文|胡苏杭，刘碧燕
随着国内首批投运机组进入10年在役期，海上风电设备的腐蚀严重性日益突显。如何在严峻环境下采用合适的防腐技术，以保证风电机组顺利达到设计使用寿命，成为海上风电运营方倍加关注的问题。 海上风电腐蚀环境及腐蚀倾向
一、海上风电腐蚀环境
海上风电设备遭受的强腐蚀，主要来自于海洋腐蚀环境下海水、盐雾中的氯离子（渗透性强，腐蚀破坏大）。海上风电基础所处的海水、海泥，塔筒及机舱所处的盐雾环境中氯离子含量富足，因而腐蚀活性较高，风电设备很难处于钝态。
其次，海水与空气接触面积大、对流充分，在海浪不断搅拌作用下，氧气饱和、湿度极大，加快了海上风电设备的腐蚀速率。加上风电机组“有风发电、无风停机、超风速急停”的不均匀运转模式，以及腐蚀环境下高频交变应力的疲劳荷载作用，风电机组运行寿命面临严峻考验。二、海洋环境腐蚀机理
海上风电钢构设备的腐蚀形式多属于电化学腐蚀，其两极反应为：
阳极反应：Fe－2e →Fe2+
阴极反应：O2＋2H2O＋4e→4OH-
靠近阳极溶液中的反应为：
Fe2+＋2OH-→Fe(OH)2
O2＋4Fe(OH)2＋2H2O→4Fe(OH)3
由反应式可知，钢构基础金属发生阳极反应，失电子，被氧化腐蚀。影响电化学腐蚀的主要因素有温度、湿度、含盐量、pH值。其内在关系为温度、湿度、含盐量越高，腐蚀性越强；pH值越低，腐蚀性越强。
三、海洋环境腐蚀规律
（一）海洋环境腐蚀速率曲线
海上风电钢构设备竖向存在5个海洋腐蚀区域，对应不同的腐蚀速率，且在飞溅区、全浸区存在腐蚀速率的最高点、次高点（图1）。
飞溅区：干湿交替，盐分富集，阳光照射，浪花冲击，形成最苛刻腐蚀环境，出现腐蚀速率最高点。
全浸区：由于全浸区的一定深度位置与表层氧气溶解量饱和区域存在氧浓度差、海生物生长严重且附着不均匀、水速冲击大且存在基础冲刷现象，还受到含盐量、pH值、水温等因素影响，全浸区成为腐蚀速率次严重区域。在防腐设计、施工和生产运行期间，需要针对腐蚀严重区域采取有效防腐技术措施，克服海上风电设备使用寿命短板，保证海上风电设备使用寿命期内的安全运行。
（二）腐蚀的多种形态
海上风电设备存在多种腐蚀形态：沉积物下腐蚀、接触腐蚀、缝隙腐蚀等。
沉积物下腐蚀：海上风电设备表面的附着物、腐蚀产物等不均匀因素形成氧浓差电池，加剧腐蚀。
接触腐蚀：海上风电设备接触到电位较正的金属时，成为阳极而发生严重腐蚀。
缝隙腐蚀：海上风电设备之间存在缝隙而发生腐蚀，尤其在全浸区和浪溅区。
海生物促进腐蚀：附着不均；放出二氧化碳或死后分解出硫化氢而酸化，加剧腐蚀。
（三）腐蚀疲劳
海洋环境中的海上风电设备，承受海风、海浪、腐蚀
图1 风电机组的腐蚀分区及对应的腐蚀速率
88 风能 Wind Energy
2019年第11期 89
等力学和化学协同作用，运行中遭受高频次交变应力（25年寿命期达108），远高于海上石油平台，腐蚀疲劳成为影
响其安全运行的重要因素。
四、海上风电腐蚀危害
以2011年9月欧洲腐蚀大会资料为例，某单管桩内壁
已腐蚀（图3）。检查结果发现，该单管桩内壁局部存在腐蚀瘤，打磨后检测表明，腐蚀瘤下的腐蚀坑最深达1.3mm 。海上风电设备腐蚀导致设备故障率高、可利用率低， 生产效益、项目投资回报率降低；海上风电机组基础腐蚀导致设备刚度、强度、稳定性下降，降低使
用寿命或导致事故
（若发生设备或人员安全事故，会造成社会负面效应。海上风电投资方和运营方需竭力避免）。
国内外海上风电设备防腐设计
海上风电设计、建设和运营方，需要针对海上风电设
备腐蚀特点，采取有效的防腐方案，包括：涂层、包覆、阴极保护等。
一、海上风电设备防腐机理 （一）金属热喷涂防腐机理
根据热喷涂金属的种类，金属热喷涂可分为热喷锌、热喷铝或锌铝合金。防腐机理主要包括：物理覆盖、充当牺牲阳极等。热喷涂的铝、锌金属本身的耐蚀性强，且都是化学元素周期表中排序在铁前面的活泼金属，当存在涂层局部破损或有孔隙、露出钢构本体时，热喷涂层成为牺牲阳极，
钢构设备则因成为阴极而得到保护。
（二）涂层防腐机理
涂料，是一种透明或着的成膜材料，在钢构表面形
成致密的膜，实现钢构与腐蚀环境的隔离，保护钢构表面免受环境影响，从而防止腐蚀。该防腐方法的缺点是易破损、海上修补难度大，不能单独作为防腐措施，需与包覆或阴极保护联合采用，避免产生局部点蚀。
（三）阴极保护防腐机理
阴极保护防腐主要针对海水以下位置的海上风电基础，
使之与电位更负的金属进行电连接，或者通过强制外加从海水、海泥到海上风电基础的电流，使之阴极极化，从而消除电化学腐蚀。
钢在海水中的保护电位为－0.85V ～－1.05V （Cu/
CuSO 4）。当电位高于－0.85V ，则钢构腐蚀；当电位低于－1.05V ，则会出现油漆鼓泡、钢构氢脆。
（四）复层包覆防腐机理
复层包覆防腐体系由防蚀膏、防蚀带、缓冲层和防蚀
保护罩四层组成。其中防蚀膏、防蚀带主要包含可有效阻止腐蚀介质侵蚀的缓蚀成分；密封缓冲层和防蚀保护罩主要起隔绝海水、耐冲击、抵御机械损伤的作用。
二、海上风电设备防腐设计
海上风电防腐设计主要包括：材料选择、腐蚀裕量、
金属热喷涂、包覆、防腐涂层、阴极保护、环境控制。针对风电机组基础、塔筒、机组，国内外防腐设计对比如下：
（一）风电机组基础
国内外（国外以挪威、日本为例）海上风电机组基础
设计的相同点包括：材料选择、腐蚀裕量、防腐涂层、阴
极保护；不同点在于：挪威的《海上风电机组结构设计》
DNV-OS- J101、《海上钢构设计》DNV-OS-C101强调生产期间的腐蚀检查、腐蚀监测及内部空间湿度控制；日本《港湾设施技术标准》强调潮差区以上需采用包覆设计。国内主要包括：材料选择、腐蚀裕量、防腐涂层、牺牲阳极阴极保
护，对于国外要求的生产期间的腐蚀检查、监测、内部空间湿度控制以及浪溅潮差区包覆设计，国内未形成统一规范。相信随着海上风电投产运行时间的推移，会逐渐引起运营方的广泛重视和推广。
（二）塔筒
图2 钢在周期应力下的应力-周期数曲线
图3 水抽出后的桩内壁情况
在空气中
疲劳极限
在腐蚀环境中
102 104 106 108
应力
周期数
90 风能 Wind Energy
对比国内、国外（以西门子为例）塔筒防腐设计：西
门子要求钢构表面预处理为Sa3，高于国内Sa2 1/2~ Sa3；
塔筒外表面（C5-M ），西门子采用“热喷锌/铝+封闭漆+环氧中间漆+聚氨酯面漆”防腐方案，用“热喷锌/铝+
汽车投影封闭漆”代替环氧富锌底漆；干膜厚度350μm ，大于国内320μm ，优于国内防腐设计。
（三）风电机组
国内外海上风电机组防腐设计的相同点主要有：机组设备的防腐涂层、转动部件的油脂防腐、设备材料选择；不同点在于：塔筒及机舱整体结构（包括机舱内大部件冷却方式）上是否考虑防盐雾，从而达到防腐设计效果。
国内早期试验机组基本为陆上风电机组，未从风电机
组结构上考虑防海洋盐雾设计。随着海上风电的发展，近几年针对海上风电机组开始从结构上考虑防盐雾设计，主要表现为：变频器、发电机等大部件的液冷设计。
国外以西门子为例，西门子箱变采用油浸式变压器，
不会因空气冷却而将大气盐雾引入塔筒；外循环冷却系统设计密封进出风道，有效隔离海洋大气中的水分和盐雾。总体来说，国内海上风电机组的防腐设计水平在不断
提高，正逐步赶上国际水平。
国内海上风电防腐技术应用
目前，国内海上风电防腐技术，以江苏海上龙源为例，
主要有包覆、外加电流、疲劳腐蚀早期检测等。
一、包覆防腐
浪溅潮差区腐蚀最严重，如不切实采取措施，势必成为风电机组达到设计使用寿命的瓶颈。原设计的“涂层+
阴极保护”方案，涂层由于受到水上漂浮物频繁碰撞、船只停靠撞击会破损严重；阴极保护方法则由于受到潮涨潮落的影响，也不能很好发挥作用。而包覆防腐能弥补浪溅潮差区涂层和阴极保护两种防腐方法的不足，达到防腐效果。
gu10灯头
矿脂防蚀膏具有良好的附着性能（盐水浸泡试验、中
性盐雾试验均为A 级），耐腐蚀性高；矿脂防蚀带吸水率低，
附着力在4.9N/25mm 以上，－5～70℃环境中作业性能良好；防蚀保护罩拉伸强度、弯曲强度、拉伸弹性模量、弯曲弹性模量、冲击强度都较高。
技术难点：海上风电机组基础直径大于5m ，呈锥形，
桩体上有很多不规则结构，形状复杂；风电场高温、高湿、高盐分的亚热带海洋性季风气候环境使得腐蚀易发生。
解决方案：采用横向、纵向多片式保护罩联用，保护
罩之间通过法兰、螺栓连接固定的方法，解决了风电机组单管桩基础直径大、桩程高、桩柱呈锥形的包覆难题；采用现
场制作玻璃钢保护罩的方法，解决了风电机组基础结构复杂的难题。
施工步骤：刮涂防蚀膏、缠绕防蚀带（图4）、安装防护罩。实施效果：相较于裸钢挂片、涂层挂片试验的防腐效果，包覆防腐的优势更加明显。目前已推广应用。
二、外加电流阴极保护
玩具直升机结构外加电流阴极保护，用于保护全浸区及以下部分的风
电机组基础，与牺牲阳极阴极保护相比，外加电流实现了阴极保护的无衰减及可控可调。
外加电流阴极保护系统主要由辅助阳极、辅助阳极配卷绕电池
套双硫化管道、组合式参比电极、恒电位仪、辅助阳极电缆、参比电极电缆、SCADA 风电场集控软件等组成。原理如下：2个组合式参比电极分别为恒电位仪提供测量和控制信号；恒电位仪根据参比电极测量电位的大小，调整、输出平滑的直流电，通过辅助阳极、海水、海泥，流向钢桩，实现主动
阴极保护。
为保证电极稳定性，辅助阳极选用钛基混合金属氧
化物阳极（MMO/Ti ），参比电极选用纯度≥99.999%的
高纯锌。其电化学性能如下：电极电位（饱和甘汞电极）
为－1.044～－1.014V ；电位稳定性：±0.015V ；阴极极化电流10µA 的极化值 >－0.020 V ；阳极极化电流10µA 的极化值<＋0.020V 。
安装系统后，参照国家标准调试保护电位为100mV ，
系统投运后运行基本平稳。恒电位仪显示输出电压为3V ，输出总电流为2A ，相当于平均保护电流密度为2.5mA/ m²。外加电流阴极保护增强了防腐系统监控的及时性、准
锁紧螺栓确性和智能化，提高了风电机组基础的安全水平，推动了国
内海上风电防腐监控技术进步。
图4 包覆防腐现场施工
三、疲劳腐蚀早期检测
由于基础腐蚀疲劳的存在和危害严重性后果，应对疲劳腐蚀进行早期检测。无损检测方法很多，但超声检测、磁粉检测等传统方法，都需要打磨涂层才能保证检测的灵敏度。海上风电机组基础防腐涂层厚（800μm以上），使得检测难度大；严峻的海上风电腐蚀环境不利于油漆修补质量的保障，因此，不破坏油漆涂层的无损检测方法具有较大的市场需求。脉冲电磁法作为一种无损检测方法，其优点是不需要打磨掉钢构表面的油漆涂层，对缺陷的指示明确直观。脉冲电磁法的主要技术参数为：最大检查速度0.2m/s；灵敏度：宽度≥0.01mm、深度≥0.5mm（焊缝）/0.3mm（母材）、长度≥5mm（焊缝）/3mm（母材）；电源可保证连续检测10小时以上。
为验证脉冲电磁法无损检测的可靠性和准确度，先做试板检测、建立标准工作曲线：制作与多管桩钢构基础同材质、同厚度、同角度、同等焊接状态的检测试板，并人工制作模拟裂纹（长度约10mm，深度0.5mm、1.0mm、1.5mm
表1 无损检测结果
机位检测结果
#1第2根斜撑杆的角焊缝筒体侧焊趾，0点位置往
左160～400mm的区间中存在长约240mm、
深度约0.5mm的断续裂纹
#2正常
#3正常
#4正常
#5正常
#6正常
表2 有毒气体检测结果
机位硫化氢臭气浓度甲烷非甲烷总烃mg/m3无量纲mg/m3mg/m3
#10.041<10 1.8212 #20.027<10 1.81 3.11 #30.035<10 1.61 2.88 #40.031<10 4.16 6.52 #50.038
<10 2.25 3.9 #60.04939 1.89 3.31的各2条），按与风电机组基础相同的油漆选型和施工工艺进行防腐涂层涂覆。完成试板检测后，再进行现场检测。现场检测结果如表1所示：检测出1台机组存在腐蚀疲劳早期裂纹。根据原设计单位处理方案，打磨后修补涂层进行消缺闭环。
四、单管桩内防腐检查、有毒气体检测
海上风电单管桩，直径为5～6m，桩长为
45～68m，甚至更大。单桩内部属于密闭或半密闭空间的海洋大气区、全浸区、海泥区腐蚀环境，其中泥上部分15m 以上。桩底由于不便于常规检查跟踪，隐患较大，桩内检查很有必要。另外，某些单管桩内有刺激难闻的硫化物味道，初步判断为养殖区内生物腐烂产生的硫化氢气体所致。防腐检查：对单桩内部进行抽水、清理垃圾、清除腐败淤泥，对底部钢构本体内壁进行清洁后做防腐检查，对负一层平台进行局部焊接加固，对涂层破损位置进行修补。有毒气体检测：参考专业检测单位的意见，选取3个风电场中刺激气味最严重的6台机组进行气体取样送检。检测出浓度不等的硫化氢、甲烷等气体成分，如表2所示。
海上风电防腐技术发展方向
海上风电防腐技术面临自然条件严苛、浪溅潮差区腐蚀严重、设备防腐体系完整性保持有难度、现场
维护质量难保证、个别单管桩存在硫化氢气体威胁等问题。与海上风电设备防腐安全及使用寿命直接相关的几项关键检测均存在技术上的瓶颈，包括：阴极保护电位检测的及时性和准确性，疲劳腐蚀早期检测的科学性和可靠性，钢构本体厚度测量的普遍应用，防腐远程智能检测技术的应用。根据海上风电防腐技术急需解决的难题，今后的主要研究方向为：（1）浪溅潮差区风电设备防撞击、防腐蚀、防疲劳、防海生物的综合防护方案研究。
（2）海上风电防腐在线检测技术研究。应对风电机组基础保护电位、有毒气体、环境腐蚀数据、设备腐蚀状态进行在线检测分析，做到实时掌握、提前预警。（3）钢构基础腐蚀疲劳早期检测研究，包括带油漆检测钢构深层裂纹的研究。
（4）塔筒高性能、耐老化面漆研究，例如开展耐紫外线侵蚀、屏蔽作用好的面漆优化研究。
（作者单位：江苏海上龙源风力发电有限公司）
2019年第11期 91
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