风电叶片前缘腐蚀维修典型案例分享
麦加:关注叶片前缘保护
麦加:关注叶片前缘保护作者:赵靓来源:《风能》2014年第06期进入中国风电行业发展的外籍涂料厂商中,麦加绝对是一支重要的力量。
作为一家全球科技专业型涂料企业,其具有40多年的涂料研发和应用经验,并利用该基础为中国客户提供可持续的解决方案以及商品和服务。
因此,这家公司在风电行业中最突出的产品并非涂料本身,而是建立在高技术含量的涂料基础之上的整体解决方案。
而就目前来说,其对叶片前缘腐蚀的维修解决方案非常显眼。
前缘是叶片最主要的切风部位,由于一支2MW的叶片在正常运行速率时达到80m/s,无论是雨滴还是风沙、粉尘,均能对叶片前缘带来极强的冲击。
虽然单个雨滴远小于同等质量的沙尘所带来的损伤,但因为空气中雨水数量远高于沙尘数量,成为引起叶片前缘损伤的主要因素。
但与国外有所不同的是,国内业主直到近几年才逐渐认识到叶片前缘损伤问题的严重性,且关于解决这个问题仍旧没有相应明确的标准。
国内绝大部分观点认为涂料或贴膜的耐磨性是决定叶片涂料寿命的关键,并制定了相应的企业标准。
但上海麦加涂料有限公司风电涂料副总工程师刘正伟则认为,耐磨性与耐雨蚀或砂蚀有本质的区别。
前者以平行摩擦为主,后者以垂直撞击为主,二者无本质关联。
因此,普通耐磨试验不能反映实际情况,其检测数据也无任何实际意义。
POLYTECH的耐雨蚀试验是欧洲公认的测定涂料或贴膜耐雨蚀性能最可信的方法。
就目前而言,国内对叶片前缘修补所采用的技术常为两种:一是贴膜,二是涂料。
但在刘正伟看来,贴膜只能被做成无遮盖力的无色透明状。
无色透明的材料极其容易受紫外线的损伤,通常5年左右就会老化,同时,贴膜的二次维护也极为困难。
而涂料只有通过3h雨蚀试验的才有可能用于前缘保护,可多数聚氨酯类涂料实际上仅有0.5h左右的耐雨蚀时间。
此时,麦加的前缘保护胶衣在性能方面就显示出了很强的优势。
其不但可以通过9h的雨蚀实验,且在经过4000h人工加速老化后耐雨蚀时间基本保持不变。
据了解,麦加从2008年左右就已经在国内推出叶片前缘保护类产品,其中Mega WU 200聚氨酯前缘保护胶衣在东南沿海以及云贵川地区的风电场已经平稳运行了5年以上,且没有进行二次维护。
风机叶片前缘开裂维修方案
13
密封硅胶
天山
600ml
6支
14
螺纹紧固胶
天山
可塞新1243
4支
紧固胶与紧固胶催化剂比例:2:1
15
螺纹紧固胶催化剂
天山
1764
4支
五、工具辅材清单
序号
工具辅材名称
型号规格
数量
备注
1
角磨机
150#
2台
2
弹性磨片
5个
3
打磨砂纸
P80
10张
4
圆砂纸
80目+200目+400目
各10张
5
托盘(可配角磨机)
催化剂
/
/
稀释剂
/
Mega T764-T
混合重量比
2︰1
5︰1:(0~15%)
催化剂量
/
/
环境温度要求
0~40℃
15~30℃
环境湿度要求
≤85%
20%~85%
湿膜厚度要求
150~200um
约75um×2
25℃操作时间
/
约180min
8)警示漆
面漆表干后,在需要涂警示漆区域辊涂警示漆,色号RAL3020。基料和固化剂的重量比例为9:1,涂层完毕后在20—25℃下自然固化3h。
若内蒙皮无损伤,则先手糊补强一层2AX-1200-0660,面积与打磨区域的尺寸一致,然后开始进行填补芯材。
3)填补芯材
将粘接面全部清理干净后,按照该修补区域芯材距离边缘的距离铺设10mm厚的PVC芯材。将合适大小的芯材用手糊树脂完全浸透后,使用胶黏剂将芯材粘接到芯材缺失区域。
表1.前缘芯材距边距离数据表
R(m)
风电叶片前缘保护技术方案分享
风电叶片前缘保护技术方案分享© G O L D W I N D S C I E N C E & T E C H N O L O G Y C O ., L T D .标题首行8个字最多2行字观点 1认为前缘最好永远无需维护,可能是不恰当的。
前缘侵蚀问题Ø前缘侵蚀是大型叶片面临的一个严重问题,几乎所有的MW级叶片都存在。
Ø叶片高速撞击空气中的颗粒物是导致此问题的主要原因。
由于降雨的出现概率较大,因此雨蚀通常被认为是关键影响因素。
Ø前缘损伤会改变气动外形,降低发电量(数据来源于3M研究结果)Ø外防护层破坏,玻璃钢层受损,结构破坏风险。
该数据为实验室数据实际情况相当复杂并不代表真实情况。
技术发展历程前缘保护技术及标准尚不成熟Ø风场实际表现往往不令人满意,寿命经常低于预期。
Ø非预期损伤,产生负面影响,发电量受损。
Ø什么是合理的前缘保护,目前并不明确。
前缘保护的实质目的Ø容易确定、占比较小Ø易变、占比较大Ø不易确定、占比可能非常大发电量损失的预估难度较大Ø前缘状态变化将导致机组的功率曲线变化,满发推迟,气动性能衰减。
Ø实际的发电量损失受多因素影响:(1)损伤程度,表面整体状态; (2)机组自身特点,特别是翼型的特点;(3)实际风场的风况。
Ø 总的来说,中国南方地区的低风速型机组应当是重点关注对象。
Ø如果发电量对前缘敏感,多次维护反而可能是成本最优的。
正常的功率曲线前缘损伤后的功率曲线© G O L D W I N D S C I E N C E & T E C H N O L O G Y C O ., L T D .标题首行8个字最多2行字观点 2抗雨蚀能力可能没有想的那么重要。
9h 50h 100h抗雨蚀性能步步高升?实验室雨蚀机理图 1固体质量损失与雨滴冲击数关系图Ø本质上是雨滴连续冲击所导致的材料表面疲劳现象。
风力发电机组叶片前缘腐蚀危害、原因分析及修复处置方法
风力发电机组叶片前缘腐蚀危害、原因分析及修复处置方法作者:易志高来源:《科学导报·学术》2019年第52期摘要:针对风力发电机组在运行过程中出现的叶片前缘腐蚀现象,本文介绍了叶片前缘腐蚀危害,对其进行了原因分析并提出了修复及处置方法,对于有效预防风力发电机组叶片事故及提高风力发电机组风能利用率具有非常广泛的指导意义。
关键词:风力发电机组;叶片前缘;叶片前缘腐蚀;风能利用率1.引言湖南某山地风电场(多雨、潮湿)于2012年投产,安装25台湘电风能生产的XE82-2000型直驱式同步永磁风力发电机组。
2016年该风电场在开展对风力发电机组叶片的检查过程中发现几乎所有风力发电机组叶片叶尖前缘都有腐蚀现象,腐蚀严重的叶片叶尖玻纤布损坏有3层至4层,如不立即对其进行修复继续长期运行,不仅降低风力发电机组风能利用率,还会进一步影响叶片的其他部分,包括局部膨胀,积水,最终导致叶片整体受损难以修复。
根据调查,投产5-6年以上的风力发电机组,叶片前缘都有被腐蚀的现象。
2.风力发电机组叶片前缘腐蚀危害2.1;叶片前缘介绍风力发电机组叶片主要是由复核材料(玻璃纤维)制成,是将风能转化为机械能的主要部件。
风机叶片从外观看可以划分为四个部分:PS面(迎风面)、SS面(背风面)、前缘(风切入侧)、后缘(风切出侧)。
叶片前缘是切风最厉害的区域。
2.2;叶片前缘腐蚀危害前缘腐蚀带来的直接影响就是破坏了叶片的气动特性,从而影响了叶片的性能。
一方面会影响整个机组的出力,同时也可能带来设计之外的载荷。
根据丹麦公司;Blade;dynamic;在;2015;年的一項统计,前缘腐蚀问题可能会带来;5%;甚至更多的年发电量损失。
如果腐蚀过于严重,长时间得不到妥善处理,会进一步影响叶片的其他部分,包括局部膨胀,积水,最终导致叶片整体受损难以修复。
3.风力发电机组叶片前缘腐蚀原因分析叶片前缘腐蚀的主要原因有:叶片本身的运行特性、叶片的制作工艺不到位和运行使用环境恶劣等。
海上风机腐蚀失效案例
海上风机腐蚀失效案例
海上风机腐蚀失效案例:
一、案例概述
某海上风电场位于我国沿海地区,自投运以来,其风机设备一直正常运行。
然而,在最近的一次例行检查中,发现部分风机叶片出现严重腐蚀现象,导致其结构强度下降,存在安全隐患。
二、腐蚀情况分析
1. 环境因素:该地区沿海空气湿度高,含盐量较大,且存在一定的工业污染。
这些环境因素导致了风机叶片表面容易形成电解质的薄膜,加速了腐蚀过程。
2. 维护不当:据调查,该风电场在运营过程中,维护工作未能跟上,导致部分叶片长期处于缺乏有效保护的状态。
3. 设备因素:部分风机叶片制造过程中存在缺陷,如表面处理不当或材料选择不当,导致其耐腐蚀性能较差。
三、失效原因总结
通过分析,可以得出腐蚀失效的主要原因包括环境因素、维护不当和设备因素。
这些因素相互作用,共同导致了风机叶片的腐蚀失效。
四、预防措施建议
1. 加强环境监测:定期对沿海地区的风电场进行环境监测,了解空气湿度、含盐量等指标,为预防腐蚀提供依据。
2. 强化维护管理:建立完善的维护管理制度,定期对风机叶片进行清洁和维护,确保其表面保持良好状态。
3. 设备升级改造:对于耐腐蚀性能较差的风机设备,进行升级改造,提高其耐腐蚀性能。
4. 加强科研合作:与科研机构合作,开展风电设备的腐蚀与防护研究,探索更有效的防腐措施。
五、案例结论
本案例中,腐蚀失效主要是由于环境因素、维护不当和设备因素共同作用所致。
为避免类似问题的发生,应加强环境监测、维护管理、设备升级改造和科研合作等方面的措施。
同时,风电场运营商应加强对设备的定期检查和维护,确保其安全可靠运行。
风电叶片修补方法(转载)
风电叶片修补方法(转载)风电叶片制造技术2010-04-2916:53:07阅读122评论0字号:大中小订阅.风力发电机在使用一段时间之后,不可避免地在叶片前缘会形成一个由昆虫和脏物组成的边界。
这个边界会对叶片的效率产生负影响,如果要将其清除,建议按下列说明支做:1.叶片涂上了一层Y achtCleaner蜡,这种蜡是一高浓缩精炼试剂没有添加研磨介质,可用水稀释。
2.将来使用Y achtPolish,它是一种添加研磨介质的蜡。
对于特别难处理的污渍和顽垢,可使用Y achtRubbing。
3.为得到最佳结果,建议不用Y achtWax,它是一种不含研磨介质的蜡,这种蜡保护叶片,为叶片提供防腐。
所有上述产品是由国际FARVGFABRIKALSKNUDBROALL.10DK—3600,STENLOSE制造成的。
如果在叶根法兰上出现刮痕,脏物等,需进行修补。
如果需要补叶片上的破损处,请参阅下面的叶片修补技术4.叶片修补技术由于叶片表面的损伤程度不一样,因此叶片修补的用料和工序也有所不同。
4.1对于严重损伤是指叶片表面有大面积的剥落层,严重折伤或深度裂纹。
对这种损伤采用的修补方法如下:(1)打磨将破损表面进行打磨,同时也要将由损伤引起的有裂纹的表面一块打磨,直到将未损伤的表面(玻璃纤维层)露出,然后再把打磨区打磨光滑。
(2)准备修补材料根据损伤面积的大小和深度,裁出与其面积一般的(通常要稍大一点)的玻璃纤维布2—4块(对主要部位损伤或损伤表面严重的使用3—4块);如果损伤较深,则要剪出一些较碎的玻璃布打底用。
(3)调制聚酯液聚酯液是玻璃纤维布之间粘合的一种特殊材料。
根据损伤表面及所用玻璃纤维布的用量,取适当的聚酯液,然后加以4%--5%的凝固剂,凝固剂的用量可依据实际的气温条件而定,如果工作环境温度较低,则可采用较大的凝固剂比例。
(4)粘贴修补材料先把聚酯液涂于已打磨过的损伤表面,然后粘第一层玻璃纤维布,接着用铁滚子在该玻璃纤维布上来回碾压,直到其完全被聚酯液浸透,且内部无气泡。
风力发电机组功率提升解决方案——叶片前缘贴膜
1 风电场及叶片概况 国华瑞丰(荣成)风力发电有限公司投资建设
图1 :国华瑞丰(荣成)风力发电(一期)项目地理位置
本工程风电场位于荣成市东北方向成山镇沿海 地带,所有风机拟布置环海公路边,气候潮湿、多 雨、有盐雾。三面环海,受海洋调节显著,海洋气 候特点表现突出,具有四季分明、气候温和、冬少 严寒、夏无酷暑、季风明显、空气湿润、降水集中 等特点。且风电场场址位于渤海湾南岸,渤海湾是 我国著名的盐工业基地,该地区降雨量小,蒸发量 大,沿岸地区盐雾较重,对风机的金属材料、电气 设备、叶片造成一定的危害。
风电 场风 力发电 机 组 从2007年到2017年已10 年时间,经过实地考察,由于风机所在地理位置盐 雾较重,以及叶片修复周期较长的问题。通过对风 机的叶片进行检查,都 存在前缘腐蚀问题(如图2 所示):
图2 :风机叶片腐蚀情况
上述检查说明风电场的盐雾腐蚀较为严重,叶 片前缘已呈现成片连续的沟槽状缺陷,前缘涂层完 全剥落,同时部分前缘基体出现破损。不同程度的 前缘腐蚀,最终导致叶片气动性能下降,进而风电 机组发电效率下降,如不及时处理修复,可能致使 叶片断裂失效、开裂失效等损坏,而给设备安全运 行带来严重后果。
盐雾给风力发电机组带来的危害主要为 :盐雾 与空气中的其他颗粒物在叶片静电的作用下,在叶 片表面形成覆盖层,严重的影响叶片气动性能,产 生噪音污染和影响美观,且会导致风电机组发电效 率下降 ;经过一系列的化学反应后使设备原有的强 度遭到破坏,使风力发电机组叶片承受最大载荷的 能力大大降低,使设备不能达到设计运行要求,给 设备安全运行带来严重后果。
海上风机叶片前缘防腐蚀性探究
海上风机叶片前缘防腐蚀性探究作者:黄伟来源:《中国化工贸易·中旬刊》2017年第02期摘要:风电行业在国内发展已经十余年,由于陆地上经济可开发的风资源越来越少,自2106年开始,全国风电场建设已出现从陆地向近海发展的趋势。
与陆地风电相比,海上风电风能资源的能量效益比陆地风电场高20%~40%,还具有不占地、风速高、沙尘少、运行稳定以及粉尘零排放等优势,同时能够减少机组的磨损,延长风力发电机组的使用寿命。
但海上风电相对陆地来说还是一种新科技,在节约成本、科技创新方面有着巨大的挑战。
作为海上整机机组重要组成部件的风机叶片而言,也由于海上高雨蚀环境,面临着叶片产品表面涂层防腐的重大挑战。
风电叶片海上运行维护成本较陆地风电项目相比高出约20-30倍,风机叶片防腐蚀涂层研究一方面是为了保证叶片的按照使用寿命20年平稳运行,同时也可以减少频繁叶片维护带来的售后成本。
关键词:海上风电;风机叶片;防腐蚀;研究海上叶片腐蚀范围主要集中在叶片结构叶尖的前缘部分,即叶片扫风接触最直接面。
该位置转速最高,往往是腐蚀最为严重部分。
目前国内关于前缘腐蚀对于叶片的影响分析已经很多,一是直接损害:表面腐蚀以后影响叶片气动外型,最终影响叶片本身理论的发电量,直接造成风场收益损失。
二是间接损害:叶片表面腐蚀以后雨水会经过表面玻璃钢渗入叶片结构,从而对叶片结构性能稳定性产生破坏,常年日积月累,会减少叶片使用周期。
针对陆上风电项目,目前叶片厂基本是按照定期排查,有问题及时补救等措施进行。
但该方案相对于海上风电项目,维护成本却往往超出叶片厂家的承受范围。
为了减少售后维护,国内目前借鉴整个行业发展经验,正在海上叶片推进以下材料的使用。
新兴高效的防腐蚀办法有一种聚氨酯薄膜,由于该原材料只有美国3M公司提供,因此叶片厂家都将此配件称呼为3M前缘保护膜。
其主要参数为:膜厚0.3mm;胶厚0.06mm;保护膜宽度6inches(152mm)或10inches (254mm);破坏拉伸强度为1400N/100mm。
风力机叶片失效案例分析
上 下方 向膨 胀 ,进 m j 造 成 皱 ( 鼓包 ) ,致使叶 片
存 KH 、 『 问运行 中单 向布层逐层折断 ,划达一 定 度 以后超过大梁载荷后1 1 r 片发乍脆性断裂
i f ‘ l J I J 被1 I P 片其他 部分撕扯痕迹 叶 J H亍 m 损坏
I I f ‘ 片根 部 ,断 } f / f 齐 .叶 片 主 怂 叶 片卡 } !
0 引 言
近年来 ,国内风 电场每年都会 m现 多起 1 1 。 r 片折 断、 掉 落事故 ,导致机组停机 ,叶片更换 成本 巨大 . 并影响风 电场发 电量 。分析I 1 l - 片失效 的原因 ,对在
运 机组叶片进行检查整改 ,减 少失效 叶片数量 对于
降低运营企业 损失 得尤为重要 。本 文根据运行J x l 电场 f { J 现的几起 叶片折断事故进行 分析总结 ,可 为 之后叶片失效 的预防及原 因排 查提供思路 .
,
残 f 术断部分搭在机舱 顶 I , 断裂部分掉落存地 ¨ I … 片 现严晕的粉碎性 破坏 ,除残{ = i , i 力机
… 科I J 、 , / j , } 之 受范 …,随 n 1 f 川 累’ l f 一 致使 【 J 片表面 , J l 处J : 十 敞小 裂纹 J 1 : 逐渐 扩 腱.延 长加深 ,
撕裂 J l I l 承 找 主 梁纤 维 , I _ 1 . 撕 裂 数 逐 渐增 多 ,
图 3 受 损 叶 片 A 断层
图 4 受 损 叶 片 B断 层
经验 共享 E x p e r i c e S h … i 9
具 有活动性 .而临近 J x = 域的树 脂仍 I Hj 仃流动性 ,
反应放热树使脂膨胀 ,左钉没有释放 I 1 I J .只能 向
风能原动设备维修的维修案例研究
风能原动设备维修的维修案例研究随着全球能源需求的不断增长,风能作为一种清洁、可再生的能源源源不断地受到关注和开发利用。
而在风能发电系统中,风能原动设备的维修显得尤为重要。
本文将通过研究风能原动设备维修的案例,来探讨其中的挑战和解决方案。
案例一:风力发电机叶片修复在风能原动设备中,风力发电机叶片是一个非常关键的部件。
然而,由于长时间的运行和外界环境因素的影响,叶片可能会受到磨损或损坏。
在这种情况下,维修人员需要对叶片进行修复或更换。
解决方案:对于叶片的修复,一种常见的方法是使用复合材料进行修复。
修复工作通常包括以下几个步骤:清洁叶片表面,修复受损区域(如填充裂缝、缺口等),进行打磨和研磨以保证表面光滑,最后进行涂层保护。
在这个案例中,维修人员需要具备一定的复合材料修复技术,以及叶片表面处理和涂层保护的相关知识。
此外,他们还需要采用适当的工具和设备,保持高度的专注和耐心,确保修复工作的质量和稳定性。
案例二:风力发电机主轴承更换风力发电机的主轴承承载着旋转部件的重量和力矩,是整个系统的核心组成部分。
然而,由于长期运行和恶劣的工作环境,主轴承可能会损坏,导致发电机无法正常运转。
解决方案:主轴承的更换是一个复杂且困难的任务,一般需要涉及到以下几个步骤:准备工作(如拆卸轴承周围的零部件)、清洁工作(如清除老旧润滑油和污垢)、更换工作(如安装新的主轴承)、润滑工作(如添加适当的润滑油)。
在这个案例中,维修人员需要具备一定的机械和润滑知识,了解主轴承的结构和工作原理。
他们还需要使用适当的工具和设备,遵循安全操作规范,并保证更换过程的精确度和稳定性。
案例三:风能原动设备电气系统故障修复风能原动设备的电气系统是保证系统正常运行的关键,然而,由于长时间的工作和外界环境的影响,电气系统可能会出现各种故障,如电缆短路、电器元件损坏等。
解决方案:对于电气系统的故障修复,维修人员通常需要进行以下几个步骤:故障排除(如检查电缆连接、电路板元件等)、修复工作(如更换损坏的电器元件、修复电缆连接)、测试和验证(如使用仪器设备测试电流、电压等)。
一次风机叶片腐蚀原因及处理方法探究
一次风机叶片腐蚀原因及处理方法探究1.概况风机叶片是风机的主要工作部件,它担负着电能转换为气体压力能和动能的任务。
理想状态下运行的风机叶片是不会出现腐蚀、磨损、失衡情况,但受叶片本身材质及实际现场风机运行条件、环境的影响,我厂送风类的一次风机、送风机均为动叶可调轴流风机,叶片材质均为铝合金,风机动叶片现在状况均出现了不同程度的积垢、腐蚀,并出现腐蚀点慢慢脱落的倾向,由此引起风机转子失衡而振动变大的趋势,这种状况目前虽未出现大的不良征状,但必须引起重视及采取相关对策。
2.叶片腐蚀现状及特征根据近期多次机组停机对锅炉一次风机、送风机叶片检查发现,其叶片的腐蚀特点、程度有一定的规律性及趋势,具体叶片的腐蚀现状及程度如下:(1)一次风机叶片比送风机叶片腐蚀严重。
(2) #1炉风机叶片比#2炉风机叶片腐蚀严重。
(3) #1炉一次风机A较#1炉一次风机B叶片腐蚀严重。
(4)一次风机的一级叶片较二级叶片腐蚀严重。
(5)近期停机对#1炉一次风机A、B一级动叶片腐蚀检查,叶片腐蚀现状具体如下图一和图二:图一 1A一级腐蚀叶片图二 1B一级腐蚀叶片(6)近期停机对#2炉一次风机A、B一级动叶片腐蚀检查,叶片腐蚀现状具体如下表图三:图三2A一级叶片腐蚀状态表1叶片腐蚀的特征:根据对一次风机动叶片的检查与对比,每一台风机叶片间的腐蚀并没有一定的规律性,只是随机性的一部分严重些,有部分轻微。
但每一块受腐蚀叶片的征象相似,主要集中在叶片的背面,从叶根向叶顶扩散性发展,渐趋严重,腐蚀最严重部位主要集中在叶顶部位。
每块腐蚀叶片腐蚀分布特征如下图:特征图1特征图2腐蚀由点腐蚀开始,慢慢小范围发展,继而发展到连成一个面,其腐蚀部位开始会出现一凸点,然后出现一块鼓胀状凸块,用螺丝刀或尖锐铁棒轻敲则凸块呈粉末状块剥落。
具体特征如下图:特征图3特征图43.叶片腐蚀的原因分析根据叶片本身特性并结合现场叶片腐蚀情况分析,铝质叶片腐蚀的机理为电化学腐蚀主导的多因素腐蚀,其发生腐蚀主要由如下三方面的影响:(1)叶片本身材料及加工工艺影响:叶片材料为LD5—含铜铝合金,其化学成分:硅Si:0.7-1.2 铁Fe: 0.7 铜Cu:1.8-2.6 锰 Mn:0.40-0.8 镁Mg:0.40-0.8 锌Zn:0.30 钛Ti:0.15 镍Ni:0.10 铝Al:余量。
风电叶片前缘错位质量缺陷的维修方案
风电叶片前缘错位质量缺陷的维修方案1.1 适用范围主要针对叶片脱模后,叶片上下蒙皮发生弦向位移出现错位的维修方案。
1.2 维修流程维修流程:1、C1级:打磨清理→纤维织物纱浸渍手糊树脂→纤维织物纱填充→外侧手糊一层双轴织物→加热固化。
2、B2及B1级:打磨清理→双轴织物手糊补强→加热固化。
3、A2级:(1)前缘粘接角缺胶:打磨外蒙皮→清理粘接角的胶层→手糊织物补强出相关厚度→外蒙皮真空灌注修复→加热固化→错位位置用双轴织物手糊补强→加热固化。
(2)前缘粘接角粘接正常:打磨清理→双轴织物手糊补强→加热固化。
1.3 维修工序1、C1级的维修工序(1)打磨清理将需要手糊补强位置做好打磨清理的工作,须保证待修面表面为粗糙面,且洁净无粉尘、无异物。
(2)纤维织物纱浸渍手糊树脂将纤维织物纱浸渍好手糊树脂,确保树脂的配比正确,纤维织物纱无浸渍不良。
(3)纤维织物纱填充将纤维织物纱填充在缺陷区域。
(4)外侧手糊一层双轴织物在填充好纤维织物纱的外侧手糊补强一层双轴织物。
(5)加热固化使用加热毯或其他加热方式对维修区域进行加热,升温60℃固化3小时,固化完成后,要求玻璃钢Tg≥60℃。
2、B2及B1级的维修工序(1)打磨清理将需要手糊补强位置做好打磨清理的工作,须保证待修面表面为粗糙面,且洁净无粉尘、无异物。
(2)双轴织物手糊补强在缺陷位置铺覆双轴织物(一层双轴织物以0.7mm计算)手糊补强需要填充的层数,详细的手糊工艺维修方案参考1.4。
(3)加热固化使用加热毯或其他加热方式对维修区域进行加热,升温60℃固化3小时,固化完成后,要求玻璃钢Tg≥60℃。
3、A2级的维修工序1.1、前缘粘接角缺胶(1)打磨外蒙皮在前缘粘接角缺胶位置使用角磨机、锋钢刀等工具将外蒙皮打磨开并清理干净。
(2)清理粘接角的胶层将粘接角缺胶位置清理干净。
(3)手糊织物补强出相关厚度使用双轴织物(一层双轴织物以0.7mm计算)手糊补强出相关厚度,详细的手糊工艺维修方案见1.4。
冷却塔轴流风机风叶腐蚀修复
冷却塔轴流风机风叶腐蚀修复工业生产或制冷工艺过程中产生的废热,一般要用冷却水来导走,冷却塔的作用是将带有废热的的冷却水在冷却塔内与空气进行交换,使废热传输给空气并散入大气中。
冷却塔轴流风机提供所需要的风量和风压,在冷却塔的湿热环境中经常受到腐蚀性气体,蒸汽和水雾的侵蚀。
时间长久,容易造成风机风叶局部腐蚀,严重影响着设备的长周期运转和使用寿命,成为制约化工生产的瓶颈。
冷却塔轴流风机风叶腐蚀修复逐渐提到了日程,根据冷却塔轴流风机所处的环境和设备所需动,静平衡以及长期检修工作经验,我们以严谨,认真的科学态度对冷却塔轴流风机风叶腐蚀的修复进行了技术论证,并把此项技术应用于该设备。
冷却塔轴流风机动、静平衡的分析:1:机器在制造和装配过程中,若其重心和旋转中心线重合,则在运转过程中,不会产生不平衡的离心力,因而不会产生振动。
反之,如果没有很好的调整,转子的重心和旋转中心线不相重合,则在运转过程中,就会产生不平衡的离心力或力偶,因而引起机器的振动。
为了消除转子上的平衡力或平衡力偶所引起的有害的影响。
必须精确地测定出不平衡重量所在方位和大小,然后设法用平衡重来平衡之。
2:根据冷却塔轴流风机的技术安装设计要求,轴:流风机按照叶片编号在轮毂上装配叶片。
叶片和轮毂上的固定座必须对号安装,不得任意交换位置,以免引起轴流风机振动。
综合以上因素我们选择了两种方法:1:采用金属材料铝皮加固风叶此种方法比较简单,根据风机风叶的局部腐蚀面积进行加固,测量局部腐蚀面积的尺寸并下料,用手枪钻在风叶上打孔用螺丝固定铝皮。
2:采用玻璃丝布加环氧树脂防腐层此种方法有一定的工艺要求:结束语:通过采取合理的技改措施延长机器和设备的使用期,这样不仅减少修理次数或修理内容而且还可以节约材料,人力提高效益。
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03
——CONTENTS——
前缘腐蚀维修案例
前缘腐蚀维修技术伴随着前缘防护技术的发 展而不断建立和发展,针对防护及维修技术主要 有以下方面:
前缘防护技术 前缘腐蚀维修流程 维修案例
前缘腐蚀维修案例
前缘防护技术 贴膜防护技术
一代膜 二代膜
保护涂层防护技术
陶瓷漆 聚氨酯保护漆
其它防护技术
前缘预制体
目录
——CONTENTS——
01
前缘腐蚀原因
02
前缘腐蚀影响
03
前缘腐蚀维修案例
01——CONTEFra bibliotekTS——前缘腐蚀原因
根据装机位置和机组型号的不同,引起叶 片前缘腐蚀的主要原因有两个方面:
环境中粒子的侵蚀 老化
前缘腐蚀原因
粒子侵蚀
叶片运行过程中粒子 对前缘的高速撞击引起的 腐蚀现象。
雨蚀是造成叶片前缘 腐蚀的最重要因素。
叶片结构修复
前缘保护涂层制作完成
质量控制
制作方式
修型及表面涂层修复
前缘腐蚀维修案例
前缘腐蚀维修流程
作业准备
勘查
损伤清除
前缘保护制作
表面涂层修复
结构修复
前缘腐蚀维修案例
保护膜腐蚀维修 维修案例
保护涂层腐蚀维修
前缘腐蚀维修案例
保护膜腐蚀维修
保护膜腐蚀
损坏的保护膜清除
叶片修复
保护膜施工完成
质量控制
边缘封边
保护膜粘贴
前缘腐蚀维修案例
防护涂层腐蚀维修
保护涂层腐蚀
清理及打磨
可靠性的影响 发电效率的影响
前缘腐蚀影响
可靠性影响
叶片前缘腐蚀后, 随着损伤的加剧,最终 可能导致前缘开裂等影 响机组安全及可靠运行 的后果。
涂层点蚀
涂层剥落
表层结构损伤
前缘开裂
前缘部分贯穿损伤
露合模缝
前缘腐蚀影响
发电效率的影响
叶片前缘腐蚀后,对前缘 气动性能产生不利影响,造成 机组的发电效率降低。
前缘腐蚀原因
海上风电叶片腐蚀除了 雨滴、盐雾、紫外线辐射等 因素外,海浪冲击也是叶片 前缘的一大威胁。
前缘腐蚀原因
老化
叶片前缘腐蚀后, 前缘 的叶片基体材料直接暴露在 湿气和紫外线等一系列恶劣 环境中,对材料的性能产生 严重的负面影响。
02
——CONTENTS——
前缘腐蚀影响
叶片前缘腐蚀的影响主要表现 在以下两个方面: