Flytning af vindmøller til havet har mange fordele, men medfører også korrosionsudfordringer. Kan man sikre dem lang levetid i det barske miljø?
Artiklen har været bragt i Dansk Kemi nr. 1, 2025 og kan læses uden illustrationer, strukturer og ligninger herunder
(læs originalartiklen her)
Af Claus E. Weinell og Søren Kiil, The Hempel Foundation Coatings Science and Technology Center (CoaST), DTU Kemiteknik
Den grønne omstilling har resulteret i, at omkring halvdelen af Danmarks elforbrug nu stammer fra vindmøller. Tidligere blev vindmøllerne primært opstillet på land, men i dag er de fleste placeret offshore. Dette skyldes især, at vindforholdene til havs er stærkere og mere stabile end på land. Andre fordele ved offshore-placeringer inkluderer større afstand til beboelse og generelt mere plads på havet set fra et dansk perspektiv. Dog medfører offshore-placeringer også udfordringer, såsom højere omkostninger til installation, drift, vedligehold og ikke mindst pålidelig korrosionsbeskyttelse i det barske miljø. Denne artikel beskriver nogle af de udfordringer, der er forbundet med korrosionsbeskyttelse af offshore vindfundamenter, når der samtidig ønskes en meget lang levetid – gerne længere end de gængse standarder kan tilbyde.
De første vindmøller
Heron af Alexandria brugte for cirka 2.000 år siden en vindmølle til at drive et orgel, hvilket måske var den første udnyttelse af vindenergi [1]. Siden da har vindmøller været anvendt til energiproduktion, især til vandpumper og kornmaling. De første danske vindmøller, kendt som stubmøller, blev brugt i 1200-tallet. Der findes stadig omkring 13 bevarede stubmøller.
Den danske opfinder Poul la Cour konstruerede en af verdens første vindmøller til elproduktion i 1891 [2]. Han opfandt også kratostaten, som forbedrede udnyttelsen af vindenergi ved at udjævne den varierende kraft fra vindmøllen. Han spaltede oprindeligt vand til ilt og brint fra den producerede elektricitet og brugte brinten til belysning. Senere anvendte han batterier til energilagring. Udfordringen med at lagre overskydende elektricitet og sikre en stabil elforsyning, når vinden ikke blæser, er stadig relevant i dag. Udtrykket “Dunkelflaute” beskriver situationen, hvor der hverken er vind til møllerne eller sol til solcellerne, hvilket i høj grad kan mærkes på pengepungen.
I 1978 var der kun 11 vindmøller i Danmark med mindst 25 kilowatt kapacitet [3]. Samme år rejste Tvind-højskolen en stor mølle på 1.000 kilowatt med hjælp fra Danmarks Tekniske Universitet. Denne mølle satte gang i vindenergiforskning. Midt i 1980’erne tog den danske vindmølleindustri fart og er nu et vigtigt forretningsområde. Ved udgangen af 2023 var der cirka 4.800 vindmøller i Danmark, dvs. der er sket store fremskridt inden for elproducerende vindenergi siden Poul la Cours tid.
Møllerne flytter ud på havet
Vindmøller er i høj grad blevet flyttet til havs, hvor moderne offshore-vindmøller kan producere op til 15 megawatt hver, dvs. omtrent 1.000 gange mere end en traditionel husstandsvindmølle. Figur 1 viser Anholt Havmøllepark. Danmark har 17 etablerede havvindmølleparker med en samlet kapacitet på cirka 2,6 gigawatt [4]. Hornsea 3, verdens største offshore-vindfarm [5], vil, når den står færdig, få en kapacitet på 2,9 gigawatt og vil kunne forsyne over 3 millioner engelske husstande. Samlet set vil Hornsea 1, 2 og 3 have en kapacitet på omkring 5 gigawatt, og yderligere 2,9 gigawatt med Hornsea 4 på tegnebrættet.
Der er mange fordele ved flytning af vindmøller til havs, men det medfører også nye udfordringer, især med fundering til havbunden og korrosion. Før etablering af en vindmøllepark skal havbunden, vind og andre forhold undersøges. Fundamenterne skal modstå påvirkninger fra vind, bølger og strøm, som kan forårsage materialetræthed. I Nordsøen er bølger, vandstrøm og vind vigtige faktorer, mens havis i Østersøen under kolde vintre har større betydning end bølger. Andre udfordringer inkluderer besværlige adgangsforhold og naturligvis et mere korrosivt miljø sammenlignet med landbaserede møller.
Fundamenter til offshore-vindmøller
Der findes forskellige typer fundamenter til havvindmøller. For eksempel brugte ældre vindfarme som Vindeby fra 1991 betonsænkekasser. Monopæle, der bankes ned i havbunden, er en af de mest anvendte metoder til havdybder på 30-40 meter. De enorme XXL monopæle kan klare dybder på 50 meter eller mere og bære vindmøller med en kapacitet på 14-15 megawatt.
Et alternativ til monopæle er jacket-strukturer, som har flere forankringer til havbunden og er velegnede til større havdybder og havbunde, der ikke tillader nedramning af en monopæl. Flydende fundamenter bruges til endnu større havdybder, hvor hverken monopæle eller jacket-strukturer er rentable. Alle fundamenter skal bære vindmøllen via en flangeforbindelse.
Monopælen som fundament
Allerede i designfasen skal vindmøllens forventede levetid overvejes. Mængden af stål skal optimeres for både holdbarhed og økonomi. Monopæle fremstilles ved at bukke og svejse store stålplader til cylindersektioner, som derefter svejses sammen for at danne monopælen. Der findes forskellige løsninger i toppen af monopælen, hvor tårnet skal monteres. Nogle løsninger anvender et overgangsstykke, der monteres oven på pælen efter nedramning i havbunden. Overgangsstykket inkluderer arbejdsplatforme, kran, anlægsplads for arbejdsbåde, tårnflange m.m. Figur 2 viser toppen af et overgangsstykke på en monopæl fra Anholt Havmøllepark.
Andre løsninger forbinder monopælen direkte med vindmøllens tårn uden et overgangsstykke. Begge principper har deres fordele og ulemper. XXL-monopæle kan nå op til 100 meter i længde og veje omkring 2.000 tons. Omkredssvejsesømmene er kritiske for materialetræthed og kræver ekstra beskyttelse mod tæring. Desuden slibes de ofte glatte for at reducere risikoen for træthedsrevner.
Korrosionsbeskyttelse af monopælen
Hvis en monopæl efterlades ubeskyttet i et marint miljø, vil stålet straks begynde at korrodere. Korrosion af stål i havvand med tilstedeværelse af ilt er en elektrolytisk proces, der kan beskrives med følgende formler:
Anodisk reaktion (oxidation):
Fe → Fe2+ + 2e−
Her oxideres jern (Fe) til jernioner (Fe2+) og afgiver elektroner.
Katodisk reaktion (reduktion):
O2 + 2H2O + 4e− → 4OH−
I denne reaktion reduceres ilt (O2) i vand til hydroxidioner (OH–) ved at optage elektroner.
Den samlede korrosionsreaktion bliver:
2Fe + O2 + 2H2O → 2Fe(OH)2
Jern(II)hydroxid (Fe(OH)2) vil over tid oxideres til jern(III), som er en komponent i rødrust. Samlet kan reaktionen skrives som:
4Fe + 3O2 + 2 H2O → 2Fe2O3 ∙H2O
Derfor er det nødvendigt at beskytte monopælen og dens komponenter, såsom platforme, adgangsstiger og anlægspladser, mod korrosion og udvikle en strategi for optimal beskyttelse. En korrosionsbeskyttelsesstrategi for en monopæl og dens komponenter kan omfatte korrosionsmargin, beskyttende maling, varmforzinkning og metallisering, katodisk beskyttelse eller et iltfrit miljø. Valget af beskyttelsestype afhænger af det specifikke område på monopælen, da forskellige områder har forskellige korrosions- og belastningszoner. For eksempel kan malingsspecifikationerne alene for en monopæl bestå af 10 eller flere forskellige systemer.
Den forventede levetid af en monopæl er typisk 25-30 år, men kan forlænges med god beskyttelse og vedligeholdelse – især af de kritiske områder. Inspektion og monitorering af korrosionsbeskyttelsen er afgørende.
Korrosionszonerne for en monopæl kan overordnet opdeles som følger [6,7]:
• Under havbunden: Iltfattige forhold giver lav korrosionsrisiko, så stålet kan stå i rå tilstand, i hvert fald et stykke nede i havbunden. Dog kan der opstå lokal korrosion øverst i mudderzonen på grund af iltkoncentrationsforskelle og mikrobielt influeret korrosion. Derfor bliver de øverste meter lige under havbunden oftest malet, og det katodiske beskyttelsessystem antages at virke et stykke under havbunden.
• Under vand: Indvendigt i monopælen har man tidligere lidt fejlagtigt antaget, at det er en lukket beholder, hvor ilten hurtigt ville forsvinde. Det har dog vist sig, at en vis grad af vandudskiftning ikke kan undgås, og man har omvendt set en fordel i aktivt at sikre vandudskiftning. Derfor beskytter man ofte alene med maling beregnet til neddykket drift, eller kombineret med katodisk beskyttelse (enten zinkanoder eller påtrykt spænding). Udvendigt bruges typisk aluminiumanoder og maling.
• Tidevands- og bølgezonen (splash-zonen): Udvendigt bruges et stærkt malingssystem, der kan modstå UV-stråling, saltvand, mekaniske og cykliske påvirkninger fra vandet og svingende temperatur. Reparationer er yderst besværlige i dette område. Katodisk beskyttelse virker ikke her – kun under vand. Indvendigt beskyttes med en god barrieremaling. Figur 3 viser korrosion på en ubeskyttet spunsvæg i tidevandszonen og illustrerer, hvor alvorlig korrosionen er i dette område.
• Over vand og overgang til tårnet: Udvendigt bruges med fordel zinkholdige primers, som giver fremragende korrosionsbeskyttelse over vand kombineret med en epoxybarrieremaling og en topcoat mod UV-stråling. Indvendigt vælges coating efter lavere korrosivitet, da dette område (med adgang til tårnet) ofte bliver affugtet for at beskytte elektronikken i tårnet. Platforme og stiger er typisk varmforzinkede. Flangen sprøjtemetalliseres for bedste beskyttelse.
Faktorer der sikrer lang levetid af malingssystemet
Bortset fra området langt under havbunden viser det foregående, hvor vigtig beskyttende maling er for fundamentets levetid. Katodisk beskyttelse anvendes, hvor muligt, ofte i kombination med maling, og visse elementer som platforme og stiger varmforzinkes. Langt størstedelen af monopælens overflade beskyttes med maling. Følgende faktorer påvirker malingssystemets funktion og levetid:
Specifikationen af malingssystemet skal tilpasses det miljø, det udsættes for. Offshore-miljøer kræver robuste flerlagssystemer med høj lagtykkelse, som er modstandsdygtige over for katodisk beskyttelse, UV-stråling og mekaniske påvirkninger. Figur 4 viser et eksempel på, hvor galt det kan gå, hvis der anvendes en forkert malingsspecifikation i splash-zonen. Ud over at skulle modstå offshore-miljøet er der andre sekundære overvejelser, som måske kun indirekte påvirker malingens levetid. For eksempel kan lokale miljøkrav forhindre et værft i at bruge bestemte malingsprodukter, hvis de indeholder for mange organiske opløsningsmidler. Nogle værfter har måske ikke tilstrækkeligt trænet personale eller de optimale faciliteter til at anvende hurtigt hærdende produkter med korte overmalingsintervaller, især når store monopæle produceres i serieproduktion. Her skal man især tage hensyn til kravene til fugt- og temperaturkontrol i fabrikationshallerne. Der findes forskellige standarder med krav og retningslinjer for malingsspecifikationer brugt offshore. De mest anvendte er ISO 12944 (del 5 og del 9), [8,9] og NORSOK M-501 [10]. Desuden har de fleste offshore vindenergiudviklere deres egne malingsstandarder.
Malingsteknologien skal tilpasses specifikationen. Strukturelt kritiske områder kræver pålidelige systemer fra anerkendte leverandører. Epoxy og polyester med glasflagepigmenter anvendes i de stærkt korrosive områder.
Høj kvalitet af stålet er essentiel. Opbevaring af stålplader og færdige monopæle før forberedelse og maling er vigtig for at undgå grubetæring, hvilket kan gøre det vanskeligt at rense tilstrækkeligt godt før maling.
Rengøring og forberedelse af ståloverfladen anses for den vigtigste enkelt-faktor for et holdbart malingssystem, og omfatter fjernelse af forurening, sandblæsning, opnåelse af ruhedsprofil og afrunding af skarpe kanter. Figur 5 illustrerer et tilfælde på, at der er malet på skarpe kanter. Dette giver dårlig beskyttelse.
Påføring af malingssystemet kræver godt håndværk. Luftløs sprøjtepåføring anvendes til de tunge malingstyper. Den rette filmtykkelse af malingen skal sikres, hverken for lidt eller for meget. Til offshore-brug anvendes 80-20 reglen, som dikterer, at lagtykkelsen ingen steder må være mindre end 80 procent af den specificerede værdi, og at maksimalt 20 procent af værdierne må ligge mellem den specificerede værdi og 80 procent af den specificerede værdi. Dette er for at undgå dårlig beskyttelse. Der er også en grænse for den maksimale tilladte lagtykkelsesværdi, typisk to eller tre gange den specificerede værdi, for at minimere risikoen for opbygning af spændinger og revner, når malingen hærder. Udover luftløs sprøjtepåføring skal der på alle svære områder, såsom langs kanter og svejsesømme, påføres en såkaldt stripe-coat med pensel for at sikre den rette filmlagtykkelse, hvor sprøjtepåføringen alene ikke er nok.
Kvalitetssikring er afgørende i alle faser. Dette omfatter gennemgang af malingsspecifikationen, allerede før designarbejdet begynder og on-site inspektion fra det øjeblik, stålet ankommer i store plader til fabrikationsværftet, indtil den færdigmalede monopæl forlader stedet til udskibning. Inspektion og kvalitetssikring fortsætter, indtil monopælen er installeret i havbunden, vindmøllen er placeret, og videre gennem vindmøllens og fundamentets drift i 25-30 år – måske længere.
Levetidsforlængelse af offshore vindfundamenter
Er det overhovedet muligt at forlænge levetiden for en offshore-monopæl ud over de forventede 25-30 år, når vi allerede er på grænsen af gængse offshore-standarder, og når de foregående seks faktorer er opfyldt? Det korte svar er “ja”, det er med høj sandsynlighed muligt, når følgende punkter overvejes:
God historik. Traditionelle malingssystemer har vist gode resultater, bedre end først antaget, især fra dekommissionerede offshore vindanlæg og olie- og gasindustrien fra 1980’erne. Epoxy- og polyestersystemer med glasflager klarer sig særdeles godt [11].
Evalueringsmetoder af malingssystemer. Alternativet til en god historik er accelererede laboratorietest. Disse har dog vist sig at være misvisende, og bør udvikles og suppleres med nye metoder som elektrokemisk impedansspektroskopi (EIS) og scanning akustisk mikroskopi (SAM).
Monitorering. Der findes kommercielle løsninger til fjernovervågning af korrosion og katodisk beskyttelse af offshore vindkraft. Sensorer og loggermoduler overvåger driften, herunder katodisk beskyttelse, miljøparametre, malingsnedbrydning og korrosion.
Retrofit af katodisk beskyttelse. Hvis malingssystemet under vand uventet svigter eller det eksisterende katodiske beskyttelsessystem er opbrugt før tid, kan et nyt katodisk beskyttelsessystem retrofittes som en plan B.
Forstærkning af malingsspecifikationen. For at forlænge holdbarheden kan malingssystemet forstærkes ud over standardkravene med øget malingslagtykkelse og skærpede krav til overfladebehandling og malingspåføring. Sidstnævnte eventuelt med automatiseret robotpåføring.
Inspektion og vedligehold. Et robust inspektions- og vedligeholdelsesprogram er afgørende for lang holdbarhed. Tidlige reparationer betaler sig på sigt.
Afslutning
Levetiden af et malingssystem anvendt på et offshore vindfundament, og dermed fundamentet selv, påvirkes af mange faktorer. Tidligere er der nævnt en række minimumskrav, der skal opfyldes. Der findes allerede gode malingsprodukter på markedet, og værfterne er blevet bedre til at håndtere de store strukturer i serieproduktion. Men der er stadig potentiale for optimering og forlængelse af levetiden. Det er økonomisk fordelagtigt at kunne forlænge levetiden. Kvaliteten af korrosionsbeskyttelsen fra starten er afgørende, og et solidt inspektions- og vedligeholdelsesprogram er også meget vigtigt; dette skal suppleres med overvågning af korrosionsbeskyttelsens effektivitet over tid.
Forskningsgruppen CoaST på DTU arbejder løbende på at udvikle nye malingsprodukter med bedre egenskaber. Der udvikles også smartere metoder til hurtigt at karakterisere og vurdere ydeevnen af malingssystemer, samtidig med at der udføres tests både i laboratorierne i Lyngby og på forskningsgruppens feltteststation i Hundested Havn. CoaST samarbejder tæt med industrien, herunder vindenergiudviklere, malingsleverandører og leverandører af korrosionsovervågningsteknologi, og kan dermed bidrage til bedre korrosionsbeskyttelse af offshore vindanlæg.
E-mail:
Claus E. Weinell: cwei@kt.dtu.dk
Referencer
1. Vindmølle – Wikipedia, den frie encyklopædi: https://da.wikipedia.org/wiki/Vindmølle.
2. Poul la Cour – Wikipedia, den frie encyklopædi: https://da.wikipedia.org/wiki/Poul_la_Cour.
3. Fakta om vindenergi på hav: https://ens.dk/energikilder/fakta-om-vindenergi-paa-hav.
4. 40 år med vindkraft – fra 200 små møller til knap 5.000 kæmper – Danmarks Statistik: https://www.dst.dk/da/Statistik/nyheder-analyser-publ/bagtal/2024/2024-05-02-40-aar-med-vindkraft.
5. ”Ørsted træffer endelig investeringsbeslutning om Hornsea 3 Havvindmøllepark”, Ørsted koncernmeddelelse nr. 27 (2023).
6. Momber, A.W. and T. Marquardt, “Protective coatings for offshore wind energy devices (OWEAs): a review, J. Coat. Technol. Res., 15 (1) 13-40, 2018.
7. ISO 24656, Cathodic protection of offshore wind structures, ISO (2022).
8. ISO 12944-5, Paints and varnishes – Corrosion protection of steel structures by protective paint systems – Part 5: Protective paint systems, ISO (2018).
9. ISO 12944-9, Paints and varnishes – Corrosion protection of steel structures by protective paint systems – Part 9: Protective paint systems and laboratory performance test methods for offshore and related structures, ISO (2018).
10. Surface preparation and protective coating, NORSOK M-501, ed. 7, (2022).
11. Weinell, C.E., T. Mathiesen, A.R. Black and P.K. Nielsen, New developments in coatings for extended lifetime for offshore wind structures, NACE Corrosion, paper 9364 (2017).
