海上风电场的寿命周期一般为25年，随着海上风电场运营时间增加，风电退役问题成为行业面临的主要问题之一。风电机组是否直接退役与各部件的性能和状态密切相关，因此对风电机组的主要部件进行检测评估至关重要，并且随着风机技术的不断成熟，通过创新优化等技术手段可以适当延长风电机组的使用寿命，使其发挥出最大的价值。
海上风机退役
退役是指风电机组到达设计寿命前或设计寿命时，采取一次性解列拆除全部风电机组及配套设施，并对场址进行恢复，原场址不再建设新的风电项目。随着服役时间的增长，老化的风机出现坠落、折断等重大事故的机率增大，即便经过维修，再次使用的寿命也难以准确预测。同时，其发电能力已经开始下降，设备技术性能也已不能满足电网的要求，维护和保养成本也大大增加。不管是从经济角度考虑还是从安全角度考虑，达到和超过服役年限的风力发电机组应该按计划退役。
退役的原因主要包括风电机组实际发电效率低下，发电能力差；风电机组设计制造技术不足，机组环境适应能力差，造成风电机组可靠性低，性能无法满足安全要求，存在较大的安全隐患；风电机组技术指标不能满足电网要求；风电机组的零部件采购困难，运维难度大，导致风电机组运维成本高或无法进行运维；风电机组到达设计寿命时，存在严重影响机组或风电场的结构完整性或者预计会导致机组损坏的缺陷，且难以进行技改或需要难以承受的经济成本进行技改；因其他原因，项目业主自行选择风电机组退役；风电机组涉及环保、军事等因素被要求退役；风电机组未经审批超期运行。
退役后的风力发电机组如果不妥善处理也会对当地环境造成一定不良影响。塔筒和叶片会对鸟类造成致命危害，泄露的油脂也会对海洋环境造成污染。因此需要对退役后的风力发电机组进行妥善处置。对于退出服役的风力发电机组的处理，目前提出两种主要处理方式：一是将退役的风机进行翻新处理，再次投入使用或者做备件使用；另一种方式是将风机拆解，按材料成分分类进行回收再利用。
海上风机延寿检测
当海上风力发电机组陆续面临寿命到期时，面临是否需要退役更换新机的抉择，在做选择之前需要进行各个方面的判定，包括如何确定这些机组还能不能继续使用，需要对它们进行哪些改造，改造后能否保证安全以及还能用多久。
1海上风电机组寿命评估
风电机组设计寿命按照《海上风力发电机组设计要求》GB/T 31517—2015/IEC 61400-3:2009标准要求为25年，意味着海上风电机组最终将接近或达到其设计寿命的终结。在风电机组运行后期时，由于设备较高的故障率，是否需要(提前)报废拆除，还是评估、改造及升级、延长寿命后继续运行将面临艰难抉择，因此需要确定其整机或主要部件寿命损耗及剩余可用寿命。
风电机组寿命损耗评估是多变量、瞬时和多因素耦合所组成，如特殊风况条件(如紊流、风切变、流入角度、空气密度、威布尔分布)、特定运行工况(如瞬变次数、偏航不对中、长期停机工况、覆冰载荷、表面)以及其他超出部件设计边界条件工况来确定风电机组各自的状态。风电机组寿命评估需通过计算进行分析，这种方法需计算风电机组剩余使用寿命后，建立实际损害的模型。考虑到特定场地边界条件，如风况载荷、海流载荷，新的或额外的计算包括风电机组原设计计算评估复核或重新扫描或测量建模，以疲劳极限和载荷来验证风电机组结构完整性。
图1 延寿评估流程图
延寿评估不能是纯粹的理论计算，如果只进行简单的目视检查，加上一些基础的理论计算，直接给出机组寿命；或不考虑机组历史外部条件和运行状态，亦不考虑实际现场的真实机组模型和必要的测试，将使理论与实践严重脱钩，得出的结果会误导延寿决策，甚至导致事故。另外在延寿前或延寿过程中针对老旧机组进行技改，是比较可行的办法，既可追求较高的发电性能，亦可降低机组的故障、失效风险；但需要注意的是，这些改造同样需要进行延寿评估，尤其需要评价延用的老旧部件对改造方案的承受能力，需要对它们进行必要的检测，分析风电机组全寿命周期的疲劳损伤累积。
所以，在确定是否进行风电机组寿命延长之前，需要现场实际检查，目的是评估风电机组是否适合继续运行；它覆盖了机械设备的检查，包括传动力系和齿轮箱、风轮叶片、安全系统、塔筒和基础；通过检查的结果来判断整个风电机组的状态。在进行现场核查、载荷及损伤寿命分析后，确定设备和部件的剩余寿命，决定进行延寿的技术改造和升级工作，项目实施后，进行后评估，确定延寿的效果。
2海上风电机组延寿检测
1、叶片检测
叶片作为机组的关键部件之一，其状态好坏很大程度上决定了机组寿命到期的处理方式。由于叶片运行环境十分恶劣，空气中各种介质每时每刻都在侵蚀着叶片，高温、低温、雷电、冰雹、雨雪随时都有可能对叶片产生危害，轻则影响气动性能，重则影响结构安全。而叶片正常定期维护维修的费用仅为单台风机发电收益的3%左右，只要对叶片进行及时检查和维修，就可以以换来稳定的发电收益，把损失和风险降低至最小。因此，若期望机组继续服役或技改后再服役运行，需要对叶片进行检查，判断其是否具备继续服役或技改后再服役的条件。目前业内常见的叶片检查方法有内窥机器人检查、无人机检查和超声检查。
叶片内窥机器人检查：对于叶片内部人力不可及的范围，可以使用专用的内窥机器人代替人工对叶片内部质量、粘接质量和避雷组件的固定情况进行近距离检查。内窥机器人检查可以进入人力不可及区域（狭小区域）的外观缺陷进行检查，但由于其受叶片角度、障碍物（如结构胶胶瘤、避雷导线）等因素制约，部分区域无法行进，行业应用并不普遍。
叶片无人机检查：检查人员利用无人机代替人工对叶片外部进行检查。无人机可以代替人力对叶片外部进行高效率的检查，不依赖检查人员自身的素质；近年来无人机巡检业务发展迅速，但具有自动巡航控制系统的无人机设备价格高，且目前仅能检查叶片外部，不具备测试电阻的功能。
图2 叶片无人机检查
叶片超声检查：检查人员利用超声波探伤仪对叶片的粘接质量进行检测。超声探伤仪可以对人力不可及区域（狭小区域）的粘接质量进行检查；但受介质制约，无法对含有芯材的后缘粘接区域进行检查，同时由于涉及到多点测试，在空中的检查效率较低。
以上三种检查方法各有利弊，适用不同场景下的检查需要。叶片检测的常见问题有：
（1）涂层剥落：会加速叶片结构层老化，长时间不处理会导致叶片结构层损伤及分层，降低叶片使用寿命。
（2）结构层褶皱缺陷：褶皱带来结构层角度的偏移，降低结构层强度，随着叶片的运行，会导致褶皱区域结构层进一步分层或裂纹，降低叶片使用寿命，严重时可导致叶片提前退役。
（3）叶根螺栓出现裂纹或缺失：此损伤会导致其他螺栓受力不均，承受的载荷超过设计载荷，随着叶片的运行，其他螺栓可能会相继断裂，如发现不及时，叶片有从轮毂上脱落至地面的风险，同时也影响了机组的安全运行。
（4）叶片内外表层的开裂和分层：当结构层出现开裂及分层时，相对于其他正常的区域，缺陷区域成为了最薄弱区域，当最薄弱的区域发生破坏时，随着叶片的运行会逐渐向周边扩展，降低叶片的使用寿命。
（5）叶片避雷系统断线，电阻过大等问题：降低叶片防雷性能，一旦发生雷击，可能严重影响叶片的正常使用。
通过以上检查结果，可对缺陷的严重程度进行判断，并对叶片的处理建议提出合理的推断。对于不可修复的缺陷，在机组延寿期间，应适当减小剩余可用寿命及延寿期间的检查时间间隔；对于可以修复的缺陷，在不能及时修复且未停机继续运行的情况下，同样应缩短检查时间间隔，防止损伤区域的损伤程度从可修复转化为不可修复，加剧风场的经济损失。
2、齿轮箱检测
风力发电机组中齿轮箱是一个重要的机械部件，其主要功能是将风轮在风力作用下所产生的动力传递给发电机并使其得到相应的转速，通常风轮的转速很低,远达不到发电机发电所需求的转速，必须通过齿轮箱齿轮副的增速作用来实现，故也将齿轮箱称之为增速箱。齿轮箱安装在塔顶的狭小空间里，一旦出现故障修复非常困难，所以对齿轮箱的可靠性和使用寿命都提出了比一般机械高得多的要求，例如对构件材料的要求，除了常规状态下机械性能外，还应该具有低温平稳工作，防止振动和冲击，保证充分的润滑条件等。因此加强齿轮箱的检测，重视对其进行维护保养的工作，显得尤其重要。
风力发电机组齿轮检测包含主齿轮箱检测、变桨齿轮、偏航齿轮检测。风力发电机组主齿轮箱是机组的重要传动部件，起着传递扭矩和提高转速的作用。由于风速风向的频繁变化，齿轮箱承受着频繁变化的载荷，因此齿轮箱已成为故障率较高的大部件之一。当前业内普遍使用工业内窥镜和振动测试等方法对其状态进行定期检测，并参考相关标准综合分析其健康状态。同样作为传动部件的变桨齿轮和偏航齿轮则长期暴露在外部环境中，容易受到湿气和盐雾的侵蚀，运行工况较为恶劣。与此同时，在机组的整个寿命周期内，变桨齿轮和偏航齿轮实际运转的时间也相对较短，齿轮箱长期在固定的范围内运行或者在特定位置静止，磨损问题较为突出。
图3 齿轮磨损现象
检测齿轮箱等高频冲击类故障通常使用频谱分析法，虽然海上风力发电机组的设计使用寿命一般是25年，但是据实际统计，齿轮箱的平均寿命仅为3~5年。齿轮箱的价格和维修费用也很高，与此同时，加上停机，其带来的损失巨大。所以要通过各种间接手段，评估机组运行状态，在故障发生之前便发出警告，从而可以准确判断故障发生时间，合理制定维修计划，开展维修任务，其目的就是缩短非计划停机的时间，避免关联部件的操作，同时节省不必要的备件成本、维修成本，从而提高经济效益。
3、塔架焊缝与螺栓检测
在风力发电机组整个运行生命周期内，塔架作为其主要的承重部件，长期受到机组交变载荷的作用。机组运行过程中，焊缝和螺栓所处的工作环境较为恶劣，受力复杂，随着使用年限的增加，极易出现松动及裂纹缺陷，当这些缺陷发展一定程度时会严重影响机组的运行安全。螺栓和塔架焊缝是否具备优良的抗疲劳性能，是防止塔架或机组出现严重损伤，甚至倒塔事故的有力保障。
考虑到焊缝和螺栓连接可靠性直接影响到整个机组的可靠性和使用寿命,因此有必要对焊缝和螺栓缺陷进行定期检测，提早发现裂纹缺陷，以便及时更换和维护。
目前风电行业针对在役机组塔架焊缝和机组螺栓的检测常用磁粉探伤、超声波探伤、超声波相控阵等方法。磁粉探伤是通过磁粉在缺陷附近漏磁场中的堆积以检测铁磁性材料表面或近表面处缺陷的一种无损检测方法。将钢铁等磁性材料制作的工件予以磁化，利用其缺陷部位的漏磁能吸附磁粉的特征，依磁粉分布显示被探测物件表面缺陷和近表面缺陷的探伤方法；超声波探伤，声源产生超声波，采用一定方式进入工件，在工件中传播并与工件材质以及工件中缺陷相互作用，使传播方向或特征发生改变，改变后的超声波通过检测设备被接收，对其进行处理和分析。根据接收超声波的特征，评估工件本身及其内部是否存在缺陷及缺陷的特征。超声波相控阵，该方法和常规超声波检测的原理相似，都是基于脉冲反射的原理，相对于常规超声波探伤，扫查焊缝时相控阵方法无需锯齿扫查，只要沿着焊缝挪动探头即可，并且扫查范围更广，检测效率比常规扫查效率更高，检测准确性和可靠性更高。
图4 超声波相控阵探伤
4、风电机组基础检测
风力发电机组的基础用于安装、支承、平衡机组在运行过程中所产生的各种载荷，以保证其安全、稳定地运行。对老旧机组进行延寿工作之前，必须对机组基础进行全面的检查评估确保机组健康运行。
目前，应用于机组基础检测的方法主要分为无损检测和微破损检测两大类。无损检测方法依据《混凝土结构工程施工质量验收规范》（GB 50204-2015），进行机组基础整体外观检测，重点检查基础周边是否出现明显的脱开裂隙，防水层裂纹，混凝土压溃以及冒浆的现象，若有混凝土裂缝则进行长度、宽度、深度及走向测量，绘制裂缝分布图；依据《风电机组地基基础设计规定》（FD 003-2007）、《建筑变形测量规范》（JTJ 8-2016），进行基础沉降检测，用以评定基础水平倾斜情况；依据《回弹法检测混凝土抗压强度技术规程》（JGJ/T 23-2011），进行混凝土表面强度回弹检测，用以评定混凝土的表面强度；依据《风力发电机组 验收规范》（GB/T 20319-2017），进行风电机组塔架垂直度检测，用以评定机组基础沉降和塔架变形综合情况；依据《建筑桩基检测技术规范》（JGJ 106-2014），进行桩基完整性检测。
微破损依据《钻芯法检测混凝土强度技术规程》（JGJ/T 384-2016），进行混凝土钻芯，该检测可以评定基础混凝土强度和密实度；依据《钻芯法检测混凝土强度技术规程》（JGJ/T 384-2016），进行钻孔视频检测，该方法可以评定混凝土内部空腔和钢筋周边混凝土压碎情况；依据《混凝土结构工程施工质量验收规范》（GB 50204-2015），进行基础混凝土局部破拆，用以确认混凝土质量和内部损伤；依据《建筑桩基检测技术规范》（JGJ 106-2014），进行桩基载荷试验检测，包含：单桩竖向抗压静载试验、单桩竖向抗拔静载试验、单桩水平静载试验等。
基础检测的常见损伤现象有表层混凝土与塔架出现明显可见的脱开裂缝（例如正常运行荷载工况最大裂缝宽度超过0.2mm，极端荷载工况最大裂缝宽度超过0.3mm）以及混凝土受压破损，以主风向更为常见；塔架周边出现泛浆现象；钢筋剪断与周围混凝土破损；混凝土内部空洞、裂缝、不密实；混凝土腐蚀（氯化物的渗入、碱集料反应、硫酸盐及酸侵蚀、冻融作用）；基础的差异沉降、累计沉降量超过规范要求、沉降速率增大；桩基础的内部缺陷；基础倾斜等。
图5 基础长期运行疲劳损伤发展
对于已经长期运行的风力发电机组，可以通过对风电机组基础损伤问题的检测与调查研究，提出一套适时可行的检测方案，以便风场工作人员定期开展对基础的检测作业，并建立检测数据档案，长期追踪基础的损伤问题，避免重大的机组运行安全风险。
结语
随着海上风电机组运行年限的增长，风机各部件的损伤、老化风险日益升高。为尽可能发挥海上风机使用价值，未来我国应制定更多措施保障对风机的状况进行合理的评估，及时发现风电机组存在的问题，并进行预防性的维护，提升风电机组的寿命，增加风电场经济效益。
