Ausbildung von Prüfsachverständigen für die Prüfung von Offshorekranen unter Offshorebedingungen
Dynamik und Lasten von Offshore-Windenergieanlagen
Offshore Windenergie Grundlagen
Korrosion und Korrosionsschutz von Offshore-Windenergiekonstruktionen
Beim Tragstrukturdesign werden im Offshore-Bereich aufgrund der komplexeren geometrischen Details verschiedene aufwendigere Nachweise, wie das Strukturspannungskonzept, bevorzugt angewendet. Es ist zu erwarten, dass die Onshore- Konstruktionen von den großen Forschungsanstrengungen für Tragstrukturen von Offshore-Windenergielagen nachhaltig profitieren werden.
Was ist besonderes an Offshore Windenergie?
Aufgrund des höheren Windaufkommens im Offshore-Bereich und den bereits stark ausgebauten windgünstigen Onshore-Standorten, sind Offshore-Windparkprojekte wirtschaftlich und politisch gesehen unaufhaltbar.
Die Wirtschaftlichkeit eines Offshore-Windparkprojekts hängt stark vom Standort ab um die erhöhten Investitionskosten der Netzanbindung und der Offshore WEA auszugleichen. In Deutschland konzentriert man sich, bei dem heutigen Stand der Technik, bei Offshore-Vorhaben auf Wassertiefen von ca. 30 m. Dieser Bereich liegt vor allem in der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) der Nordsee (Abbildung 1). Um den Ausbau der Windenergie in diesem Bereich zu realisieren, müssen weitere Faktoren wie z.B. Seeverkehr, Seekabel, Fischerei und Umweltschutz berücksichtigt werden. Dafür wurden Vorrangsgebiete für Windenergie in der AWZ von dem Bundesministerium für Verkehr, Bau und Schifffahrt (BMVBS) und von dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) ausgewiesen. Die vorgesehenen Pilotvorrangsgebietsflächen sollen die Möglichkeit bieten 10 000 MW gesamtinstallierte Leistung zu liefern. Die maximale Anzahl von WEA ist, aufgrund der großen Unsicherheit bezüglich der Auswirkungen der Windparks auf die Meeresumwelt, auf 80 Anlagen pro Windpark in diesen Pilotgebieten begrenzt worden.
Wer ist für die Genehmigungen im Offshore-Bereich zuständig?
Die Vorrangsgebietsflächen für Offshore-Projekte werden per Antrag an das BSH ausgewiesen. Das BSH ist die zuständige Behörde für alle Genehmigungen der Offshore-Projekte in der AWZ. Im Küstenmeer, also innerhalb der 12-Seemeilen Zone, sind die einzelnen Küstenländer mit ihren entsprechenden Raumordnungsprogrammen und Baugesetzen verantwortlich.
Welche Unterschiede bestehen Offshore?
Die grundlegenden Unterschiede bei einem Offshore-Windparkprojekt sind hauptsächlich die externen Bedingungen und die Voraussetzungen an Technik, Ausrüstung und Training, die sich daraus ergeben.
Zu den externen Bedingungen zählen die schlechte Zugänglichkeit, die korrosionsgefährdete Umgebung, die deutlich höheren mechanische Lasten (im Vergleich zu Onshore-WEA), die speziellen Anforderungen an die Gründungsstrukturen, die erschwerte Errichtung, die komplexe Verkabelung und Netzanbindung sowie die langen Kabeltrassen.
Hinzu kommen zahlreiche Voraussetzungen. Hohe technische Verfügbarkeit über die gesamte Lebensdauer der WEA sowie ein entsprechender Korrosionsschutz stehen an oberster Stelle der Anforderungen. Des Weiteren ist die Optimierung der Fertigung, des Transports und der Lebensdauer der Gründungsstrukturen von signifikanter Bedeutung als Voraussetzung für die erfolgreiche und reibungslose Massenproduktion. Die Logistik sowie Errichtung der Anlagen sind ebenfalls wichtige Faktoren, welche insbesondere aufgrund der wetterbedingt kurzen Montagezeiten berücksichtigt werden müssen. Weiterhin spiegeln die Verfügbarkeit der Netzanschlusspunkte mit ausreichender Kapazität und die effektive Spannungsübertragung mittels Seekabeln wichtige Anforderungen an Offshore WEA wieder.
Der deutlichste Unterschied zwischen On- und Offshore WEA stellt die Gründungsstruktur dar. In Abbildung 2 ist eine Übersicht der zurzeit existierenden Gründungsstrukturen gegeben.
Die verschiedenen Fundamente werden abhängig der vorhandenen Wassertiefe eingesetzt. In der Regel werden Schwerkraftfundamente (Abbildung 2f) in flachen Gewässern bis 10 m Tiefe eingesetzt. Der Vorteil dieser Bauweise ist die Eisgangbeständigkeit. Außerdem sind Schwerkraftgründungen mit hohen Kosten verbunden, was der Grund für den ausschließlichen Einsatz in geringen Wassertiefen ist.
Monopiles (Abbildung 2b) werden mit Hilfe eines Pfahls in den Meeresboden gerammt und als Gründungen bis zu 20 m Wassertiefe verwendet. Bei tieferen Gewässern (ab 20 m) werden Tripiles und Tripods sowie Jacket-Strukturen (Abbildung 2c, d, e) bevorzugt, da diese eine bessere Verteilung der Kräfte ermöglichen. Schwimmende Fundamente (Abbildung 2a) werden mittels Abspannseilen im Meeresboden verankert, haben jedoch ein komplexes dynamisches Verhalten und sind mit extrem hohen Kosten verbunden.
QUELLE: B.Sc. Kristina Spasova, HOCHSCHULE BREMERHAVEN
Korrosion in der Offshore-Windenergie-Branche
Das Thema Korrosion ist bei Offshorewindenergieanlagen ein heiß diskutierter Bereich in der Windenergiebranche. Aufgrund der aggressiven Umgebungsbedingungen, bedingt durch den erhöhten Feuchteeinfluss, den Salzgehalt in der Luft, das salzige Spritzwasser und die deutlich höheren Windgeschwindigkeiten, gekoppelt mit zusätzlichen Seegangslasten, werden die Anlagenkomponenten stark beansprucht. Im Offshore-Bereich haben Faktoren, wie Erreichbarkeit, Zuverlässigkeit und die technische Verfügbarkeit der gesamten Anlage einen wesentlich höheren Stellenwert verglichen mit Anlagen auf Land, insbesondere was Kosten, den logistischen Aufwand und Wartung & Betrieb betreffen.Korrosion wird in einem Zusammenspiel von Werkstoff, Sauerstoff und Elektrolyt verursacht, kann aber auch durch Säure oder Mikroorganismen hervorgerufen werden. Dann wird von einer so genannten mikrobieller Korrosion gesprochen.Während im oberen Bereich der Anlage (Gondel und Rotorblätter) Faktoren wie die UV-Strahlung und die Anwesenheit von Salzpartikeln in der Luft eine Korrosionsrate bei unbehandeltem Stahl von ca. 80-200 µm/Jahr verursachen können, kann sich diese im Spritzwasserbereich (Übergang vom Turm in die Gründungsstruktur) beträchtlich erhöhen und im Jahr zwischen 200-500 µm betragen. Hier kommen zusätzliche Parameter ins Spiel - wasser- oder eisbedingte Erosion. Unter der Wasseroberfläche verringert sich die Korrosionsrate auf 100-200 µm/Jahr, wobei in diesem Bereich zusätzlich noch der Faktor Bioablagerungen auftreten kann [1].
Nach der DIN EN ISO 12944 werden die makroklimatischen Standortbedingungen von Stahlbauten in sechs verschiedene atmosphärische Korrosivitätskategorien eingeteilt. Beginnend mit C 1, der untersten Kategorie mit geringem Einfluss auf die Korrosion, steigt die Korrosivität mit zunehmender Kategorie an. Der große Teil der Hersteller stuft seine Offshore-Windenergieanlagen in die vorletzte Korrosivitätskategorie C 5 ein. Dies gilt nicht nur für den Aufbau und Betrieb der Anlagen, sondern bereits für die Lagerung am Hafenbecken und für den Transport, da es hier schon zur Berührung mit aufspritzendem Seewasser kommen kann. Komponenten in der Gondel werden offshore zum Teil sogar mit der Kategorie C 4 eingestuft, da hier der Faktor Temperatur dazu kommt. Der Unterschied zwischen der untersten und der obersten Kategorie zeigt sich insbesondere auch in den Gesamtkosten der notwendigen Beschichtung, die bis zu 50 % höher ausfallen können [7].
Beschichtet werden die Anlagenkomponenten schon vor der Errichtung. Durch den Transport und den Aufbau kann es jedoch zu Beschädigungen kommen, die nachträglich repariert werden müssen, was mit einem erhöhten Mehraufwand auch im Hinblick auf die Kosten verbunden ist.
Neben dem Einsatz von mehrlagigen Beschichtungssystemen kommen an den Anlagenkomponenten, insbesondere in der Übergangszone zwischen der Meeresoberfläche und der Luft, auch Opferanoden oder ein aktiver kathodischer Korrosionsschutz über Fremdstrom zum Einsatz. Wichtig zur Verhinderung von Korrosion sind aber auch ein hoher Qualitätsstandard bei der Beschichtung sowie korrosionsgerechte Schweißausführungen und Konstruktionen.
Die Hersteller versuchen, durch verschiedene Maßnahmen (Überdruck in der Gondel, Klimaanlage mit Filterung und Außenluftentsalzung) die salzhaltige Luft aus den Windenergieanlagen zu entfernen und den Feuchteeintrag zu minimieren [7].
Durch Mikroöffnungen kann es aber dennoch zum Eindringen salzhaltiger, feuchter Luft in die Nabe und die Gondel oder in die Rotorblattverstellung kommen, was zusammen mit hohen Temperaturen den Korrosionsprozess begünstigt.
Auch der Einfluss von erhöhtem Feuchteeintrag kann Folgen für die Festigkeits- und Steifigkeitseigenschaften von Rotorblättern haben oder in das Schmiermittel übergehen und es somit verunreinigen, was die Struktur, Lebensdauer und Funktionalität beeinflussen kann [2, 3, 4, 5].
Ein noch nicht so bekanntes, aber durchaus ernst zu nehmendes Problem kann die mikrobiell induzierte Korrosion im Offshorebereich werden. Durch die Bildung von Bioablagerungen auf Oberflächen oder in Schmierstoffen mit anschließender Ausscheidung von aggressiven Stoffwechselprodukten, werden zum Beispiel die elektrochemischen Eigenschaften der Grenzschicht zwischen Metall und wässrigem Medium, verändert. Infolgedessen können mikrobiell induzierte Korrosionsprozesse initiiert oder auch beschleunigt werden [2, 3, 6].
[1] Rasmussen, Søren N.: Corrosion Protection of Offshore Wind Turbines, HEMPEL A/S
[2] Streubel, R.: Kombinierte Umweltprüfungen in der Entwicklung von Luftfahrttechnischem Gerät, VFI, 1994
[3] Ziegahn, K.-F., Schubert, H., Reichert, T., Braunmiller, U.: Lebensdauer von Windkraftanlagen – Überlegungen zur Umweltsimulation, VFI, 2004
[4] Kensche, Ch. W., Seifert, H.: Untersuchungen zum Feuchteeinfluss auf Rotorblattmaterialien, DLR
[5] Allianz Zentrum für Technik: Vorträge von den 7. AZT-Expertentage 2003 Windenergieanlagen Schäden und Abhilfemaßnahmen, November 2003, Ismaning
[6] von Rege, H., Sand, W.: Mikrobielle Werkstoffzerstörung - Biofilm und Biofouling, Materials and Corrosion 47, 486-494, 1996
[7] Iken, Jörn: Nicht ans untere Limit gehen!, Sonne Wind & Wärme 18/2009
QUELLE: B.Sc. Kristina Spasova, HOCHSCHULE BREMERHAVEN