Environmental Engineering Reference
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Galvanische oder Kontaktkorrosion: Sind zwei elektrisch leitende Materialien mit unter-
schiedlichen elektrischen Potenzialen (z. B. Stahl und Aluminium) durch eine elektrisch
leitende Flüssigkeit wie Meerwasser benetzt, erfolgt ein Materialabtrag bei dem Material,
welches das geringere elektrische Potenzial hat, hier bei dem Aluminium. Je größer die Po-
tentialdifferenz der Materialien ist, um stärker ist die galvanische Korrosion.
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Weitere Korrosionsarten sind: Loch- (Pitting), Spalt-, Spannungsriss-, Schwingungsriss-
und biochemisch induzierte Korrosion.
Durch Schweißungen kann die Korrosionsbeständigkeit von ansonsten korrosionsbeständi-
gen Stählen im Bereich der Schweißnaht z. T. erheblich reduziert werden (verstärkte Neigung
zur Spannungsrisskorrosion durch Zugschweißeigenspannungen im Schweißnahtbereich,
Entmischung der Legierungsbestandteile).
In den Bemessungsregeln der Zertifizierungsgesellschaften (GL, DNV usw.) sind für entspre-
chend gefährdete Bauteile Korrosionszuschläge vorgesehen. Sie sollen gewährleisten, dass ein
Bauteil auch nach längerem Betrieb, bei dem sich Abrostungen, d. h. Reduzierungen der Ma-
terialdicken, nicht vermeiden lassen, noch eine ausreichende Materialstärke bzw. Festigkeit
hat.
Je nach korrosiver Beanspruchung (Meerwasser) und Wartung kann man davon ausgehen,
dass bei durch Farbanstriche geschützte Bauteile eine Reduzierung der Materialdicken durch
Abrostung von ca. 0,1mm pro Jahr auftritt, bei ungeschützten Bauteilen ca. 0,3mm, in dem
Wechselbereich Luft/Wasser (Spülsaum) bis ca. 0,5mm pro Jahr.
Für den Korrosionsschutz gibt es zahlreiche Normen und Richtlinien. Die beiden wichtigsten
für Offshore-Anlagen sind:
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DIN EN ISO 12944
Korrosionsschutz von Stahlbauten
, 1998
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NORSOK M 501
Surface Preparation and Protective Coating
, 1999
Die DIN-Norm unterscheidet unterschiedliche Kategorien der Korrosionsbeanspruchung:
Für WEA imOnshore-Bereich sind im atmosphärischen Bereich die Kategorien „C3 mäßig“ bis
„C5-M sehr stark“ je nach Aufstellungsort (küstenfern bzw. küstennah mit salzhaltiger Atmo-
sphäre) vorgesehen. Für die Fundamente imErdreich oder Wasser gelten die Kategorien „Im1“
bis „Im3“. Für den Offshore-Bereich ist im atmosphärischen Bereich die Kategorie „C5-M sehr
stark“ und im Bereich mit dauernder Wasserbelastung (Unterwasser- und Spritzwasserzone)
die Kategorien „Im2“ bis „Im3“ vorgesehen.
Der norwegische NORSOK-Standard M-501
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ist für Offshore-Anlagen der Erdöl- und Erd-
gasindustrie erstellt worden. Sie beschreibt sehr ausführlich und detailliert den vorzunehmen-
den Korrosionsschutz derartiger Anlagen und kann auch für Offshore-Windenergieanlagen
herangezogen werden.
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11.6 Fundamentierungen für OWEA
11.6.1 Einleitung
Die Art der Gründungen von Offshore-WEA ist sehr stark von der Größe der WEA, der Wasser-
tiefe, der Beschaffenheit des Meeresbodens (Tragfähigkeit) und den Umweltbedingungen wie
