叶片前缘腐蚀

叶片长期受雨滴、冰雹、沙尘、盐雾及野外高空生物的冲击，加上紫外线和湿度等的老化作用，其前缘腐蚀现象频频发生，如图1所示。尤其海上风电机组因为不需考虑噪音扰民问题,其叶尖线速度一般较高,多为 95m/s左右，有些甚至超过100m/s。由于叶尖段线速度大，以及叶片前缘壳体较薄，叶片腐蚀损伤以前缘最为严重。

叶片前缘腐蚀会导致翼型阻力增大，造成叶片气动效率下降，最终导致机组发电量损失，严重时腐蚀甚至会扩展到叶片结构层，造成叶片前缘开裂、断裂等事故，因此，必须对叶片进行维修或更换。前缘部位是叶片最薄弱的地方，叶片表面状况主要取决于叶片前缘的状态，前缘腐蚀决定了叶片的使用寿命及工作效率。

3M公司研究了几种前缘腐蚀对1.5MW 风电机组发电量的影响，主要有无防护条件下发生中等腐蚀的速度、严重腐蚀的加速情况，以及有3M膜保护的叶片前缘5年内的变化情况和对叶片气动性能的相关影响，研究结果显示，轻微的腐蚀对实际发电量仍有明显影响。叶片的前缘腐蚀会影响风电机组发电的效率，同时对叶片运行的安全性有较大的影响。一旦叶片的基体材料暴露于环境中，会面临侵蚀的风险，这使得叶片的结构有出现损坏的可能。在紫外线照射和水汽环境持续影响下，构成叶片基体树脂材料的拉伸强度、拉伸模量、剪切模量等性能均会发生明显下降，进而显著降低风电叶片使用的安全性与寿命。

随着叶片越来越长，运行环境越来越恶劣，前缘腐蚀维修在叶片维修时间和成本上的占比越来越大，维修时停机亦会造成发电量的损失，因此，风电场对叶片前缘防护的需求日益增强。尤其是对于海上风电场，由于船只、专用设备、人员等运维费用昂贵，维修难度大，且维修窗口期非常短，导致其较陆上风电场停机时间更长，也意味着发电量损失更大。因此，海上风电场的叶片前缘腐蚀和防护问题更需引起重视。

现场运维情况反馈

本文对辽宁、江苏、福建等区域代表性海上风电场的风电机组叶片前缘防护情况进行了统计，如表1所示。辽宁某海上风电场采用的是防护涂层技术，投运4年已有30余支叶片的叶尖段出现了前缘涂层破损。江苏某海上风电场采用了防护涂层、防护膜技术,目前已出现防护涂层脱落、叶尖前后缘合模缝开裂损伤的现象，防护膜也出现了表层损伤。福建某海上风电场采用了防护涂层、防护膜及防护壳技术，目前已出现防护涂层开裂、叶尖前缘合模缝区域涂层严重损伤、玻璃钢壳体出露的现象，部分风电机组的防护膜也出现轻微腐蚀，防护壳尚未出现问题。

本文对全国范围92座陆上风电场进行了调研，其中有15 座风电场出现叶片前缘腐蚀情况，分别位于新疆(3座)、内蒙古(6座)、甘肃(4座)、宁夏(2座)等西北地区，代表性风电场数据如表1所示。经分析，这些区域的风电机组叶片因受到由风沙较大引起的沙蚀作用大于雨蚀作用，加之紫外线较强引起的老化作用，叶片前缘腐蚀现象相比其他陆域风电场更为严重，所采用的前缘防护技术主要为防护涂层和防护膜，已出现不同程度的涂层和膜损伤现象。

叶片前缘防护产品的维修更换对湿度、温度要求较高，此外，对于海上风电场，一方面，船只出海受风浪限制,叶片维修窗口期非常短,且维修人员只能采用吊绳系统，维修难度大，施工进度慢，通常一台风电机组需要近一个月的维修时间;另一方面，船只、专用设备、人员等费用昂贵，运维成本高昂。因此，设计出能够满足全生命周期运行、无须更换的前缘保护材料是目前的研究重点。

表2和表3分别基于海上风电场和陆上风电场的实际运维情况，对目前市场上主流叶片前缘防护产品的全生命周期维护次数、发电量影响及维修费用进行了对比。

对于海上风电场，目前防护涂层和防护膜应用最为广泛，但一般使用寿命较短，在风电机组全生命周期内需反复进行维修，维修费用较高。对于前缘防护壳方案，以雨蚀比较严重的广东、福建区域海上风电场为例，假定年降雨量2000mm，在现有海上风电机组叶尖线速度95m/s条件下，预估防护方案可以实现5~8年的免维护周期。但防护壳材料成本相对偏高，因此，仅适于对叶尖段前缘进行局部防护，其他区域可采用防护涂层或防护膜。

对于陆上风电场，其维修难度和成本没有海上风电场高，而有些采用了防护膜的机组在运行四五年后，防护膜出现了批量性的老化、磨损、脱落等现象，并存在一定的噪音影响。因此，应根据实际运行环境及工况评估是否有必要配备叶片前缘防护膜。从防护效果和经济性来看，防护涂层应是较优的选择。