沿海风电场防腐工作的分析.doc

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1、沿海风电场防腐工作的分析由于沿海风电场所处环境恶劣，设备防腐工作面临巨大挑战，导致设备寿命降低。本文从一个风电场运维管理人员的角度总结了当今沿海型风电场的防腐工作现状，分析了防腐工作的重点和处理方法，并结合工作经验提出一些新方法和建设性意见。风电场防腐工作现况风力发电机组防腐工作现况 当今风电场的设计寿命一般为 20 年，这就要求风电场内设备具有优秀的防腐能力。风电机组(含塔筒)表面防腐涂装要求为长期防腐，表面防腐防护的寿命要求是至少 15 年以上(遵照 ISO 12944-1 标准：表面长期防护)，其防护目标是达到与风电场相同的 20 年寿命。 由于各风电场所处的地理自然环境不同，为达到此防

2、护目标所做的工作各不相同。内陆风电场腐蚀类别为 C3，水和土壤的腐蚀类别为 Im1，而海洋型风电场的腐蚀类别为 C5-M，水和土壤的腐蚀类别为 Im2。风电机组厂家综合考虑造价和技术要求，将沿海型风电机组与内陆型风电机组防腐工作统一按 C4 类别进行，因此沿海型风电机组的防腐要求略显不足。由于我国风力发电起步较晚，特别是沿海型风电机组分布较少，还未达到设计寿命 20 年的期限，因此，防腐工作缺陷尚未完全暴露。风电场设备防腐工作现况 沿海型风电场的设备防腐工作重点主要集中在主变压器及箱变上(除风力发电机组外)。沿海型风电场主变压器及箱变防腐一般是通过提高普通变压器防腐要求来实现的。现今绝大多数变

3、压器表面在进行处理后直接喷涂干绝缘漆。欧式箱变在喷漆前较为考究，喷涂层数多且经过烘烤程序，而美式箱变只在经过酸洗后再进行喷漆。因此，变压器的防腐效果参差不齐。沿海地区变压器锈蚀主要原因为以下三个方面：变压器散热片与空气接触面大，在内外温差大时散热片表面易冷凝出水珠，因此变压器散热片最易产生锈蚀;沿海风电箱变一般置于海边，极易受风沙袭击，造成表面喷漆脱落;沿海光照强烈，造成表面喷漆容易变型产生裂纹，加之环境湿热，盐碱性大，特别容易形成表面喷漆完好，而内部金属已锈蚀的情况。风电场防腐工作实施方案 根据自然环境的特殊性，沿海型风电场防腐设计时需按照海洋型风机防腐目标进行，腐蚀类别参照 C5-M。如未

4、按此级别设计，则在日常巡视中应加强巡视，检查设备外表涂层是否鼓包开裂，甚至脱落，必要时可进行技术改造。具体除锈或改造方案如下：表面预处理 首先使用砂轮或铁刷对设备表面原有涂层和已锈蚀部分进行清理，确保表面不能留有任何质，如润滑油脂、焊药残渣及毛刺等。清理时注意力度，力度大时会导致钢板壁变薄，起不到保护设备的效果。然后用匹配的清洗溶剂或清水擦洗如有个别死角不宜操作，可采用专用酸洗除锈剂进行擦洗，清洗完成后的表面清洁度等级应达到 St3 级别。 清洗工作完成后进行喷砂工作，保证表面粗糙度为 4075m 左右，符合 ISO12944-4 中 Sa2 1/2 的要求 。喷涂防锈漆 喷砂结束后的 4h

5、内应完成第一道环氧富锌底漆喷涂。 首先用刷子将所有死角、 焊缝等不容易喷涂的地方刷一遍带状底漆，以保证涂层厚度，然后用压缩空气喷枪喷涂第一道环氧富锌底漆，禁止使用滚筒刷涂。 喷涂完成后检查是否有过分喷涂及气孔，颜色是否均匀。待底漆干燥后再经粗化清理，涂装环氧类中间漆，喷涂要求与底漆一致。 最后面层涂氯化橡胶面漆若干遍。 喷涂施工时，环境相对湿度不应超过 85%，金属表面温度低于露点 3，温度不能低于 5或高于 40时。 喷涂完成后应注意保护，防止污染。注意事项 在沿海环境中，面漆是决定防腐工作成败的关键，由于设备表面属于刚性，在长时间的风沙侵袭时，风沙类似砂纸不断打磨设备表面，如果面漆过薄将使

6、里面涂层暴露在空气中，导致防腐效果大大降低。 除了增加面漆厚度外，还可考虑增加面漆的弹性，如选用氯化橡胶面漆或聚氨酯面漆。 当风沙侵袭时有弹性的面漆能起到一定的缓冲作用，防止面层损伤。主变压器及箱变的除锈难点莫过于散热片， 因为散热片较薄，不宜进行打磨等机械除锈方法，且散热片之间空隙较小不易进行除锈工作。 建议在设备选型时选择散热片可拆卸型的箱变，拆卸下来的散热片全部浸泡在合适的除锈剂中，待除锈剂干后喷涂冷镀锌漆。 如热片不可拆除，可选用带锈防锈漆直接进行喷涂，不过喷涂工作难度很大，很难确保散热片内能均匀喷涂。 建议沿海型风电场将防腐工作列入年度检修内，定时巡查，预留修复资金，将设备腐蚀程度降到最低。3