规定。标准认定的环境条件包括温度、湿度、盐雾、雷电、沙尘、辐射六项。在“MW级风力发电机组风轮叶片原材料国产化“863”计划中,要求叶片表面保护涂料能提高叶片耐紫外线老化、耐风沙侵蚀以及耐湿热、盐雾腐蚀能力,适应我国南北方不同极端气候条件下风电场的使用需求,保证风轮叶片20a的设计使用寿命。

1.3 其他部件的防腐设计


2)塔架基础的防腐设计塔架基础埋地钢筋同样面临腐蚀,但一般被忽视而未采取防腐措施,一旦出现问题则难以处置。其防腐方法可采用一般建筑用钢筋防腐涂料,或者针对性设计和选择涂料品种,在基础浇注前进行防腐涂装。

3)机舱罩、整流罩的防腐设计一般采用风机叶片涂料体系。

4)变压器的防腐设计一般为落地箱式,北方寒旱环境下沙尘、冰冻、紫外线腐蚀比较严重,南方盐雾湿润腐蚀严重,要采用塔架外防护涂料体系。海上风机的箱式变压器采用绝缘树脂浇注实现变压器铁芯防腐蚀。

5)控制柜、开关柜的防腐设计配电箱/电器柜等钣金结构件目前一般使用粉末涂料,主要是采用提高防护等级隔绝空气来实现整体防腐蚀。

  6)发电机、齿轮箱的防腐设计双馈型风机,因其转速较高,因此发电机采用常规的密闭冷却散热系统,内部构造无需考虑防腐,只需利用结构件防腐方法解决外表防腐问题。永磁直驱型风机,将铁芯设计为防腐蚀材料,而转子线包则采用真空浸漆工艺配合氟硅橡胶材料加强防腐,确保散热和防腐达到一种平衡。

二、防冰冻

       除了台风的侵袭,风机在每年冬季还要抵抗严寒的天气带来的雨、雪、霜、雾的侵扰。例如,在我国北方海域,虽然台风的影响较小,但每年冬季的海冰对船舶和海工装备构成一定威胁。对于海上风电场来说,海冰会破坏风机基础,雨、雪、霜、雾会冻结在风机叶片等部件上,影响风轮旋转,低温还会让风机中零件和润滑油的性能下降。

      2.1 覆冰类型及分类 

叶片表面结冰主要有雨凇、雾凇和混合凇三种类型:雨凇。如过冷水滴直径相对较大,在和叶片出现碰撞后,水滴先散开成水膜后迅速凝结成冰凌。此类覆冰一般环境温度在05℃时出现,空气湿度较大的条件之下,叶片表面会出现透明的硬度较高的冰层。此类冰层密度较大,附着力强;雾凇。过冷水滴的直径较小,在空气中漂浮运动,撞击叶片后快速形成冰凌,以干增长方式存在。一般在环境温度低于-5℃时,空气内水含量很少,晶体的形状是不规则的,极易在不光滑的叶片表面形成冰面,其质地疏松、密度小、粘附力不足;混合凇。过冷水滴的直径不同,空气内漂浮运动,在与叶片接触后快速成冰,有些为干增长、有些则为湿增长。冰内部以半透明的形式存在,密度中等,一般是出现在叶片迎水面,附着力较大。山区地带中风速较高的条件下,从云中来的冰晶会有一些大小中等的地面雾存在,通常环境温度在-10-3℃之间时出现。
       因此,叶片表面极易出现雾凇、混合淞的形式。此外,叶片的长期运行之下,表面会存在较多的污渍、前缘腐蚀、叶片粗糙度过大等问题,也会导致叶片出现覆冰的问题。
      2.2 
叶片覆冰对机组的影响寒冷潮湿的天气中,风机叶片可能结冰,导致发电能力下降,积冰严重时甚至可能使叶片断裂。这些因素可能使风电场年发电量损失10%,甚至20%以上。
    叶片结冰在迎风面的发生率比较高,且叶尖覆冰主要沉积在叶根位置,覆冰累积与不规则脱落也会造成机组输出功率的影响。在叶片表面发生微覆冰问题会导致其表面粗糙度较高而出现叶片气动性能很低,机组运行功率也很低;叶片覆冰严重会导致叶片转矩为零,不会有任何输出功率,自然覆冰也会造成振动严重而产生停机的问题。
     叶片覆冰会直接影响系统的输出功率,受到覆冰重量、覆冰后翼分布、叶片设计与风机控制。以VestasV80-1.8MW风机进行仿真分析,在雨凇条件下叶片覆冰可达709kg,占叶片重量的11%(叶片总重量6500kg);在雾凇条件下叶片覆冰可达434kg,占叶片重量的6.7%。研究分析发现,下面两种情况产生的覆冰问题会给叶片阻力带来影响:叶片的阻力沿叶片轴向以指数次增长,雨凇时叶尖阻力增加了365%,雾凇时增加了250%,而在两种条件下叶尖的升力均减小了40%
综上,叶片覆冰结合不同的冰灾严重性,风机输出功率会产生很大的变化,比较轻的覆冰会让叶片功率有一部分损失,而覆冰严重会导致其输出功率为零,也就会停止运行。
    叶片覆冰对于机组产生的危害有静态与动态载荷的不平衡、机组振动过于剧烈、叶片频率发生变化、增加疲劳载荷、增加叶片弯矩、造成人身危害等。
我国渤海和黄海北部冬季的冰期约为3个月,浮冰在海中漂流,会挤压冲击风电机的基础,并引起震动。水位变化时,海冰还会对基础产生上拔或下压效应。渗入混凝土基础的海水在结冰时会产生膨胀压力,反复冻融会破坏混凝土。为此,必须采取相应的措施。
    2.3 
叶片覆冰传感器..的覆冰检测必须直接测得叶片上的覆冰量。叶片在寒冷空气中运转,叶尖速度达到了250km/h,叶尖的结冰条件跟装在机舱顶部上的传感器监测到的结冰条件相比相差巨大。建议机组采用叶片振动检测叶片覆冰传感器,其设计基于简单的物理原则:结冰量增加会引起叶片自然振动频率发生变化,随着固体重量增加固有频率会降低。
基于高灵敏度的传感器系统和特殊算法可实现冰层厚度毫米范围内的测量分辨率,在风机运行情况下或待机情况下都能执行测量,意味看风机在启机前每时每刻都在进行检测,确保叶片上的覆冰量在运行条件的符合范围内。
    2.4
叶片防冰除冰系统针对以上情况,除冰自然是.直接的办法。首先可以在叶片表面安装热电阻元件或加热叶片内部空气,使叶片温度处于0℃以上,防止叶片上的水结冰。
其次,可以在叶片表面使用超疏水涂层等特殊涂料,降低叶片与水、冰之间的黏结性,或者涂覆黑色烤漆,在白天借助阳光的热量除冰。
    2.5
叶片气热除冰方案叶片气热除冰方案基本原理是通过加热叶片内的空气并在叶片内部循环,再将热量传到叶片外表面,从而达到除冰的目的。加热时叶片腔内有气流会出现在叶尖部位,气流也会从叶尖经过和腹板形成的风道而组合成为气体循环路线,腔内空气循环加热可避免结冰问题的出现,保证叶片后缘与叶根部分进行加热处理,防、除冰效果很好,可显著提高热量传导效率,降低加热功耗。叶片外表面温度升高就能在覆冰层与叶片出现了水膜的情况,就是通过叶片旋离心力实现除冰。
     除冰时热风输出温度为6080℃,叶片表面温度可控制在100℃,由于叶片形式不会变化,设置的除冰系统会给空气动力性能与防雷性能没有任何影响,加热除冰可应用到气候温和、覆冰发生在0℃左右环境中,因为除冰要保证叶片温度合理,所以能耗消耗仅为防冰的50%
      2.6
喷射除冰系统针对已营运风电场的风电机组叶片防除、防冰工程应用需求,采用不改动叶片的喷射除冰法进行风电机组叶片除冰技术应用受到越来越多关注。与现有的其它除冰技术相比,喷射除冰法具有在现场易实现改造、易维护、除冰效率较高、施工周期短、不改动叶片等工程技术优势。
     一般分为固定式喷射系统和运载式喷射系统两种。

  

前者通过在风机塔筒外壁一定高度处,安装若干定制喷射头,对进入喷射范围的结冰叶片进行喷淋除冰作业。通过安装于塔基处的高压喷射流站,将融冰剂喷射到叶片表面后,快速融化凝结于叶片表面的冰雪,从而达到除冰的作业目的。

 

后者利用爬壁机器人携带定制好的喷头和高压管路,从塔筒外壁爬升至除冰作业高度后,由车载移动式高压喷射流站将融冰剂通过爬壁机器人携带的喷头,喷射至叶片表面。再由融冰剂快速融化凝结于叶片表面的冰雪,达到清除叶片表面冰雪的目的。
      三、防台风台 风对海上风场是一把双刃剑:强度较弱的台风可以给风场带来充足的风力,增加发电量,提高风场经济效益;强度较强的台风则会给风场带来巨大的破坏。所以,如何降低台风对风场带来的灾害是建设海上发电场亟需考量的问题。
近年来,海上风电在防台风方面作出不小的成就。主要从风电场选址、风机结构和运营管理三个方面考虑。
      3 .1
海上风场选址 

     台风阵性强气流是造成风机破坏性损害的主要原因,风电场在场址选择时,应避开台风经常登陆的地方,避开强风区。风机基座在选址时,应紧密结合风电场实际资料,准确分析风电场的平均湍流强度、.大湍流强度、.大瞬时风速、入流角等风能特征参数指标,选取合理的风机基座位置。
    3.2
风机结构组选型应按照国标风力发电机组安全等级的要求,风电机组应设计成能安全承受由其等级决定的风况。风电机组适用的风速,一般不允许超过参数的限值,以免产生安全隐患。
     为有效规避颠覆性破坏,应进行结构抗台风设计,依据场地实测台风风速时程进行结构随机动力响应分析,获取较为准确的动力放大系数。如果不具备条件,则应考虑台风风速的非平稳性,提出适合台风风速的动力放大系数确定方法。一般基础、塔筒、机舱、轮毂、叶片的安全系数依次降低。通过提高支撑结构  (塔筒与基础) 的安全系数,降低塔筒破坏、整体倾覆的概率,以避免倾覆性破坏带来的巨大损失。
     台风蕴涵的巨大自然能量将对风机设备结构施加静载荷和动载荷叠加效应,形成周期性激荡,如周期恰与风电机组固有振动周期相近时(或整数倍时),应使叶轮处于避风自由状态,避免台风与风机设备结构产生横向共振,使之叶片出现裂纹、撕裂、折断,偏航和变浆系统受损,甚至倒塌,.终导致机组损坏。因此,设计海上风机时,应结合风机的运行状态,考虑风向、湍流和变桨、偏航等控制参数,进行综合分析。

 
在各风场损坏的叶片当中,叶根折断较多,局部脱落亦不少。为减少台风对风机尤其是对叶片造成的损伤,可以采取以下措施:针对主梁与翼壳之间粘结强度不够问题,采取对叶片后翼连接加设铆固装置等;对叶片局部构造改进;在叶片生产过程中,应进一步加强叶片局部缺陷的检测力度,以增强叶片的抵御台风的能力;改进叶片用材,提高其抗极限强度和抗疲劳强度计数能力。
     3.3
运营管理海上风电运行管理涉及到风电机组制造商、风电场业主及运行单位等多个部门,只有相关部门通力合作,才能充分保障风电的安全经济运行。在台风易发、频发地区,海上风电场业主单位应当对风电场所有风机的湍流强度重新进行校核计算,并按计算结果采取相应的防范措施。
如果有强台风来袭,风机自身的控制系统会在风速过大时作出反应,进入防风状态。此时风机将会停机,叶片变桨为顺桨角度,同时进入自动偏航模式,以风轮正面对准风向,保证台风对风轮的载荷.小。在台风后,维护人员需要检查叶片、机舱罩等部件,确认其是否出现损坏、发电机构是否能够正常工作。


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