Der unsichtbare Feind auf See: Wie moderne Prüfmethoden die Lebensdauer von Offshore-Windparks revolutionieren

Hallo und herzlich willkommen auf meinem Blog! Als zertifizierter Frosio Level 3 Inspektor ist es meine Leidenschaft und mein Beruf, die Integrität von Stahlstrukturen zu gewährleisten. Nirgendwo ist diese Aufgabe anspruchsvoller und wirtschaftlich kritischer als im Offshore-Bereich. Offshore-Windenergieanlagen (OWEA) sind Meisterwerke der Ingenieurskunst und ein entscheidender Pfeiler der Energiewende. Doch sie sind einem unerbittlichen Angriff ausgesetzt – einem Kampf, der an 365 Tagen im Jahr, 24 Stunden am Tag geführt wird.

Wir sprechen von Wind, Wellen, aggressiver salzhaltiger Luft, intensiver UV-Strahlung und sogar dem Einfluss von Meeresbiologie. Diese Kombination führt zu einer beschleunigten Alterung, der sogenannten Degradation. Fällt eine Komponente aus, explodieren die Kosten: Eine Reparatur auf hoher See kann 10- bis 100-mal teurer sein als an Land. Ausfallzeiten bedeuten zudem massive Ertragsverluste.

Daher ist die Frage nach der Zuverlässigkeit und der Restlebensdauer von zentraler Bedeutung für alle Beteiligten – von Planern über Hersteller und Betreiber bis hin zu Banken und Versicherungen. Um hierauf fundierte Antworten zu geben, reicht es nicht, auf Erfahrungen von Landstrukturen zu vertrauen. Wir brauchen präzise Daten und ein tiefes Verständnis der Schädigungsmechanismen auf See.

Genau hier setzt das bahnbrechende Forschungsprojekt „DegradO“ (Degradation von Offshore Windenergieanlagen) des renommierten Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) an. In diesem Artikel möchte ich Ihnen als Praktiker einen tiefen Einblick in diese Forschung geben und aufzeigen, was sie für unsere tägliche Arbeit im Korrosionsschutz bedeutet.

Warum Zuverlässigkeit offshore Chefsache ist

Für den wirtschaftlichen Betrieb von Offshore-Windparks zählt jeder Prozentpunkt Verfügbarkeit. Reparaturen auf See kosten schnell das 10- bis 100-Fache von Onshore-Einsätzen. Gleichzeitig wirken wechselnde mechanische Lasten (Betrieb, Wind, Wellen) und aggressive Umweltbedingungen (Salz, UV, Feuchte, Bewuchs) zusammen – ein Turbo für Degradation. Wer die Langzeitwirkung dieser Einflüsse nicht kennt, plant ins Blaue.

Kernfragen aller Stakeholder:

Welche Komponenten sind schwachstellenkritisch?
Wie schnell schreitet Schaden fort – und warum?
Wie lässt sich Restlebensdauer seriös abschätzen?
Welche Prüfungen bilden Offshore-Realität wirklich ab?

Die Achillesferse der Giganten: Warum Schweißnähte im Fokus stehen

Die Tragstrukturen von OWEA sind gigantische geschweißte Stahlkonstruktionen. Das Schweißen ist eine effiziente Verbindungstechnik, aber es schafft unweigerlich Schwachstellen. An einer Schweißnaht treffen verschiedene Materialien und Zonen aufeinander: der Grundwerkstoff, der Schweißzusatzwerkstoff und die wärmebeeinflusste Zone. Diese fertigungsbedingte Inhomogenität verändert die Materialeigenschaften.

Zusätzlich entstehen durch die Geometrie der Naht, mögliche Imperfektionen und fertigungsbedingte Eigenspannungen sogenannte Kerben. Diese stören den Kraftfluss im Bauteil und führen zu lokalen Spannungsspitzen. Unter der ständigen wechselnden Belastung durch Wind und Wellen können genau an diesen Stellen winzige Ermüdungsrisse entstehen.

In den Bemessungsregeln wird dies durch den Nachweis der Ermüdungsfestigkeit berücksichtigt. Der Faktor Korrosion wird oft nur indirekt betrachtet, indem ein perfekter Korrosionsschutz über die gesamte Lebensdauer von mindestens 25 Jahren gefordert wird. Doch was passiert, wenn dieser Schutz – und sei es nur durch einen kleinen mechanischen Schaden – lokal versagt?

Dann trifft die mechanische Schwingbelastung auf einen aggressiven chemischen Angriff. Dieses Phänomen, bekannt als Schwingrisskorrosion, beschleunigt das Risswachstum dramatisch und kann die Lebensdauer einer Verbindung drastisch reduzieren. Das Problem: Bisher gibt es kaum verlässliche experimentelle Daten zu diesem kombinierten Angriff. Das DegradO-Projekt hat sich zum Ziel gesetzt, genau diese Wissenslücke zu schließen.

Die Realität ins Labor holen: Das „Maritime Zuverlässigkeitslabor“ & DegradO im Überblick

Um die komplexen Prozesse zu verstehen, verfolgte das Fraunhofer IWES einen zweigleisigen Ansatz:

Naturauslagerung: Proben unter realen Bedingungen an den Standorten Bremerhaven, Helgoland und Sylt auslagern.
Laborversuche: Diese realen Bedingungen in einem kontrollierten Umfeld nachbilden, um die Alterungsprozesse zu beschleunigen und gezielt zu analysieren.

Dieser iterative Prozess aus Feldversuch, Laboranalyse und Anpassung der Prüfverfahren ist der Schlüssel, um in überschaubarer Zeit verlässliche Daten zu generieren.

Ziel des Projekts DegradO ist die Entwicklung neuer Prüfmethoden zur Abbildung der Degradationsprozesse von Offshore-WEA und der Aufbau einer Test- & Analyse-Infrastruktur – dem Maritimen Zuverlässigkeitslabor.

Bausteine des Projekts:

Reale Offshore-Lasten (Wind, Wasser, Salz, UV, Biofouling) laborrealistisch nachbilden – auch beschleunigt.
Mechanische Ermüdung kombiniert mit korrosiven/klimatischen Randbedingungen prüfen.
Feldexpositionen (Bremerhaven, Sylt, Helgoland) ↔ Labor: Validierung per Lastkollektiv-Vergleich.
Aufbau einer Kenndatenbank für Schadensbilder & Materialdaten → schnelle Zuordnung, Schadensgrad, Wartungsempfehlung/Tausch.

Das Testmaterial: Ein Spiegel der Realität

Für die Versuche wurde typischer Baustahl S355 verwendet. Um praxisnahe Ergebnisse zu erzielen, wurden verschiedene am Markt etablierte und für den Offshore-Einsatz zertifizierte Korrosionsschutzsysteme auf die Proben appliziert:

Mehrlagiges EP-System
Mehrlagiges EP-Duplexsystem
Mehrschichtiges PU-System
Einlagiges Polyvinyl-Esterharz-System

Hier kommt unsere Expertise ins Spiel: Der gesamte Prozess, von der Probenvorbereitung (Strahlen) bis zur finalen Beschichtung, wurde von einem FROSIO Inspektor Level III begleitet und abgenommen. Dies stellt sicher, dass die Applikation den höchsten Industriestandards entspricht – eine entscheidende Voraussetzung für die Vergleichbarkeit der Ergebnisse.

Doch die Forscher gingen noch einen Schritt weiter. Sie erstellten absichtlich Proben mit Fehlern, wie wir sie auch in der Praxis antreffen:

Über- und Untermaß bei der Schichtdicke.
Salzkontamination des Untergrundes unmittelbar vor der Beschichtung.
Künstliche Beschädigungen nach der Aushärtung durch eine 50 mm breite Nut (Scribe), die das Stahlsubstrat freilegt.
Mechanische Schäden durch Kugelschlagversuche (Impact-Tests).

Diese „unperfekten“ Proben sind Gold wert, denn sie helfen uns zu verstehen, wie sich ein System verhält, wenn die idealen Bedingungen nicht mehr gegeben sind.

Feldversuche an der Front: Was passiert wirklich in der Nordsee?

Die vorbereiteten Proben wurden an den Standorten Sylt, Helgoland und Bremerhaven in verschiedenen Zonen ausgebracht: von der Spritzwasserzone über die Gezeitenzone (Wechselwasser) bis zur permanent untergetauchten Zone.

Über einen Zeitraum von zwei Jahren wurden die Proben regelmäßig visuell inspiziert und dokumentiert. Nach einem und zwei Jahren wurden Proben entnommen und detailliert analysiert. Dabei wurden klassische Inspektionsmethoden angewendet:

Optische Beurteilung auf Korrosion, Blasenbildung etc.
Analyse der Unterwanderung an der künstlichen Nut.
Prüfung auf Fehlstellen (Holidays).
Haftzugfestigkeitsprüfungen.

Diese Feldversuche liefern die unschätzbar wertvolle Referenz (Baseline). Sie zeigen, wie die Materialien und Beschichtungen unter realen, komplexen und nicht immer vorhersagbaren Bedingungen altern.

Der Zeitraffer: Beschleunigte Alterung im Hightech-Labor – Das Maritime Zuverlässigkeitslabor

Zwei Jahre auf Ergebnisse zu warten, ist für die schnelle Entwicklung von neuen Materialien und Prozessen zu lang. Daher ist die Simulation im Labor unerlässlich. Hierfür nutzten die Forscher eine beeindruckende Infrastruktur:

Salzsprühnebelkammern und QUV-Kammern (für UV- und Feuchtebelastung) nach Normen wie der ISO 20340.
Eine Offshore-Klimakammer, die zusätzlich eine Schwallwasserbelastung mit schockartigen Temperaturänderungen simulieren kann.

Das absolute Highlight und das Herzstück des Projekts ist jedoch eine weltweit neuartige Prüfkombination: eine servohydraulische 1-Meganewton-Prüfmaschine mit integrierter Klimakammer.

Diese Anlage ist ein echter „Game-Changer“. Sie ermöglicht es erstmals, eine massive Stahlprobe (bis zu 3 Meter lang) gleichzeitig einer mechanischen Schwingbelastung (Simulation von Wind- und Wellenlasten) auszusetzen und sie dabei den typischen Offshore-Umweltbedingungen auszusetzen. Die Kammer kann:

Temperaturen von -30 °C bis +100 °C erzeugen.
Die Luftfeuchtigkeit variieren.
Salzsprühnebel erzeugen.
Die Probe mit UV-Licht bestrahlen.
Die Probe mit Schwallwasser beaufschlagen oder komplett fluten.

Mechanik: ±1 MN Prüfkraft, ±50 mm Hub, Probenlänge bis 3 m, 4-Säulen-Rahmen.
Normbezug: Prüfprogramme orientieren sich an ISO 20340, werden aber um offshoretypische Zusatzlasten (z. B. Schwall) erweitert.

Wichtig: In korrosiver Umgebung ist Zeit der heimliche Parameter. Deshalb werden Frequenzen reduziert (z. B. 0,3 Hz), um Korrosion nicht „wegzubeschleunigen“.

Mit diesem Aufbau können die Forscher die gefürchtete Schwingrisskorrosion gezielt untersuchen und verstehen, wie die verschiedenen Parameter – mechanische Last, Korrosion, Temperatur – zusammenspielen.

Die Ergebnisse: Was die Daten uns verraten

Die spannendste Frage ist natürlich: Was kam bei all den Tests heraus? Die Auswertung der Schwingversuche liefert faszinierende und für uns als Praktiker extrem relevante Einblicke.

Die Ergebnisse werden in einem sogenannten Wöhlerdiagramm (S-N-Diagramm) dargestellt. Dieses zeigt, wie viele Lastzyklen (Schwingspiele) ein Material bei einer bestimmten Belastungshöhe (Spannungsschwingbreite) aushält, bevor es bricht.

Hier die wichtigsten Erkenntnisse aus den ersten beiden Testserien, die unter normalen atmosphärischen Bedingungen durchgeführt wurden:

Oberflächenvorbereitung ist alles: Beschichtete Proben zeigten eine um ca. 20 % höhere mittlere Ermüdungsfestigkeit als die unbeschichteten, blanken Proben. Der Grund? Die Proben wurden vor dem Beschichten sandgestrahlt. Dieser Prozess reinigt nicht nur die Oberfläche, sondern verfestigt sie auch und erzeugt positive Druckeigenspannungen, was die Rissinitiierung erschwert. Ein klarer wissenschaftlicher Beleg für die Wichtigkeit eines qualitativ hochwertigen Strahls!
Schon leichte Korrosion schadet massiv: Unbeschichtete Proben, die nur sechs Monate vor Sylt der Witterung ausgesetzt waren, zeigten eine signifikant geringere Ermüdungsfestigkeit als die fabrikneuen Proben. Die leicht korrodierte, aufgeraute Oberfläche wirkt wie eine Vielzahl kleiner Kerben, an denen Ermüdungsrisse viel früher entstehen. Dies unterstreicht, wie kritisch selbst kleine Beschädigungen am Korrosionsschutz sind, die das Substrat freilegen.
Gibt es eine „ewige“ Dauerfestigkeit? Die Versuche zeigten, dass selbst bei Proben mit hoher Oberflächengüte Brüche bei sehr hohen Lastspielzahlen (bis zu 17 Millionen Zyklen) auftraten. Die Annahme einer echten Dauerfestigkeit, unterhalb derer unendlich viele Zyklen möglich sind, ist für OWEA-Strukturen also sehr kritisch zu hinterfragen.

Die wirklich bahnbrechenden Ergebnisse werden nun aus der dritten Testserie erwartet, bei der die Proben in der neuen Prüfkombination gleichzeitig mechanisch und korrosiv belastet werden. Diese Daten werden uns erstmals ermöglichen, die Schwingrisskorrosion quantitativ zu bewerten und in zukünftige Lebensdauermodelle zu integrieren.

Sensorik & Weitere Beobachtungen

Die Forschung lieferte auch wertvolle Erkenntnisse über Monitoring-Systeme:

Elektrische DMS: Ausfälle teils nach 1–2 Wochen.
Feuchtesensoren: sehr früh ausgefallen; Temperatursensoren hielten durch.
Faseroptische Sensoren: funktional nach Testende, trotz Intensitätsverlusten/spektraler Deformation.
Biofouling (Seepocken): real massiv schädigend (Unterwanderung/Abhebeln von Schutzschichten), im Labor nur begrenzt reproduzierbar.
Seewasser-Ingress entlang Kabeln → Steckerendkorrosion/Salzkristalle: Schutzdesign beachten!

Von der Forschung zur Praxis: Die Schadens-Datenbank

Was nützen die besten Daten, wenn sie in Berichten verstauben? Ein zentrales Ziel von DegradO ist es, das gewonnene Wissen direkt anwendbar zu machen. Dafür wird eine digitale Datenbank entwickelt.

Diese Datenbank funktioniert nach dem Prinzip einer Fehlerbaumanalyse (FTA). Ein Inspektor vor Ort kann ein Schadensbild (z.B. ein bestimmter Riss, Blasenbildung, Delamination) mit seinen Merkmalen eingeben. Die Software gleicht diese Eingabe mit den unzähligen analysierten Schadensfällen aus den Labor- und Feldversuchen ab, die mittels hochauflösender Mikroskopie (REM/FIB) und chemischer Analysen (EDX) charakterisiert wurden.

Das System kann dann:

Schadensbilder schnell und verlässlich zuordnen.
Wahrscheinliche Ursachen identifizieren.
Den Grad der Schädigung bewerten.
Eine Prognose zur Restlebensdauer abgeben.
Eine Empfehlung für Wartung oder Austausch aussprechen.

Zweck: schnelle, softwaregestützte Zuordnung von Schadbildern/Messdaten zu Schadensgrad, Ursache, Maßnahmen.

Inhalte & Features:

Bilder, Messreihen, Beschreibungen (Art/Ursache/Erscheinung/Größe/Anzahl)
Fault-Tree-Logik: interaktive Merkmalsabfrage → konkretisierte Diagnose
Anwendungsfelder: elektrische & faseroptische Sensoren, Abdeckungen/Beschichtungen, Komponenten, Materialien
Output: Restlebensdauer-Indikation, Wartung/Tausch-Empfehlung, Verknüpfung Feld ↔ Labor

Dieses Tool hat das Potenzial, die Inspektions- und Wartungsplanung für Offshore-Windparks zu revolutionieren, indem es von reaktiven Reparaturen zu einer vorausschauenden, zustandsbasierten Instandhaltung (Predictive Maintenance) übergeht.

Praxisnutzen – was Betreiber, Hersteller, Zertifizierer jetzt tun können

Für Betreiber & O&M:

Condition Monitoring auf faseroptische Sensorik ausrichten; Steckerkorrosion und Schutzschichten als Designpunkt.
Wechselwasserzone priorisieren (Inspektion, Schutz, Reparaturkonzepte).

Für Hersteller & Beschichter:

Oberflächenvorbereitung (Strahlen) & Systemwahl als Ermüdungshebel verstehen.
Qualitätssicherung (FROSIO) konsequent verankern; Salzvorbelastung & lokale Defekte (Nuten/Schläge) realistisch adressieren.

Für Planung & Zertifizierung:

Kombinierte mechanisch-klimatische Prüfungen in Spezifikationen verankern (über ISO 20340 hinaus).
S-N-Daten unter korrosiven Bedingungen systematisch aufbauen und in Nachweise überführen.

Für Versicherer & Financiers:

Datenbank-gestützte Risiko- und Zuverlässigkeitsanalysen nutzen, um Prämien/Deckungen technikorientiert zu bemessen.

Mein Fazit als Frosio Inspektor & Ausblick

Das DegradO-Projekt ist mehr als nur akademische Forschung. Es ist ein entscheidender Schritt, um die Sicherheit, Zuverlässigkeit und damit die Wirtschaftlichkeit der Offshore-Windenergie zu steigern. Für mich als Korrosionsschutz-Experte sind die bisherigen Ergebnisse eine klare Bestätigung der Prinzipien, für die wir jeden Tag einstehen:

Qualität zählt: Eine exzellente Oberflächenvorbereitung und eine fehlerfreie Applikation des Beschichtungssystems sind keine Kostenfaktoren, sondern die beste Investition in eine lange Lebensdauer. Die Tests zeigen, dass eine gute Beschichtung die Ermüdungsfestigkeit nachweislich erhöht.
Wachsamkeit ist Pflicht: Selbst kleinste Beschädigungen können durch die Kombination mit Korrosion fatale Folgen haben. Regelmäßige und detaillierte Inspektionen sind unerlässlich, um Schäden frühzeitig zu erkennen, bevor sie zu einem kritischen Versagen führen.
Wissen ist Macht: Durch Projekte wie DegradO verstehen wir die komplexen Zusammenhänge von mechanischer Last und Korrosion immer besser. Dieses Wissen, gebündelt in Tools wie der neuen Schadens-Datenbank, ermöglicht es uns, fundiertere Entscheidungen zu treffen und die Anlagen über ihre gesamte geplante Lebensdauer und vielleicht sogar darüber hinaus sicher zu betreiben.

Als Nächstes folgen umfangreiche Schwingprüfungen unter korrosiven Bedingungen (niedrige Frequenz, realistische Zyklen). Damit wächst die Datenbasis für Korrosion-Ermüdung, eine Lücke in der heutigen Auslegung. Ziel ist ein durchgängiger Pfad von Prüfung → Mechanismenmodell → Restlebensdauer → Maßnahme, der Offshore-Wartung planbarer und Windstrom günstiger macht.

Die Arbeit des Fraunhofer IWES liefert die wissenschaftliche Grundlage, die unsere praktische Arbeit untermauert und uns hilft, die Energiewende auf ein sicheres und langlebiges Fundament zu stellen.

Danksagung & Quelle:
Das Projekt DegradO wurde im Rahmen des 6. Energieforschungsprogramms „Forschung für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung“ durch das BMWK gefördert.
Grundlage dieses Beitrags sind Arbeiten von C. Kupferschmidt, M. Collmann, O. Kranz, Fraunhofer IWES, Bremerhaven.

Was sind Ihre Gedanken zu diesem Thema? Haben Sie in Ihrer Praxis ähnliche Herausforderungen mit Schwingrisskorrosion oder der Bewertung von Beschichtungssystemen erlebt? Ich freue mich auf Ihre Kommentare und einen regen Austausch!

Benötigen Sie eine professionelle Inspektion oder Beratung für Ihr Projekt? Kontaktieren Sie mich gerne für eine unverbindliche Anfrage.

(Für weiterführende Informationen empfehle ich einen Besuch der Website des Fraunhofer IWES oder eine Recherche zur Norm ISO 20340, die sich mit der Leistungsprüfung von Korrosionsschutz-Beschichtungssystemen für Offshore-Anlagen befasst.)

Weiterführende Literatur:

Umweltsimulation & Feldauslagerung offshore-tauglicher Sensorik
Materialdatenbank & Schadensmuster – Ertragssicherheit erhöhen
Ermüdungsfestigkeit: Grundlagen & Auswertung (Radaj/Vormwald; Haibach; Mauch)

Wie moderne Prüfmethoden die Lebensdauer von Offshore-Windparks revolutionieren