Korrosionsschutz Windkraft: So bleiben Türme und Fundamente dicht

Windenergieanlagen sind auf eine lange Betriebsdauer ausgelegt. Ihr Stahl steht dabei oft an Standorten, an denen Korrosion besonders schnell voranschreitet: an der Küste, auf offener See oder in exponierten Höhenlagen. Gleichzeitig ist jede Instandsetzung aufwendig. Arbeiten in großer Höhe oder auf See benötigen Spezialtechnik, gute Wetterfenster und viel Logistik.

Ein durchdachter Korrosionsschutz für Windkraft ist deshalb eine Investition in planbaren Betrieb. In diesem Beitrag erfahren Sie, wie sich die Anforderungen an Land und auf See unterscheiden, welche Beschichtungssysteme und Normen relevant sind und wie Sie Schäden bei Montage und Betrieb in den Griff bekommen.

Onshore und Offshore: Zwei verschiedene Welten

An Land stehen meist Stahlrohrtürme auf Betonfundamenten. Die Außenflächen sind der Witterung ausgesetzt, die Innenflächen vor allem Kondensat. Je nach Standort werden die Korrosivitätskategorien C1–CX häufig im Bereich C3 bis C4 angesetzt, in Küstennähe auch C5. Der Turminnenraum ist in der Regel geringer belastet, kann aber in Bereichen mit Kondenswasser, etwa am Turmfuß, kritischer sein als erwartet.

Offshore ist die Lage deutlich anspruchsvoller. Monopiles, Jackets und Übergangsstücke stehen im Meerwasser, werden von Wellen und Gischt getroffen und sind dauerhaft salzhaltiger Luft ausgesetzt. Die atmosphärische Belastung entspricht hier typischerweise der höchsten Kategorie CX. Die Anlagen sind zudem nur per Schiff oder Hubschrauber erreichbar, was jede Instandsetzung teuer macht.

Kritische Stelle an Land: der Übergang zum Fundament

Bei Onshore-Anlagen verdient der Übergang zwischen Stahlturm und Betonfundament besondere Aufmerksamkeit. Je nach Bauart wird der Turm über einen einbetonierten Ankerkorb oder ein Fundamenteinbauteil mit dem Fundament verbunden. An diesen Stellen treffen Stahl, Vergussmörtel und Beton aufeinander. Wasser, das sich auf dem Fundament sammelt oder in Fugen eindringt, kann hier über Jahre unbemerkt Korrosion verursachen.

• Fundamentoberseite mit Gefälle ausbilden, damit Wasser abläuft
• Fugen zwischen Stahl und Verguss dauerhaft abdichten und regelmäßig kontrollieren
• Ankerbolzen, Muttern und Unterlegscheiben in den Korrosionsschutz einbeziehen
• Kondensat im Turmfuß durch Lüftung oder Entfeuchtung begrenzen

Diese Details sind unscheinbar, aber sie betreffen die Lastabtragung der gesamten Anlage. Inspektionen sollten den Turmfuß deshalb innen und außen gezielt einschließen.

Belastungszonen an Offshore-Strukturen

Offshore-Bauwerke werden für den Korrosionsschutz in Zonen eingeteilt. Jede Zone verlangt ein eigenes Konzept.

Zone	Belastung	Typisches Schutzkonzept
Atmosphärische Zone	Salzhaltige Luft, UV, Feuchte (CX)	Mehrschichtiges Beschichtungssystem nach DIN EN ISO 12944-9
Spritzwasserzone	Wechselnde Nässe, Wellenschlag, Eis, Salz	Besonders dickschichtiges, schlagfestes System; KKS wirkt hier nur eingeschränkt
Unterwasserzone	Dauerhaft eingetaucht (Im2 bzw. Im4)	Beschichtung kombiniert mit kathodischem Korrosionsschutz
Sediment-/Bodenbereich	Eingebettet im Meeresboden	Überwiegend kathodischer Korrosionsschutz, teils Korrosionszuschlag

Die Spritzwasserzone ist meist der kritischste Bereich. Hier wechseln Nässe und Trocknung ständig, Sauerstoff ist reichlich vorhanden, und mechanische Belastungen durch Wellen, Treibgut oder Anleger von Servicebooten kommen hinzu. Kathodischer Schutz wirkt nur, solange das Bauteil eingetaucht ist. Die Beschichtung muss diese Zone daher weitgehend allein schützen.

Normen und Beschichtungssysteme

Für Offshore-Strukturen und vergleichbar belastete Bauwerke beschreibt DIN EN ISO 12944-9 Anforderungen an Beschichtungssysteme und deren Laborprüfung, etwa zyklische Alterungstests. Dieser Teil hat die frühere ISO 20340 abgelöst. In der Praxis wird zudem häufig NORSOK M-501 herangezogen, ein Standard aus der Offshore-Öl- und Gasindustrie, der Systemanforderungen, Vorqualifizierung und Ausführung regelt.

• Grundbeschichtung: häufig eine Zinkstaubgrundierung auf Epoxid- oder Silikatbasis für aktiven Korrosionsschutz.
• Zwischenbeschichtungen: Epoxidschichten zum Aufbau der Barrierewirkung und Sollschichtdicke.
• Deckbeschichtung: UV-beständige Polyurethan-Deckschicht, oft in den vorgegebenen Signal- und Kennzeichnungsfarben.
• Spritzwasserzone: verstärkte Systeme, etwa glasschuppengefüllte Epoxide mit höherer Schichtdicke.
• Turminnenseite: Systeme, die auf Kondensat und die geringere Belastung abgestimmt sind.

Die Oberflächenvorbereitung erfolgt in der Regel durch Strahlen auf Sa 2½ nach DIN EN ISO 8501-1 mit einem zum System passenden Rauheitsprofil. Für Offshore-Strukturen sind Grenzwerte für lösliche Salze und Staub besonders wichtig, weil Verunreinigungen unter der Beschichtung in salzhaltiger Umgebung schnell zu Blasen und Unterrostung führen.

Kathodischer Schutz für Fundamente

Unterwasser- und Sedimentbereiche von Offshore-Fundamenten werden in der Regel mit kathodischem Korrosionsschutz gesichert. Eingesetzt werden galvanische Anoden, die am Bauwerk befestigt sind, oder Fremdstromanlagen. Bei innen geschlossenen Monopiles wird zudem diskutiert, wie sich der Innenraum verhält, wenn Sauerstoff eindringt oder Wasser ausgetauscht wird. Hier sind Konstruktion, Abdichtung und Schutzkonzept eng miteinander verknüpft.

Beschichtung und kathodischer Schutz müssen aufeinander abgestimmt sein. Die Beschichtung reduziert den Schutzstrombedarf, muss aber gegen kathodische Enthaftung beständig sein. Diese Eignung wird im Rahmen der Systemprüfung nachgewiesen.

Die Auslegung des kathodischen Schutzes berücksichtigt die geplante Betriebsdauer, die Wassertemperatur, den Salzgehalt und den Zustand der Beschichtung über die Jahre. Weil Beschichtungen altern und Fehlstellen zunehmen, steigt der Schutzstrombedarf mit der Zeit. Ein gut dimensioniertes System trägt dem von Anfang an Rechnung. Regelmäßige Potenzialmessungen zeigen, ob der Schutz noch ausreicht oder ob Anoden ergänzt werden müssen.

Montageschäden und Instandsetzung

Viele Korrosionsschäden an Windenergieanlagen entstehen nicht durch Alterung, sondern durch Transport und Montage. Türme werden mehrfach umgeschlagen, mit Hebezeugen bewegt und in Sektionen verschraubt. Dabei entstehen Kratzer, Druckstellen und Abplatzungen, häufig an Flanschen und Anschlagpunkten.

1. Transportsicherungen und Anschlagmittel so wählen, dass die Beschichtung geschützt bleibt.
2. Nach jeder Umschlag- und Montagephase eine dokumentierte Schadensaufnahme durchführen.
3. Ausbesserungen mit freigegebenen, systemverträglichen Materialien und geeigneter Vorbereitung ausführen.
4. Flanschverbindungen und Schraubengarnituren in das Korrosionsschutzkonzept einbeziehen.
5. Klimabedingungen bei Ausbesserungen im Feld dokumentieren, besonders Taupunktabstand und Feuchte.

Für Arbeiten an bestehenden Anlagen ist eine fachgerechte Reparatur und Restaurierung mit seilunterstützten Zugangstechniken oder Arbeitsbühnen üblich. Gerade offshore sind Wetterfenster knapp. Materialien mit kurzen Überarbeitungs- und Aushärtungszeiten sowie eine sorgfältige Vorbereitung an Land helfen, diese Fenster optimal zu nutzen. Je mehr Korrosionsschutzarbeit bereits in der Werkstatt unter kontrollierten Bedingungen erledigt wird, desto weniger muss später unter schwierigen Bedingungen auf See nachgearbeitet werden.

Inspektion über die Betriebsdauer

Regelmäßige Inspektionen von Beschichtung und Kathodenschutz sind die Grundlage für planbare Instandhaltung. Sichtprüfungen, Schichtdickenmessungen und Potenzialmessungen zeigen, wo sich Schäden entwickeln. Eine strukturierte Kvalitetskontrol mit vergleichbaren Messpunkten macht Entwicklungen über die Jahre sichtbar. Drohnenbefliegungen können Sichtprüfungen an Türmen ergänzen, ersetzen aber keine Messungen an kritischen Stellen wie Flanschen, Turmfuß und Spritzwasserzone.

Fazit

Korrosionsschutz für Windkraft bedeutet, Belastungszonen konsequent zu unterscheiden und passende Systeme dafür zu wählen. Onshore stehen Witterung, Kondensat und Montageschäden im Vordergrund, offshore die extreme Belastung in Spritzwasserzone und Meerwasser. Mit Systemen nach DIN EN ISO 12944-9, abgestimmtem kathodischem Schutz und konsequenter Inspektion lässt sich die geplante Betriebsdauer sicher erreichen.

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