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News
Ausgabe 1 | 13
Sika
Foto: Hentschel Metallbau
Offshore-Windpark Thornton Bank (Belgium), Photography: RWE Innogy
Elektrische Energie – Motor unserer Gesellschaft
Electricity – motor of our society
Megatrends werden die Entwicklung
unseres Planeten und der Menschheit
in all ihren Facetten in den nächsten
100 Jahren bestimmen, vom Klimawandel bis zur Wasserknappheit, von der
Verstädt­erung bis hin zur Vergreisung
ganzer Gesellschaften. Das vielleicht
wichtig­ste Megathema in den Industriestaaten des Westens ist dabei die
Zukunft der Energie. Es wird immer
wichtiger, die Treibhausgase zu reduzieren, und die Abhängigkeit von nuklearen wie fossilen Ressourcen durch den
Einsatz erneuerbarer Energieträger zu
beenden. Dabei gilt: was auch immer wir
als Primär­energieträger einsetzen, zu
einem hohen Anteil erzeugen wir damit
elektrische Energie, „Strom“. Und weil
Elektrizität, einmal erzeugt, „sauber“
ist, wird der Anteil am Gesamtenergieaufkommen stetig zunehmen.
Auch für uns ist die Energiewirtschaft
eines der wichtigsten Segmente und wir
machen uns Gedanken, was für Gesellschaft und Umwelt ein praktikabler Weg
in die Zukunft sein könnte und welchen
Beitrag wir dazu leisten können.
Energieerzeugung und Klimabilanz
Wie wird Strom erzeugt? So paradox
das klingt, weltweit überwiegend aus
der Energie, die uns die Sonne spendet.
Sonneneinstrahlung ist auch der Motor
unseres Wettergeschehens. Dieses
treibt über den Wind unsere Windräder
an und sorgt für Niederschläge, deren
Abfluss letztlich in Lauf- und SpeicherWasserkraftwerken ausgenützt werden
kann. So erzeugter Strom ist derzeit
der emissionsärmste und damit klima­
neutralste.
Anders als Nordeuropa und abgesehen
von der Alpenregion ist Mitteleuropa
leider nicht sehr gesegnet mit Wasserkraft-Potentialen. Es gibt noch gewisse
Reserven, z. B. in den Mittelgebirgen,
oder im kleinen Maßstab z. B. durch
Installation von Turbinen in Schleusen. Auch die Wiederbelebung älterer,
in Zeiten billigen Brennstoffs stillgelegter Kleinkraftwerke an Bächen und
Megatrends will determine the development of our planet and mankind in all its
facets in the next 100 years, from the
climatic change to the water shortage,
from urbanization to the senescence
of entire societies. The perhaps most
important megatopic in the industrial nations of the west is the future of
energy. It will become increasingly important to reduce greenhouse gases
and to end the dependence on nuclear
and fossil resources by the use of renewable energy carriers. It is a fact that
whatever we use as primary energy carriers, a high proportion of it is used to
generate electrical energy – ‘electricity’.
And because electricity, once created, is
‘clean’, the portion of the total energy
generated will constantly increase. The
energy industry is one of the most important segments for us, too, and we
think about what might be a practicable
path into the future for society and the
environment and how we can contribute
to that.
Energy production and climatic balance
How is electricity generated? As paradoxical as it sounds, it is generated
worldwide predominantly from the
­energy that the sun provides us with.
Solar irradiation is also the engine of
our weather. It drives our wind turbines
via the wind and causes rainfall, whose
drainage can ultimately be used in river
and storage hydroelectric power plants.
Electricity generated in this way currently has the lowest emissions and is
thus the most climate-neutral.
Unlike Northern Europe, and with the
exception of the Alps, Central Europe is
unfortunately not blessed with a large
hydroelectric power potential. There
are still certain reserves, e. g. in the low
mountain ranges, or on a small scale
e. g. through the installation of turbines
in locks. Another option that comes
into question is the revival of old small
power plants on brooks and rivers that
were shut down in times of cheap fuels,
as our company has practised for years
at our works in Bad Urach (a hydro­
electric power plant here that has been
revived after standing still for decades
generates 500,000 KWh annually, thus
relieving the environment of around
400 t CO2 per year). On a large scale,
however, the potential for the expansion of hydroelectric power in Germany
is limited. As it is expected of a market leader in hydraulic steel construction, our products are found on and in
Fortsetzung / continued Seite / page 2
2WindNews 01 | 2013
Fortsetzung / continued von / from Seite / page 1
Flüssen kommt in Frage, wie es unser
Unternehmen seit Jahren im Werk Bad
Urach praktiziert (hier erzeugt eine nach
jahrzehntelangem Stillstand wiederbelebte Wasserkraftanlage 500.000 kWh
jährlich und erspart der Umwelt damit
etwa 400 t CO2 pro Jahr). Großmaßstäblich aber ist das Ausbaupotential der
Wasserkraft hierzulande begrenzt. Wie
es sich für einen Marktführer im Stahlwasserbau gehört, finden sich unsere
­Produkte an und in unzähligen Staustufen, Druckrohrleitungen oder Turbinengehäusen.
Vom Potential her ganz anders als beim
„Wasser“ sieht es beim „Wind“ aus.
Hier bieten sich für Mitteleuropa in den
nächsten Jahrzehnten die größten Chancen. Sie reichen auf Land von der konsequenteren Nutzung möglicher Großanlagen bis zum Re­powering, dem Ersetzen
älterer Anlagen durch leistungsfähigere
neue Anlagen. Windreiche Bundesländer wie Sachsen-Anhalt oder Schleswig-Holstein haben bereits heute einen
sehr hohen Anteil der Windkraft an der
Stromerzeugung. Doch auch die industriereichen und stromintensiven BadenWürttemberg und Nordrhein-Westfalen
haben ihre Chancen erkannt und planen einen beschleunigten Ausbau ihrer
Windstrom-Kapazität.
Insgesamt bieten ca. 70 % der Fläche
Deutschlands mindestens ausreichende
Windstromeignung. Offshore hat Europa ohnehin einzigartige Potentiale mit
Starkwind, z. B. in der in weiten Teilen
höchstens 50 m, im großen Gebiet der
Doggerbank gar nur 12 – 20 m tiefen
Nordsee sowie in der Ostsee.
Doch, wie immer, so gibt es auch hier
keine Suppe ohne Haar. Hauptnachteil
dieser Verfahren, vor allem der Windenergie: die Stromerzeugung ist volatil.
Windräder drehen sich nur, wenn auch
Wind weht und man benötigt deshalb
für eine reibungslose Energieversorgung
entweder Überkapazitäten oder sogar
besser: sinnvolle, allerdings in diesem
Maß noch nicht vorhandene Speichermöglichkeiten. Auch bekommen die
Betreiber der Windanlagen die besten
Erträge in der windreichen, nördlichen
Hälfte Deutschlands oder offshore,
während ein großer Teil des Bedarfs bei
der energieintensiven Industrie im Westen und Süden angesiedelt ist – man benötigt wohl beträchtliche Investitionen
für die Ertüchtigung und den Neubau
von Überlandleitungen.
Auch Umwelteinflüsse wie visuelle Beeinträchtigungen, Flächenverbrauch,
Schallemissionen, Gefahren für die Vogelwelt im Fall der Windturbinen, Verschlammung und Barriere-Wirkung bei
Laufwasserkraftwerken oder Landschaftsverbrauch und -veränderung bei
Staubecken sollten nicht verschwiegen
werden.
Wir haben uns schon vor vielen Jahren
strategisch festgelegt: Unter den (fast)
klimaneutralen Energielieferanten ist
die Windenergie der absolute Gewinner und ein Schlüsselbaustein unserer
zukünftigen Energieversorgung. Es ist
nur logisch, dass deshalb der „Wind“ in
seiner Gesamtheit unser wichtigstes Arbeitsgebiet im Bereich der Energieversorgung bildet. Produkte für Windenergieanlagen on- und offshore, für Fundament, Turm, Rotorgehäuse und -blätter,
für Beton, Stahl, Kompositwerkstoffe
und neuerdings auch für Holz, stehen
bei uns an der Spitze der Technologiepyramide und setzen Maßstäbe für die
allgemeine Weiterentwicklung des SikaProduktprogramms.
Rücktransport der Hubinsel von Thornton
Bank 3
Return transport of the jack-up platform
from Thornton Bank 3
climate-neutral energy suppliers, wind
power is the absolute winner and a key
building block of our future energy supply. It is therefore only logical that the
‘wind’ in its entirety forms our most
important field of operation in the energy supply sector. Products for wind
turbines both on- and offshore, for the
foundations, tower, rotor housing and
blades, for concrete, steel, composite
materials and recently also for wood,
are at the tip of the technology pyramid
where we are concerned and set standards for the general further development of the Sika product range.
Die Windenergie definiert heute mit
hohen Anforderungsstandards in Leistung und Umweltverträglichkeit zum
Beispiel den nachhaltigen Korrosionsschutz, der morgen den allgemeinen
Stahlbau dominieren wird.
Adäquater Korrosionsschutz für
­Energietransport, Stromerzeugung
und -verteilung
Egal welche Technik zum Einsatz
kommt, Effizienz und Wettbewerbsfähigkeit energiewirtschaftlicher Investitionen hängen nicht zuletzt von
einem störungsfreien Betrieb und einer
­adäquaten Nutzungsdauer ab. Schutz
und Wartung sind unter Erfüllung im
Einzelfall spezifischer Anforderungen
unverzichtbar. Sika Produkte tragen hier
einen ganz wesentlichen Teil dazu bei.
Seit vielen Jahren sind wir aktiv im
großen Wachstumsfeld Windenergie,
einem der Gewinner der Energiewende.
Vom Korrosionsschutz für Türme und
Bauteile bis zur Verklebung der Flügel
reicht die Palette der Sika Lösungen.
Seit 2012 beliefert Sika auch Offshore
Windenergieanlagen vor der Küste und
es konnten drei Windfarmen im Meer als
Referenz gewonnen werden:
Die Parks Ormonde vor der englischen
Westküste, Thornton Bank vor der
belgischen Küste bei Oostende sowie
Nordsee Ost in der Deutschen Bucht
werden mit Sika-Produkten vor den
rauen Umweltbedingungen geschützt.
Viele weitere Großprojekte sind in der
Planung.
Unsere Roofing Kollegen sind aktiv
beim Projekt Timber Tower dabei: Hier
werden Holztürme als attraktive Alternativen zu Stahl- und Betontürmen
für Windturbinen untersucht. Rundum
geschützt wird der Timber Tower mit
Sikaplan-Membranen.
Nicht mehr ganz neu aber immer wichtiger: Sika ist klarer Marktführer im
Stahlwasserbau und damit auch in der
Wasserkraft, von Laufwasser- bis zu
Pumpspeicherkrafttwerken.
Sie sehen, die Sika ist gut aufgestellt.
So wie sich Deutschland insgesamt der
Energiewende stellt, gehen auch wir die
Zukunft an: aktiv und nicht nur reaktiv,
überlegt aber nicht ängstlich. Gerade
weil die Energiewende ein langfristiger,
unumkehrbarer Prozess ist, wird sie uns
auch ein Stück weit vor kurzfristigen
Konjunkturschwankungen bewahren.
Dr. U. Schober, Head of
Industry and Industrial Coatings
innumerable barrage weirs, pressure
pipelines or turbine housings. In terms
of potential, ‘wind’ looks completely
different to ‘water’. The greatest opportunities for Central Europe over the
next decades are to be found here. They
extend onshore from the more consistent use of possible large plants up
to repowering, i. e. the replacement of
old plants by more powerful new ones.
Wind power as a percentage of electricity generation is already very high
today in windy federal states such as
Saxonia-Anhalt or Schleswig-Holstein.
However, the very industrial and electricity-intensive states of Baden-Württemberg and North Rhine-Westphalia
have also recognised their opportunities
and are planning the accelerated expansion of their wind power capacities.
In total about 70 % of the area of Germany offers at least sufficient wind
power suitability. Offshore, Europe has
in any case unique strong wind potentials, for example in the North Sea,
which is no deeper than 50 metres in
many parts and in fact only 12 – 20 metres deep in the Dogger Bank area, and
in the Baltic Sea.
As always, there is a hitch somewhere.
The main disadvantage of these techniques, above all of wind power: the
generation of electricity is volatile.
Wind turbines only turn when the wind
blows and therefore, for a smooth supply of power, either surplus capacities
are required or, even better: practicable
storage possibilities; however, these are
not yet available in this order of magnitude. Also, the operators of the wind
turbines get the best yields in the windy
northern half of Germany or offshore,
whilst a large part of the requirement is
domiciled in the energy-­intensive industry in the west and south – considerable
investments are probably required for
the improvement of existing overhead
power lines and the building of new
ones.
Environmental influences must also be
mentioned; these include visual impairments, land consumption, noise emissions and dangers to birds in the case of
wind turbines, silting and barrier effects
in the case of river power plants or consumption and changes to the landscape
in the case of storage reservoirs.
We committed ourselves strategically
many years ago: among the (almost)
With high requirement standards, for
example with regard to performance
and environmental compatibility, wind
energy today defines the sustainable
corrosion protection that will dominate the general steel construction of
­tomorrow.
Adequate corrosion protection
for energy transmission, electricity
­generation and distribution
Regardless of the technology used,
the efficiency and competitiveness of
investments in the energy industry depend last but not least on trouble-free
operation and an adequate service life.
Protection and maintenance are indispensable for the fulfilment of specific
requirements in individual cases. Sika
products make a significant contribution to this.
For many years we have actively participated in the large wind power growth
sector, one of the big winners of the energy change. The range of Sika solutions
extends from corrosion protection for
towers and components to the gluing of
the rotor blades. Sika has also been supplying to offshore wind turbines since
2012 and three wind farms in the sea
have been gained as references:
The ‘Ormonde’ wind farm off the English west coast, ‘Thornton Bank’ off
the Belgian coast near Oostende and the
‘Nordsee Ost’ in the German Bight are
protected by Sika products against the
harsh environmental conditions. Many
further large-scale projects are at the
planning stage.
Our roofing colleagues are actively involved in the ‘Timber Tower’ project:
wooden towers are being investigated
here as attractive alternatives to steel
and concrete towers for wind turbines.
The ‘Timber Tower’ is protected all
round by Sika membranes.
No longer brand new but increasingly
important: Sika is the clear market leader in hydraulic steel construction and
thus also in hydroelectric power, from
river power plants to pumped storage
power plants.
As you can see, Sika is well set up. In
the same way as Germany is facing the
energy change, we are facing the future:
active and not just reactive, with forethought but not fearful. In particular because the energy change is a long-term
irreversible process, it will also protect
us for some way against short-term
business fluctuations.
Dr. U. Schober, Head of
Industry and Industrial Coatings
WindNews 01 | 20133
Inhalt / Content:
Elektrische Energie –
Motor unserer Gesellschaft
Electricity – motor of our society
1 – 2
3
Führende Windkraftanlagenhersteller ­vertrauen
Sika Kleb- und Dichtstoffen
und Compositeharzen
Leading wind turbine manufacturers
trust Sika adhesives, sealants and
composite resins
Von Ecken, Kanten und guter
Vorbereitung – Korrosionsschutz
und die DIN EN 1090
Of corners, edges and good
preparation – Corrosion protection
and DIN EN 1090
4
Rotorblattreparatursystem für
Profis Sikadur Blade Repair Kit
Rotor blade repair system
for professionals
Sikadur Blade Repair Kit
5
Taupunkt und relative Luftfeuchtigkeit bei ­Beschichtungsarbeiten unter dem Gefrierpunkt
beachten!
Dew point and relative humidity
must be observed for coating
work below freezing point
6
Interview mit Herrn Dr. Küver,
MPA Bremen
Interview with Dr. Küver,
MPA Bremen
7
Sicher – wirtschaftlich –
umweltschonend
Korrosionsschutz von
Windenergieanlagen
Safe – economic –
environmentally friendly
Corrosion protection of
wind turbines
8
Das erste neue Tor der
Kaiserschleuse steht
The first new gate of the
Kaiser lock is standing upright
9
10 Jahre Forschungsplattform Fino 1
10 years of the FINO 1
research platform
10 – 11
Das Sika Wind Service Team
The Sika Wind Service Team
11
Harland & Wolff –
Weltweit größtes Trockendock
Harland & Wolff –
the world‘s largest dry dock
12 – 13
Windenergiesymposium 2012
Wind Energy Symposium 2012
14
Geadelt – Sika-Bestseller
erhalten Norsok M-501-Zertifikat
Ennobled – Sika best-sellers
has been ­awarded with the
Norsok M-501
14
Führende Windkraftanlagenhersteller vertrauen
Sika Kleb- und Dichtstoffen und Compositeharzen
Leading wind turbine manufacturers trust
Sika adhesives, sealants and composite resins
Wind turbines have to generate electricity under the toughest conditions in
the most diverse places worldwide. Endurance and reliability over decades are
of crucial importance for the operators.
Sika makes an important contribution to
the success of the plant manufacturers
with efficient product systems and over
15 years of experience in processes connected with the manufacturing, erection and maintenance of such projects,
which are often of a gigantic size.
Cast iron and steel components in the
generator, gearbox or hub can be reliably protected against moisture and condensed water with SikaCor®. And the
tried-and-tested weather and UV-resistant Sikaflex® and Sikasil® adhesives
and sealants are valued, as in many
other branches of industry as well, on
account of their durability even under
the harshest environmental conditions.
SikaForce mit Kartusche / SikaForce with cartridge
15
Interview mit Herrn Dr. Binder,
Bundesanstalt für Wasserbau
Interview with Dr. Binder,
Federal Institute of Hydraulic Engineering
Sichere Groutverbindungen
für Offshore-Windanlagen
Secure grouted joints
for offshore wind turbines
16
Impressum
Flag
16
Weltweit, an unterschiedlichsten Stand­
orten und unter härtesten Bedingungen
müssen Windkraftanlagen Strom produzieren. Dauerbeständigkeit und Zuverlässigkeit über Jahrzehnte hinweg
sind für die Betreiber von entscheidender Bedeutung. Zum Erfolg der Anlagenhersteller leistet Sika einen wichtigen Beitrag – mit leistungsfähigen
Produktsystemen und über 15 Jahren
Erfahrung in Prozessen rund um die Fertigung, Errichtung und Wartung solcher
oft gigantischen Großprojekte.
Guss- und Stahlkomponenten an Generator, Getriebe oder Nabe lassen sich mit
SikaCor® zuverlässig vor Feuchtigkeit
und Kondenswasser schützen. Und die
seit Jahrzehnten bewährten wetter- und
UV-beständigen Sikaflex® und Sikasil®
Kleb- und- Dichtstoffe schätzt man,
wie in vielen anderen Industriezweigen auch, aufgrund ihrer Langlebigkeit
selbst unter härtesten Umgebungsbedingungen. Sie sind wie geschaffen, um
rauen Klima und Witterungseinflüssen
an Land und auf See zu trotzen – vom
Fundament bis zur Flügelspitze.
Die zweikomponentigen SikaForce®
Poly­urethanklebstoffe wiederum zeichnen sich durch hohe Festigkeit, gute
Schlagzähigkeit und schnelle Reaktion
bei langer Topfzeit aus. In Flügeln sind
sie integraler Strukturbestandteil. Ein
weiteres Mitglied der Produktfamilie ist
speziell für die Herstellung hochwertiger Oberflächen geeignet. Gutes Fließvermögen, keinerlei Blasenbildung sowie
ausgezeichnete Modellier- und Abglätteigenschaften machen seinen Einsatz in
der Fertigung besonders wirtschaftlich.
Darüber hinaus vereinfachen praktische
Verpackungen die Reparatur kleinerer
Schäden der Flügeloberfläche, ob im
Werk, nach dem Transport oder vor Ort
an bereits errichteten Anlagen. Generell
erfordern die unterschiedlichen Flügelkomponenten auch unterschiedliche
Klebstoffeigenschaften, wie z. B. Verarbeitungszeit, Festigkeitsaufbau oder
mechanische Eigenschaften.
Sika Klebstoffsysteme sind so formu­
liert, dass sie sich optimal zum Befes­
tigen des Blitzschutzes, der Ausgleichs­
Oberflächensysteme /
surface systems
Matrixharze /
matrix resins
Strukturklebstoff /
structural adhesive
Kleben /
adhesive bonding
Flügelhersteller verlassen sich auf maßgeschneiderte Sika Produkte, die zu Flügel­design,
Herstellungsprozess und Montageanforderungen passen.
Blade manufacturers rely on custom-made
Sika products which match the blade design,
manufacturing process and mounting requirements.
They are made to defy the harsh climate
and influences of the weather both onand offshore – from the foundations to
the tips of the rotor blades.
The two-component SikaForce® polyurethane adhesives on the other hand
are characterised by high strength,
good impact resistance and fast reaction with a long pot life. They are an
integral structural component in rotor
blades. A further member of the product family is particularly suitable for
the production of high-quality surfaces. Good flowability, no blistering at all
and excellent modelling and smoothing
properties make its use in production
particularly economical. Beyond that,
practical packages simplify the repair
of minor damage to the rotor blade
surface, whether in the factory, after
transport or on-site on already erected
installations. In general the different
rotor blade components also require
different adhesive properties, such as
working time, strength development or
mechanical properties.
Sika adhesive systems are formulated in such a way that they are ideally
gewichte oder von Bauteilen zur Strö- suited to the fastening of the lightning
mungsoptimierung eignen. Flügelprodu- protector, the balancing weights or comzenten und Hersteller von Composite-­ ponents for flow optimisation. In the
Bauteilen finden im Sika Produkt- Sika product range ‘Moulds and model
programm „Formen- und Modellbau“ construction’, rotor blade producers
zudem Materialien wie SikaBlock® sowie and manufacturers of composite comeine große Palette an Biresin® Gieß- und ponents can additionally find materials
Compositeharzen mit vielfältigen Ein- such as SikaBlock® as well as a large
satzmöglichkeiten. Unabhängig von der range of Biresin® casting and composite
Anwendung gilt: Die Kundenunter- resins with many different applications.
stützung bei Sika endet nicht mit der Nevertheless, whatever the application:
optimalen Klebelösung. Wir helfen un- customer support at Sika doesn’t end
seren Kunden auch, die idealen Verar- with the optimum adhesive solution.
beitungsgeräte und Fertigungsanlagen We also help our customers to find the
entsprechend ihrer individuellen An- ideal processing hardware and manuforderungen zu finden. Der Technische facturing machines according to their
Service übernimmt gleichermaßen die individual requirements. The Technical
Vor-Ort-Unterstützung wie Schulungen Service Dept. also provides on-site support such as training at the workplace.
am Arbeitsplatz.
Last but not least sichern umfassende
Testreihen die Qualität und Funktionalität der Anwendung.
M. Weiss,
Marktfeldmanager Industry
Sealing and Bonding
Last but not least, extensive series of
tests ensure the quality and functionalM. Weiss,
ity of the application.
Marktfeldmanager Industry
Sealing and Bonding
4
WindNews 01 | 2013
Von Ecken, Kanten und guter Vorbereitung –
Korrosionsschutz und die DIN EN 1090
Technical
suppor t
Of corners, edges and good preparation –
Corrosion protection and DIN EN 1090
Der Baubereich wird mit europäischen
Standards konfrontiert, die die nationalen Regelwerke sukzessive ablösen. In
der DIN EN 1090 werden Anforderungen an den Konformitätsnachweis von
Stahlbauteilen, Aluminiumbauteilen und
Bausätzen, die als Bauprodukte in Verkehr gebracht werden, festgelegt. Die
Klassifizierung der Bauteile erfolgt nach
den Ausführungsnormen für z. B. Stahltragwerke (DIN EN 1090, Teil 2). Durch
diese Einführung bekommt der Aspekt
„Dauerhaftigkeit des Bauwerks“ mehr
Bedeutung. Die Anforderungen an die
Qualität des Korrosionsschutzes steigen, damit auch die Schutzdauer – und
der Instandsetzungsaufwand wird reduziert. Dazu zwei Aspekte:
1. Kanten und Schweißnähte
Problematische Stellen beim Korrosionsschutz von Stahl waren u. a. Schweißnähte und durch autogene oder Plasmabrennschnitte verursachte scharfe,
harte Kanten, die vom Stahlbauer häufig
nur entgratet wurden. Schon immer traten hier beim Beschichten Probleme auf:
Kantenflucht und in deren Folge Minderschichtdicken bis ca. 50 %. Durch diese
Schwachstellen in Abhängigkeit von der
Korrosionsbelastung konnte es zu einem
schnelleren Fortschreiten der Korrosion
kommen. In den bisherigen Regelwerken wurden lediglich Empfehlungen
ausgesprochen, aber keine definierte
Oberflächenvorbehandlung zwingend
vorgeschrieben. Im Vergleich mit anderen Standards, z. B. im Verkehrs- und
Stahlwasserbau, ist die ZTV ING das
entscheidende nationale Regelwerk, u. a.
mit der DIN EN ISO 12944, „Korrosionsschutz von Stahlbauten durch Beschichtungssysteme“ als Basis. Darin wird vorbereitend nur das Brechen der Kanten
und der Kantenschutz vorgeschrieben.
Hier bietet Sika folgende Produkte:
Verkehrsbau:
– Blatt 87: SikaCor® EG Phosphat,
–B
latt 94: Sika Poxicolor® Primer HE
NEU
– Blatt 97: SikaCor® EG Phosphat Rapid.
Stahlwasserbau:
–S
ikaCor® SW-500 und Sika Poxicolor® SW
In anderen Anwendungsbereichen dagegen bestehen schon heute für die Vorbereitung des zu beschichtenden Werkstoffes Stahl engere Vorgaben:
– Im Schiffsbau ist die höchste Korrosivitätskategorie vorgegeben. Dem
entspricht die IMO (International Maritime Organization), indem sie die Vorgaben für die Stahlbearbeitung (z. B.
bei Ballasttanks) verschärfte: Kanten
müssen gerundet, der Kantenschutz
zwingend vorgelegt werden
– Offshore: bei der NORSOK wird seit
langer Zeit in der M-501 ein Kantenradius von 2 mm vorgeschrieben.
Und was sagt die DIN EN 1090?
Auch hier wird jetzt der Anspruch an die
korrosionsgerechte Gestaltung höher.
In Teil 2 der Norm wird der Stahlbauer
je nach Korrosivitätskategorie und der
Vorbereitungsgrad / Preparation grade
Schutzdauer des
Korrosionsschutzes a
Protection duration of
corrosion protectiona
Korrosiovitätskategorie b
Corrosivity categoryb
> 15 Jahre / > 15 years
5 Jahre bis 15 Jahre /
5 to 15 years
< 5 Jahre / < 5 years
Vorbereitungsgrad c
Preparation gradec
C1 / C2
P1
Oberhalb C2 / Above C2
P2
C1 bis C3 / C1 to C3
P1
Oberhalb C3 / Above C3
P2
C1 bis C4 / C1 to C4
P1
C5-M ; C5-I / C5-M ; C5-I
P2
chutzdauer des Korrosionsschutzes und Korrosivitätskategorie nach DIN EN ISO 12944 oder
S
DIN EN ISO 14713 je nach Anwendungsfall
c Vorbereitungsgrad P3 kann in speziellen Fällen festgelegt werden
a / b P rotection duration of the corrosion protection and corrosivity category according to DIN EN ISO
12944 or DIN EN ISO 14713, depending on the application
c Preparation grade P3 can be defined in special cases
a / b
Kanten / Edges
P1
P2
P3
1. Thermisch
geschnittene
Kanten
Thermally cut edges
Die Oberfläche muss
frei von Schlacke sein
The surface must be
free of slag
Kein Teil der Kante darf
ein unregelmäßiges
Profil haben
No part of the edge
may have an irregular
profile
Die Schnittfläche
muss nachgearbeitet und die Kanten
­müssen mit einem
Mindestradius von
2 mm gerundet sein
The cut edge must
be reworked and the
edges must be rounded with a minimum
radius of 2 mm
2. Gewalzte Kanten
Rolled edges
Keine Vorbereitung
No preparation
Keine Vorbereitung
No preparation
Die Kanten müssen
mit einem Mindest­
radius von 2 mm
­gerundet sein
The edges must be
rounded with a minimum radius of 2 mm
3. K
anten, hergestellt
durch Stanzen,
Schneiden oder
Sägen
Edges manufactured by stamping,
cutting or sawing
Kein Teil der Kante darf
scharf sein, die Kanten
müssen frei von Graten
sein
No part of the edge
may be sharp, the
edges must be free of
burrs
Die Kanten müssen
­halbwegs glatt sein
The edges must be
semi-smooth
Die Kanten müssen
mit einem Mindestradius von 2 mm
gerundet sein
The edges must be
rounded with a minimum radius of 2 mm
Quelle: In Anlehnung an DIN EN ISO 8501-3 / Source: According to DIN EN ISO 8501-3
geforderten Schutzdauer aufgefordert,
Kanten zu brechen, z. T. sogar mit dem
Radius 2 mm zu runden.
2. Oberflächenreinheit
Die DIN EN ISO 8501, „Vorbereitung von
Stahloberflächen vor dem Auftragen von
Beschichtungsstoffen – Visuelle Beurteilung der Oberflächenreinheit“, bekommt
durch die DIN EN 1090 eine gesteigerte Bedeutung. Denn in der DIN EN 1090
wird definiert, dass bei der Vorbereitung
aller Oberflächen die Kriterien der DIN
EN ISO 8501 erfüllt sein müssen. Also ist
im Vorfeld der Vorbereitungsgrad nach
DIN EN ISO 8501-3 festzulegen.
Im Verkehrs- und Stahlwasserbau hat
der Korrosionsschutz mit Schutzzeiten
> 25 Jahren einen sehr hohen Stellenwert. Also muss die Oberflächenvorbereitung mindestens den Vorbereitungsgrad P3 haben. Dies bedeutet das
Runden der Kanten r > 2 mm und das
Glattschleifen der Schweißnähte nach
der DIN EN ISO 8501-3. Und Offshore?
Hier werden Standzeiten von > 25 Jahren
für das gesamte Bauwerk definiert. Und
auch hier wird daher der Vorbereitungsgrad P3 vorgeschrieben. J. Pflugfelder,
Regionalverkaufsleiter Süd
The building sector is confronted with
European standards that are gradually replacing the national regulations.
DIN EN 1090 defines requirements for
the proof of conformity of steel components, aluminium components and
building kits that are brought onto the
market as building products. The components are classified according to the
design standards, e.g. for steel support
structures (DIN EN 1090 Part 2). Through
this introduction greater importance is
attached to the aspect of “durability of
the building”. The demands placed on
the quality of the corrosion protection
increase, so that the protection duration
and the maintenance expenditure are
reduced. There are two further aspects:
1. Edges and welding seams
Problematic parts in the protection of
steel against corrosion have always
been welding seams and the sharp, hard
edges caused by oxy-fuel or plasma cutting, which are frequently only deburred
by the steelworker. Problems have always occurred here when coating: edge
loss, usually resulting in a reduction in
the layer thicknesses of up to approx.
50%. The corrosion was able to progress
more quickly due to these weak points
and depending on the corrosion stress.
Previous regulations merely gave recommendations and did not specify any
compulsory surface treatment.
In comparison with other standards, e.g.
in infrastructure and hydraulic steel construction, the ZTV ING is the decisive
national regulation, taking as its basis
amongst others DIN EN ISO 12944, “Corrosion protection of steel structures by
protective paint systems”. It prescribes
only the chamfering of edges and edge
protection as preparatory measures.
Sika offers the following products for
this:
Infrastructure:
– Sheet 87: SikaCor® EG Phosphat,
– Sheet 94: Sika Poxicolor® Primer HE
NEU
– Sheet 97: SikaCor® EG Phosphat
Rapid.
Hydraulic steel structures:
– SikaCor® SW-500 and Sika Poxicolor® SW
In other areas of application, conversely,
tighter regulations already exist today
for the preparation of steel for coating:
– In shipbuilding the highest category of
corrosivity is specified. The IMO (International Maritime Organization) corresponds to this by tightening the specifications for steel processing (e.g. for
ballast tanks): edges must be rounded,
edge protection is compulsory.
– Offshore: in the case of NORSOK an
edge radius of 2 mm has been prescribed by M-501 for a long time.
And what does DIN EN 1090 say?
The requirements for corrosion-compatible design are now higher here as well.
In part 2 of the standard the steelworker
will be directed to chamfer the edges,
depending on the category of corrosivity
and the required duration of protection,
and in some cases even to round the
edges to a radius of 2 mm.
2. Surface cleanliness
DIN EN ISO 8501 “Preparation of steel
substrates before application of paints
and related products – visual assessment of surface cleanliness” is accorded a higher importance through the DIN
Euro Norm 1090, because DIN EN 1090
defines that the criteria of DIN EN ISO
8501 must be fulfilled when preparing all
surfaces. The preparation grade according to DIN EN ISO 8501-3 must therefore
be defined in advance. Corrosion protection is accorded very high importance in
infrastructure and hydraulic steel construction with protection durations of
over 25 years. Hence, the surface preparation must have at least preparation
grade P3. This means rounding of the
edges to a radius r > 2 mm and smooth
grinding of the welding seams according to DIN EN ISO 8501-3. And offshore?
Service lives of over 25 years are defined
for the entire structure here. Preparation
grade P3 is prescribed here as well.
J. Pflugfelder,
Regional Sales Manager South
WindNews 01 | 20135
Rotorblattreparatursystem für Profis
Sikadur Blade Repair Kit
Rotor blade repair system for professionals
Sikadur Blade Repair Kit
Mit zunehmenden Erwartungen an die
Verfügbarkeit von Windenergieanlagen, steigen auch die Anforderungen an
Wartungs- und Reparaturmaßnahmen.
As expectations for the availability of
wind turbines increase, do so demands
placed on maintenance and repair
measures, too.
Hoch qualifizierte Fachkräfte und moderne Zugangstechnik erlauben immer
aufwendigere Reparaturen direkt am
Rotorblatt im Windpark. Unterstützt
durch für diesen Zweck optimierte Produktsysteme, können Ausfallzeiten
somit weiter minimiert werden.
Highly qualified specialists and modern
access technology permit increasingly
complex repairs to be carried out directly on the rotor blade in the wind farm.
Downtimes can be further minimised
with the support of product systems
optimised for this purpose.
Das Sikadur Blade Repair Kit, ein 2-Komponenten Epoxidharz-System für strukturelle Reparaturen von faserverstärkten Bauteilen, ist genau für diesen
Einsatz im Feld konzipiert worden. Die
Verarbeitung ist bereits ab 10°C Umgebungs-, Harz- und Bauteiltemperatur
möglich.
The Sikadur Blade Repair Kit, a 2-pack
epoxy resin system for structural repairs of fibre-reinforced components,
was conceived precisely for this use in
the field. It can already be used from
ambient, resin and component temperatures as low as 10 °C.
Optimiert für die Handlamination sticht
das Sikadur Blade Repair System durch
gute Benetzung und kein Abfließen bei
vertikaler Verarbeitung hervor. Bereits
bei Raumtemperatur von ca. 22°C erreicht das von dem Germanischen Lloyd
(GL) zertifizierte Sikadur Blade Repair
Kit gute Festigkeiten. Um diese weiter
zu steigern und die von der GL geforderten Wärmeformbeständigkeit (TG)
zu erreichen, ist eine Temperung notwendig.
Sikadur Blade Repair System stands
out thanks to its good wetting properties and the fact that it does not run
off when applied to vertical surfaces.
The Sikadur Blade Repair Kit, which is
certified by the Germanic Lloyd (GL),
achieves good strengths at room temperatures as low as approx. 22 °C.
Tempering is necessary in order to increase this further and to achieve the
thermostability (TG) demanded by the
Germanic Lloyd.
Das Sikadur Blade Repair Kit ist in zwei
Versionen verfügbar, mit 30 Minuten
Topfzeit (Sikadur Blade Repair Kit-30)
und mit 90 Minuten Topfzeit (Sikadur
Blade Repair Kit-90). Beide sind im praktischen 300g MixPax Beutel verfügbar,
der es erlaubt Harz und Härter im Beutel
zu mischen und somit ohne Umfüllen
und Abwiegen ein verarbeitungsfertiges Laminierharz zur Hand zu haben.
M. Weiss,Marktfeldmanager Industry
Sealing and Bonding
The Sikadur Blade Repair Kit is available in two versions, with a 30-minute
pot life (Sikadur Blade Repair Kit-30)
and a 90-minute pot life (Sikadur Blade
Repair Kit-90). Both are available in the
handy 300 g MixPax bag, which allows
resin and hardener to be mixed in the
bag, thus providing a ready-to-use laminating resin without decanting and
weighing.
M. Weiss,
Market Field Manager Industry
Sealing and Bonding
Optimised for manual lamination, the
1
2
5
6
3
4
1) Kunststoffclip der das MixPax teilt entfernen.
2)Den Clip benutzen, um das Harz in den Härterbereich zu streifen.
3)Mit dem Clip die Mischung im verschlossenen Beutel nun 3 – 4 mal hin und her rakeln.
4)Den MixPax Beutel für 30 Sekunden intensiv kneten.
5)Den Beutel an einer Ecke aufschneiden und den Inhalt in einen Becher umfüllen.
6)Das Sikadur ist jetzt fertig zur Verarbeitung. Das Material innerhalb der Topfzeit verarbeiten.
1) Open packaging and remove sealing strip.
2)Retain plastic clip and use it to move resin (A)...
3)…into the section containing hardener (B). Repeat 3 – 4 ×.
4)Squeeze packaging vigorously for 30s.
5)Carefully cut off the corner of the packaging.
6)Pour resin into cup.
6
WindNews 01 | 2013
Taupunkt und relative Luftfeuchtigkeit
sind auch bei Beschichtungsarbeiten unter dem Gefrierpunkt zu beachten!
Dew point and relative humidity
must also be observed for coating work below freezing point!
Die uns umgebende Luft enthält bei
jeder Temperatur Wasserdampf und
nicht erst oberhalb von 100°C. Die Menge
an Wasserdampf, die in der Luft vorhanden sein kann, hängt von der Lufttemperatur ab: Je wärmer die Luft, desto mehr
Wasserdampf kann sie enthalten. Kühlt
feuchte Luft ab, bindet sie weniger Wasserdampf. Was jetzt zu viel ist, kondensiert – als Wolke, Nebel, Tau etc. Fällt die
Temperatur bis unter den Gefrierpunkt,
so entsteht eine Reif- oder Eisschicht.
Die relative Luftfeuchtigkeit [% rF] gibt
nun an, wie viel Prozent des max. Wasserdampfgehaltes die Luft im Augenblick enthält. Da der maximal mögliche
Wasserdampfgehalt mit steigender Temperatur zunimmt, fällt die relative Luftfeuchtigkeit mit steigender Temperatur
(Tab. 1). Die Taupunkttemperatur [Td] ist
die Temperatur, bei der der aktuelle Wasserdampfgehalt in der Luft maximal (=
100 % rF) ist, also damit eine von der aktuellen Temperatur unabhängige Größe.
Beschichtungsarbeiten im Korrosionsschutz
Dieses Flüssigwasser (Beispiel) schlägt
sich als Feuchtigkeitsfilm auf der Oberfläche nieder, auf glatten besser sichtbar
als auf rauen Untergründen (z. B. Beton).
Auch bei unterschiedlich temperierten
Bauteilen können sich hierdurch Unterschiede in der Betauung ergeben. Daher
ist ein „Sicherheitsabstand“ zwingend:
Zu beschichtende Oberflächen müssen
eine Temperatur mindestens 3°C oberhalb des Taupunkts aufweisen. Nimmt
man den Taupunkt für die im Beispiel
genannten Bedingungen (+ 10°C und
80 % rF) aus Tab. 2, erhält man den Wert
Td = 6,8°C. Unter diesen Bedingungen
beschichtete Bauteile müssen um einen
Sicherheitsabstand von mindestens 3°C
über dem Taupunkt liegen (DIN EN ISO
12944 Teil 7), also bei 9,8°C. Die Umgebungstemperatur liegt knapp darüber,
also noch praktikabel. Fällt die Lufttemperatur während der Verarbeitung
auf 8°C ab, erhöht sich zwar die relative
Luftfeuchtigkeit auf 90 % rF, der Taupunkt bleibt allerdings gleich (er ist nur
von der absoluten Wassermenge in der
Luft abhängig). D. h., dass unser Sicherheitswert „Taupunkt + 3°C“ immer noch
etwa 9,8°C (mit Rundungsdifferenzen
in der Tabelle 9,5°C) beträgt. Die Umgebungstemperatur von 8°C liegt aber
jetzt darunter, sodass die Oberfläche
nur durch Erwärmen oder gespeicherte Wärme die notwendige Temperatur
erhalten kann.
Betrachtet man Tabelle 2 vor allem unter
dem Aspekt „relative Luftfeuchtigkeit“,
so erkennt man, dass bis 80 % rF bei
fast allen Temperaturen der Wert „Taupunkt + 3°C“ noch knapp unter der Umgebungstemperatur liegt, d.h., das Bauteil darf noch minimal kühler sein als die
umgebende Luft. Bei 85 % rF aber haben
wir die kritische Grenze spätestens erreicht: der Sicherheitswert „Taupunkt
+ 3°C“ ist in allen praxisrelevanten Fällen
bereits etwas oberhalb der Lufttemperatur, unser Bauteil muss wärmer sein
als die Umgebung – wie auch immer!
Deshalb ist in vielen Merkblättern und
Ausführungsanweisungen die Grenze bei
80 oder max. 85 % rF festgeschrieben.
possible water vapour content increases as the temperature rises, the relative
humidity decreases as the temperature
rises. (Tab.1)
The dew point temperature [Tdp] is the
temperature at which the current water
vapour content in the air is at the maximum (= 100 % RH) and thus represents
a variable that is independent of the current temperature.
Beispiel
Bei 10°C Lufttemperatur kann die Luft maximal
9,4 g/m³ Wasserdampf (= 100 % rF) aufnehmen. In
diesem Fall bedeutet eine Luftfeuchtigkeit von 80 %,
dass 1 m³ Luft 80 % von 9,4 g Wasser enthält, also
9,4 g/m³ × 80 % = 7,5 g/m³. Sinkt die Lufttemperatur auf 8°C ab, können nur noch 8,3 g/m³ Wasser als
Wasserdampf aufgenommen werden. Bei einer unveränderten Wassermenge von 7,5 g/m³ bedeutet dies
einen Anstieg der Luftfeuchtigkeit von 80 % rF auf
90 % rF (8,3 g/m³ × 90% = 7,5 g/m³). Bei 6°C kann die
Luft nur noch 7,3 g/m³ Wasser aufnehmen. Ein Teil der
ursprünglichen Menge von 7,5 g/m³, nämlich 0,2 g/m³,
müssen als Flüssigwasser kondensieren.
Coating work in corrosion protection
Example
At an air temperature of 10°C the air can take up a
maximum of 9.4 g/m3 water vapour (= 100% RH).
In this case a humidity of 80% means that 1 m³ of air
contains 80% of 9.4 g water, i.e. 9.4 g/m³ × 80% =
7.5 g/m³. If the air temperature drops to 8 °C, only
8.3 g/m³ water can be taken up in the form of water
vapour. With an unchanged quantity of water of
7.5 g/m³ this means that the humidity rises from 80%
RH to 90% RH (8.3 g/m³ × 90% = 7.5 g/m³). At 6 °C
the air can take up only 7.3 g/m³ water. A part of the
original amount of 7.5 g/m³, namely 0.2 g/m³, must
condense as liquid water.
Raumlufttemperatur in ºC
Room air temperature in °C
Maximale Wassermenge in g, die
1 m3 Luft enthalten kann (= 100 % rF)
Maximum quantity of water in g that
1 m³ of air can contain (= 100 % RH)
– 10
–5
±0
+2
+4
+6
+8
+ 10 + 12
2,1
3,3
4,8
5,6
6,4
7,3
8,3
9,4
10,7
Raumlufttemperatur in ºC
Room air temperature in °C
+ 14 + 16 + 18 + 20 + 22 + 24 + 26 + 28 + 30
Maximale Wassermenge in g, die
1 m3 Luft enthalten kann (= 100 % rF)
Maximum quantity of water in g that
1 m³ of air can contain (= 100 % RH)
12,1
13,7
15,4
17,3
19,5 21,8 24,4 27,2 30,4
Tabelle 1 / Table 1
Lufttemp.
in °C
Air temp.
in °C
– 10
–5
Taupunkttemperaturen in °C bei einer relativen Luftfeuchte von /
Dew point temperatures in °C at a relative humidity of
45%
50%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
– 19
– 17,8 – 16,7 – 15,8 – 14,9 – 14,1 – 13,3 – 12,6 – 11,9 – 10,6
– 14,5 – 13,3 – 11,9 – 10,9 – 10,2 – 9,3
– 8,8
– 8,1
0
– 9,9
– 8,7
– 7,5
– 6,2
– 5,3
– 4,4
– 3,5
2
– 7,8
– 6,6
– 5,4
– 4,4
– 3,2
– 2,5
– 1,8
85%
90%
95%
– 10
– 7,7
– 6,5
– 5,8
– 2,8
–2
– 1,3
– 0,7
–1
– 0,3
0,5
1,2
4
– 6,1
– 4,9
– 3,7
– 2,6
– 1,8
– 0,9
– 0,1
0,8
1,6
2,4
3,2
6
– 4,5
– 3,1
– 2,1
– 1,1
– 0,1
0,9
1,9
2,7
3,6
4,5
5,4
8
– 2,7
– 1,6
– 0,4
0,7
1,8
2,8
3,8
4,8
5,7
6,5
7,3
10
– 1,3
0
1,3
2,5
3,7
4,8
5,8
6,8
7,7
8,5
9,3
15
3,1
4,7
6,1
7,4
8,5
9,6
10,7
11,7
12,6
13,5
14,4
20
7,7
9,3
10,7
12
13,2
14,4
15,5
16,5
17,4
18,4
19,2
25
12,2
13,8
15,4
16,7
18
19,1
20,2
21,4
22,3
23,3
24,2
30
16,8
18,4
20
21,4
23,7
23,9
25,1
26,1
27,2
28,2
29,1
40
25,8
27,7
29,2
30,8
32,2
33,5
34,7
35,9
37
38,1
39,1
Tabelle 2 / Table 2
Ausschnitt aus ZTV-ING – Teil 1 Allgemeines – Abschnitt 3 Prüfungen während der Ausführung
– Anhang A / Extract from ZTV-ING – part 1 general – chapter 3 tests during the execution
– appendix A
Temperaturen unter dem Gefrierpunkt
Einige Produkte aus unserer „Rapid
Serie“ können bei Oberflächen- und
Umgebungstemperaturen bis hinab zu
– 10°C verarbeitet werden. Die Luft enthält auch bei diesen tiefen Temperaturen
noch geringe Mengen Wasserdampf (s.
Tab. 1), der bei einer Unterschreitung des
Taupunktes auf der Oberfläche kondensieren kann. Da der kondensierte Wasserfilm sofort gefriert, muss das Bauteil
nicht einmal feucht wirken! Auch hier
gilt: die Oberflächentemperatur muss
mindestens 3°C über der Taupunkttemperatur der Umgebungsluft liegen.
C. Ackfeld, Marktfeldmanager Wind
The air that surrounds us contains
water vapour at every temperature and
not only above 100 °C. The amount of
water vapour that can be present in the
air depends on the air temperature: the
warmer the air, the more water vapour
it can contain. If moist air cools down, it
can bind less water vapour. The surplus
now condenses – as clouds, fog, dew,
etc. If the temperature falls below the
freezing point, a layer of frost or ice is
formed.
The relative humidity [% RH] indicates
how many percent of the maximum
water vapour content the air contains
at this moment. Since the maximum
This liquid water (example) settles as a
film of moisture on the surface and is
more visible on smooth surfaces than on
rough ones (e.g. concrete). Differences
in the formation of dew can also result
with components that have different
temperatures. Therefore a “safety margin” is compulsory: surfaces to be coated must have a temperature of at least
3 °C above the dew point. If the dew
point for the conditions specified in the
example (+10 °C and 80% RH) is taken
from Table 2, the value obtained for
Tdp is 6.8 °C. Components coated under
these conditions must have a temperature that is higher than the dew point by
a safety margin of at least 3 °C (DIN EN
ISO 12944 Part 7), i.e. 9.8 °C. The ambient temperature lies just above that and
is thus still practicable. If the air temperature drops during the processing to 8
°C, then the relative humidity increases
to 90 % RH, but the dew point remains
the same (it depends only on the absolute quantity of water in the air). This
means that our safety value, “dew point
+ 3 °C”, is still around 9.8°C (9.5 °C with
rounding differences in the table). However, the ambient temperature of 8 °C
now lies below that, so that the surface
can maintain the necessary temperature
only by heating or by stored heat.
If we regard Table 2 in particular under
the aspect of “relative humidity”, we can
see that at a relative humidity of up to
80 % the value “dew point + 3 °C” is
still just below the ambient temperature
at practically all temperatures; i.e. the
component may be very slightly cooler
than the air surrounding it. However, we
have reached the critical limit at the latest at 85 % RH: the safety value “dew
point + 3 °C” is already somewhat higher
than the air temperature in all practically
relevant cases; our component has to be
warmer than its surroundings – however
we do it! That is why the limit is fixed at
80 or max. 85 % RH in many data sheets
and instructions for use.
Temperatures below freezing point
Some products from our “Rapid Series”
can be applied at surface and ambient
temperatures down to -10 °C. Even at
these low temperatures the air still contains low amounts of water vapour (see
Table 1), which can condense on the surface if the temperature falls below the
dew point. Since the condensed water
film freezes immediately, the component does not even have to appear
wet! The same applies here: the surface
temperature must lie at least 3 °C above
the dew point temperature of the ambient air.
C. Ackfeld,
Market Field Manager Wind
WindNews 01 | 20137
Interview mit Herrn Dr. Küver
Der Leiter der Abteilung Mikrobiologie der MPA Bremen zum Thema Windenergie Offshore
Interview with Dr. Küver
The Head of the Department of Microbiology MPA Bremen about wind energy offshore
Die MPA Bremen ist die Amtliche Mate­
rial­prüfungsanstalt der Freien Hansestadt Bremen und gehört zur Stiftung
Institut für Werkstofftechnik. Sie
befasst sich mit der Werkstoff- und
Baustoffprüfung sowie der Schadens­
analytik.
Eine Abteilung der MPA Bremen beschäftigt sich mit der Mikrobiologie, da
Mikroorganismen wie zum Beispiel Bakterien Materialien nicht nur besiedeln
oder verändern, sondern auch zerstören
können.
Dr. rer. nat. Küver ist Leiter der Abteilung
Mikrobiologie und beantwortet uns Fragen zum Thema Windenergie Offshore.
Wird Ihrer Meinung nach das Thema
Mikrobiologisch Induzierte Korrosion
– kurz: MIC – zu wenig berücksichtigt?
Ja, das Thema wird bislang eindeutig zu
wenig berücksichtigt.
Was kann die MPA hinsichtlich der MIC
prüfen? Gibt es bereits Prüfungen für
die Sika?
Ja, u. a. auch durch die Initiative der
Sika wurde ein spezieller Test entwickelt. Dieser ist beliebig ausbaubar und
ermöglicht es uns, je nachdem welche
Mikroorganismen vorliegen, unterschiedliche Materialien und Anstriche/
Beschichtungen unter realistischen Laborbedingungen zu prüfen.
Woher kennen Sie die Sika?
Vor circa 6 bis 7 Jahren habe ich die Sika
durch Networking auf der Tagung des
Germanischen Lloyd in Hamburg kennen
gelernt. Später dann nahm ich mit der
Sika gemeinsame Forschungsvorhaben
auf. Die Zusammenarbeit begann mit
dem Thema Bewuchs und konkretisierte sich anschließend auf das Thema MIC.
Es besteht eine sehr konstruktive Kooperation und Kommunikation mit
Herrn Luipers und Herrn Petrikat.
Welche Standards zur Prüfung gegenüber mikrobiologischer Korrosion werden aktuell berücksichtigt, oder müssen solche Standards noch definiert
werden?
Es gibt aktuell keine Standards, beziehungsweise die wenigen vorhandenen
sind eher chemischer Natur. Es müssten
Standards definiert werden, die die Mikroorganismen einbeziehen.
Which standards are currently taken
into consideration when checking microbiological corrosion, or do such
standards still have to be defined?
There are currently no standards, or
rather the few that do exist are more
of a chemical nature. Standards would
have to be defined that include the microorganisms. In the process a specification of the bacteria is required, since the
type of bacteria affects the corrosion in
a very different way.
aber aus, um die Stabilität des Bauwerks
(Spundwand, Windkraftanlage etc.) in
Frage zu stellen.
Könnte das Risiko der MIC innerhalb
der Gründungsstrukturen (Monopiles)
durch eine von Ihnen geprüfte und frei
gegebene organische Beschichtung minimiert werden?
Ja, denn ich würde überall einen aktiven
Korrosionsschutz (KKS-Anlage) oder zumindest einen passiven kathodischen
Korrosionsschutz vorschlagen und eine
taugliche Beschichtung einbauen. Dieser Korrosionsschutz wirkt aber nur in
Anwesenheit von Sauerstoff. Während
eines Vortrags in Bremerhaven wurde
ich wegen meiner Aussage angegangen, dass es im Inneren der Strukturen
Probleme mit MIC geben wird und dass
diese nicht durch das Hineinhängen einer
Anode zu lösen seien, da sich dort in Abwesenheit von Sauerstoff andere chemische Reaktionen bilden. Hier könnte
eine Beschichtung schon einen gewaltigen Unterschied machen und vermutlich
die Korrosionsprobleme beseitigen.
Es wäre aber dennoch nötig, genau zu
untersuchen, was in den Innenräumen
stattfindet. Welche Mikroorganismen
kommen dort vor und was bewirken sie?
Vieles zu dem Thema ist momentan
wohl eher etwas spekulativ. Die Schäden
sind aber da und werden auch in Zukunft
kommen, da diese Aspekte in den bisherigen Planungen nicht berücksichtigt
wurden.
Welche Korrosionsgefahren sehen Sie
aus biologischer Sicht?
Ich sehe eine große Korrosionsgefahr
im Innenbereich, da sulfatreduzierende Mikroorganismen gerade dort ideale Bedingungen haben. Gleiches gilt für
Bereiche, die durch Muschel- oder Austernbewuchs verändert sind oder den
Sedimentbereich. Sauerstoff ist auf der
Materialoberfläche nicht vorhanden.
Hier werden KKS-Anlagen oder Opfer­
anoden keine Wirkung haben, da die
Chemie komplett anders ist. Die Bedingungen für sulfatreduzierende Bakterien sind auch hier besonders günstig.
Herr Dr. Küver, wir danken Ihnen herzlich für Ihre Auskunft und hoffen weiterhin auf eine gute Zusammenarbeit.
A. Petrikat,
Marktfeldmanager Stahlwasserbau
The MPA Bremen is the official Materials Testing Institute (MPA) of the Free
Hanseatic City of Bremen and belongs
to the Foundation Institute of Materials
Science. It is concerned with the testing
of materials and building materials as
well as damage analytics. One department of the MPA Bremen deals with
microbiology, since microorganisms can
not only colonise or change materials,
they can also destroy them. Dr. rer. nat.
Küver is head of the department of microbiology and answers our questions on
the topic of offshore wind energy.
In your opinion, is too little attention
being given to the topic of microbiologically induced corrosion, or MIC for short?
Yes, up to now there has clearly been
too little attention paid to the topic.
What can the MPA test with regard to
MIC? Have any tests already been carried out for Sika?
Yes, among other things a special test
was developed at the instigation of
Sika. This can be extended as desired
and enables us, depending on which microorganisms are present, to test different materials and paints or coatings
under realistic laboratory conditions.
How did you get to know Sika?
I got to know Sika through networking
at the conference of the Germanic Lloyd
in Hamburg about 6 or 7 years ago. Later
on I took up joint research projects with
Sika. The cooperation started with the
topic of vegetation and subsequently
substantiated itself in the subject of
MIC. The cooperation and communication with Mr. Luipers and Mr. Petrikat is
very constructive.
Dabei ist eine Spezifizierung der Bakterien erforderlich, da die Art des Bakteriums sich sehr unterschiedlich auf die
Korrosion auswirkt.
Welche technischen Möglichkeiten gibt
es, Beschichtungssysteme auf deren
MIC-Beständigkeit hin zu überprüfen?
Die technischen Bedingungen müssen
stimmen, d. h. die Rahmenbedingungen müssen der realen Situation vor Ort
nachempfunden werden. Wir können
natürlich nur in einem bestimmten Zeitintervall testen und Hochrechnungen
sind grundsätzlich schwierig. Auslagerungsversuche sind daher immer noch
zusätzlich sinnvoll. Wichtig ist aber auch
zu wissen, dass MIC nicht auf der gesamten Fläche auftritt, sondern nur in
bestimmten „hot spots“. Diese reichen
What technical possibilities exist to
check coating systems for their MIC
resistance?
The technical conditions must be right,
that is to say the boundary conditions
must simulate the real on-site situation.
Of course we can only test at certain
time intervals and extrapolations are
in principle difficult. Ageing tests are
therefore still useful in addition. How­
ever, it is also important to know that
MIC does not occur over the entire surface, but only in certain “hot spots”.
These are sufficient, however, to call the
stability of the structure (sheet steel
pile, wind turbine, etc.) into question.
Could the risk of MIC within the foundation structures (monopiles) be minimised by an organic coating tested and
approved by you?
Yes, because I would suggest active corrosion protection everywhere (cathodic
corrosion protection system) or at least
passive cathodic corrosion protection
and would install a suitable coating. This
corrosion protection only works in the
presence of oxygen, however. During a
lecture in Bremerhaven I was tackled because of my statement that there will
be problems with MIC inside the structures and that these cannot be solved
by hanging an anode inside, since other
chemical reactions take place there in
the absence of oxygen. A coating could
make an enormous difference here and
would probably eliminate the corrosion
problems. However, it would nevertheless be necessary to investigate precisely what takes place in the interiors.
Which microorganisms occur there and
what is their effect? Much about this
topic is probably a little speculative at
present. The damage is there, however,
and will also come in the future, because
these aspects were not considered in
previous planning.
What corrosion dangers do you see
from a biological point of view?
I see a big danger of corrosion in the interior area, since it is particularly there
that sulphate-reducing microorganisms
find ideal conditions. The same applies
to areas that have been changed by the
growth of mussels or oysters, or the
sediment area. There is no oxygen on
the material surface. Cathodic corrosion
protection systems or sacrificial anodes
have no effect here, because the chemistry is completely different. The conditions for sulphate-reducing bacteria are
also particularly favourable here.
Versuchsanlage MPA Bremen / Testing equipment MPA Bremen
Dr. Küver, thank you very much for
your information.
A. Petrikat,
Market Field Manager
Hydraulic Steel Construction
8
WindNews 01 | 2013
Sicher – wirtschaftlich – umweltschonend
Korrosionsschutz von Windenergieanlagen
Safe – economic – environmentally friendly
Corrosion protection of wind turbines
Die Sika Deutschland GmbH ist einer
der weltweit führenden Hersteller von
bauchemischen Produktsystemen und
industriellen Dicht- und Klebstoffen mit
einer weltweiten Präsenz in 77 Ländern
und insgesamt ca. 15.200 Mitarbeitern.
Die Beschichtungsstoffe für den schweren Korrosionsschutz werden unter
strenger Einhaltung aller deutschen und
europäischen Gesetze und Vorschriften
an den Standorten Stuttgart und Vaihingen/Enz hergestellt.
Planung des Korrosionsschutzes
Windenergieanlagen sind durch Sturm,
Hagel, Schnee, Regen, UV-Strahlen
und feuchte, sowie salzhaltige und
verschmutzte Luft starken atmosphärischen Belastungen ausgesetzt. Dabei
sind diese Anlagen für eine Standzeit
von 20 bis 30 Jahren ausgelegt. Reparaturarbeiten sind bereits an Land sehr
kostenintensiv und können auf See (offshore) bis zu einem Kostenfaktor von
100 steigen. Deshalb ist auch die Qualität und Auswahl einer leistungsfähigen
Korrosionsschutz-Beschichtung für alle
Stahl- und Gussbauteile, wie z. B. Turmsegmente, Maschinenteile, Wellen und
Naben, außerordentlich wichtig.
Als Deutschlands führender Hersteller
von Beschichtungsstoffen für den Korrosions- und Objektschutz ist Sika dafür
der richtige Partner. Je nach Aufstellungsort der Windenergieanlagen (on­
shore, nearshore und offshore) bietet
Sika mit den SikaCor® und Sika® Permacor® Produkten bewährte Systemlösungen an. Neben der fachlichen Beratung
durch Sika werden die Planer und Ingenieure bei der Klassifizierung des erforderlichen Korrosionsschutzes durch Regelwerke, Normen und Spezifikationen
unterstützt. Als wesentliche Norm gilt
die DIN EN ISO 12944 „Korrosionsschutz
von Stahlbauten durch Beschichtungssysteme“. In Teil 2 dieser Norm werden
die Umgebungsbedingungen in Korrosivitätskategorien eingeteilt.
Korrosionsschutz-Systeme für Windenergieanlagen sollten für die hochbelasteten Turmaußenflächen einer Korrosivitätskategorie C5-M oder C5-I mit
erwarteter Schutzdauer „hoch“ entsprechen. Bei den mit Kondenswasser belasteten Turminnenflächen genügen in der
Regel Systeme der Kategorien C4 oder
C3, Schutzdauer „hoch“.
Speziell für den Korrosionsschutz von
Offshore Windenergieanlagen hat sich
zusätzlich ein norwegischer Standard
aus der Petrochemie für Bohrinseln
durchgesetzt. Der NORSOK STANDARD
M-501 beschreibt Mindestanforderungen und Prüfkriterien für Beschichtungssysteme im Über- und Unterwasserbereich, sowie in der Wasserwechsel- und Spritzwasserzone.
Ausführung der Korrosionsschutz­
arbeiten
Neben der Auswahl eines leistungsfähigen Beschichtungsstoffes ist die
Durchführung der Beschichtungsarbei-
tems for the highly-stressed exterior
surfaces of the towers of wind turbines
should correspond to a corrosivity category C5-M or C5-I with the expected
protection duration ‘high’. In the case of
the inner surfaces of the towers, which
are exposed to condensed water, systems of the categories C4 or C3 with
protection duration ‘high’ are usually
adequate.
INDUSTRIAL COATINGS – Our Specialists for
Key Account Management Wind
Head of KAM
Dieter Bauer
KAM Offshore
Hydraulic Steel
Structures
Stefan Luipers
KAM Onshore
Matthias Winkler
KAM Offshore
Maritime
Roland Jonas
Technical Support
Market Field
Manager Wind
Claus Ackfeld
Market Field
Manager Hydraulic
Steel Structures
Axel Petrikat
ten sowie die Kontrolle und Dokumentation ein entscheidender Faktor für
die Haltbarkeit und Schutzdauer der
Korrosionsschutzbeschichtung. Sika hat
zertifizierte Paint-Inspektoren, die bei
solchen Großprojekten das Beschichtungspersonal beraten, unterstützen
und, wenn notwendig, auch trainieren.
Dies soll gewährleisten, dass die Arbeiten nach dem Stand der Technik und den
Vorgaben aus Spezifikationen, Normen
und Produktdatenblättern gewissenhaft durchgeführt werden.
Application Specialist
Thomas Krug
Application Specialist
Kay Fischer
In particular for the corrosion protection
of offshore wind turbines, a Norwegian
standard from the field of petrochemicals for drilling platforms has additionally become generally accepted. The
NORSOK STANDARD M-501 describes
minimum requirements and test criteria
for coating systems in the above-water
and underwater areas, as well as in the
tidal and splash-water zone.
Execution of the corrosion protection
work
Sika Deutschland GmbH is one the
world’s leading manufacturers of building chemical product systems as well as
industrial sealants and adhesives with
a worldwide presence in 77 countries
and a total of about 15,200 employees.
The coating materials for heavy-duty
corrosion protection are manufactured
in strict compliance with all German
and European laws and regulations at
the sites in Stuttgart and Vaihingen/
Enz.
In addition to the selection of a highperformance coating material, the execution of the coating work as well as
the checking and documentation are
decisive factors for the durability and
protection duration of the anti-corrosion coating. Sika has certified paint
inspectors who advise, support and, if
necessary, also train the coating personnel in such large-scale projects. This
is intended to ensure that the work is
carried out conscientiously in accordance with the state of the art and the
stipulations contained in specifications,
standards and product data sheets.
Planning of the corrosion protection
Cost effectiveness
Wind turbines are exposed to strong
atmospheric stresses due to storm,
hail, snow, rain and UV radiation as well
as salty and contaminated air. These
plants are designed for a service life
of 20 to 30 years. Onshore repair work
is already very cost-intensive and can
increase at sea (offshore) up to a cost
factor of 100. Therefore, the quality
and selection of an efficient anti-corrosion coating for all steel and cast iron
components such as tower segments,
machine parts, shafts and hubs is also
extraordinarily important.
In economical considerations, special attention is to be paid to the
consumption and the application
benefits in addition to the material price. Sika supplies quick-hardening systems that shorten the ­coating
process and the delivery times of
the plants and can thus save costs.
Spraying losses and considerable overconsumption are reduced by the optimal adjustment of material and equipment as well as by the training of the
personnel. Sika’s know-how, experience
and support make a significant contribution to this.
Wirtschaftlichkeit
Bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen
sind neben dem Materialpreis der Verbrauch und die ­
Verarbeitungsvorteile
besonders zu beachten. Sika liefert
schnellhärtende Systeme, die den Beschichtungsprozess und die Lieferzeiten
der Anlagen verkürzen und somit Kosten
einsparen können. Spritzverluste und erhebliche Mehrverbräuche werden durch
eine optimale Einstellung von Material
und Equipment sowie durch Schulung
des Personals reduziert. Know-How, Erfahrung und Unterstützung von Sika leisten hierzu einen wesentlichen Beitrag.
Umweltschutz
Im Sinne des Umweltschutzes sollte
bei der Auswahl der KorrosionsschutzBeschichtung auch auf die Emission von
flüchtigen organischen Komponenten
(sogenannter VOC) in den Produktionsstätten geachtet werden. Nach der
Lösemittelrichtlinie 31.BImSchV sind in
großen Beschichtungsbetrieben Grenzwerte einzuhalten, die entweder kostspielige Abluftreinigungsanlagen oder
den Einsatz lösemittelreduzierter Systeme erfordern. Die Sika-Systemaufbauten, mit extrem geringen Lösemittelanteilen, unterschreiten die Grenzwerte
deutlich und sorgen für eine günstige
Jahres-Lösemittelbilanz der Verarbeiter.
D. Bauer, Head of KAM
As Germany’s leading manufacturer of
coating materials for corrosion and object protection, Sika is the right partner for that. Sika offers proven system
solutions with its SikaCor® and Sika®
Permacor® products, depending on the
installation site of the wind turbine (onshore, nearshore and offshore). Apart
from giving technical advice, Sika also
supports the planners and engineers in
the classification of the required corrosion protection by regulations, standards and specifications.
The major standard is DIN EN ISO 12944
‘Corrosion protection of steel structures
by protective paint systems’. In part
2 of this standard the environmental
conditions are classified into corrosivity
categories. Corrosion protection sys-
Environmental protection
In the sense of environmental protection, emissions of volatile organic
components (so-called VOCs) in the
production facilities should also be considered when selecting the anti-corrosion ­coating. According to the German
solvent directive 31.BImSchV, limit values are to be adhered to in large ­coating
plants that require either expensive
exhaust air purification systems or the
use of systems with reduced solvent
contents. The Sika systems with extremely low solvent concentrations fall
well below the limit values and provide
for a favourable annual solvent balance
of the processing plants.
D. Bauer, Head of KAM
WindNews 01 | 20139
Das erste neue Tor der Kaiserschleuse steht wie eine Eins!
2200 Tonnen Stahl von der Waagerechten problemlos in die Senkrechte gedreht
The first new gate of the Kaiser lock is standing upright!
2200 tonnes of steel turned from the horizontal to the vertical without problems
Am 23. August 1897 passierte der neue
Doppelschraubendampfer Bremen des
Norddeutschen Lloyd (NDL) als erstes
transatlantisches Schiff die Kammer
der gerade neu erbauten Kaiserschleuse
in Bremerhaven. Heute wird die Kaiserschleuse so ausgebaut, dass die weit
über 200 m langen Schiffe die Kajen
wieder gleichzeitig über zwei große
Schleusen (die andere ist übrigens die
Nordschleuse) erreichen können, damit
Bremerhaven auch künftig Europas führende Automobildrehscheibe bleibt.
Bremerhaven took about five days. Not
self-floating as usual, but lying on their
side on a special pontoon. This placed a
particularly high load on the completely
finished coating of the gates. After all, a
weight of 2,200 tonnes had to lie on the
coating structure, which was composed
of a 50-µm primer of SikaCor® Zinc R
plus 2 × 250-μm of SikaCor® SW-500.
The preliminary investigations have
been confirmed and the first gate of the
new Kaiser lock is standing perfectly.
It took almost 16 hours to move 2,200
tonnes of steel from the horizontal into
the vertical position. The steel carcass
is now moored in the Kaiser Harbour to
be equipped with all the hydraulic and
electronics components. “It all ran like
clockwork”, said a relieved Dr. Stefan
Woltering, boss of the Bremenports
port company and thus responsible for
the building of the lock.
Wie vor mehr als 100 Jahren, kommt
auch heute modernste Technologie zum
Einsatz: innovative Hubschiebetore, die
die Vorteile eines Schiebe- mit denen
eines Hubtores vereinen. Die neue, leistungsfähigere Schleusenkammer wird
305 Meter lang, 55 Meter breit und
13 Meter tief sein. Aktuell ist sie mit
einem Investitionsvolumen von rund
233 Millionen Euro das größte Schleusenbauprojekt Europas und wurde 2011
fertig gestellt.
Die Tore wurden 2009 in einer Danziger
Werft gebaut und beschichtet. Deren
Transport über die Ostsee, durch den
Nord-Ostseekanal und dann die Weser
hinauf nach Bremerhaven dauerte ungefähr fünf Tage. Nicht wie üblich selbstschwimmend, sondern auf der Seite liegend auf einem speziellen Ponton. Eine
besondere Belastung für die komplett
fertig gestellte Beschichtung der Tore.
Es handelt sich immerhin um 2.200 Tonnen, die auf dem Beschichtungsaufbau
aus SikaCor® Zinc R 50 μm + 2 × 250 μm
SikaCor® SW-500 liegen müssen.
Die Untersuchungen im Vorfeld haben
sich bestätigt und das erste Tor der
neuen Kaiserschleuse steht einwandfrei.
Es hat knapp 16 Stunden gedauert um
2200 Tonnen Stahl aus der Waagerechte in die Senkrechte zu befördern. Nun
ist der stählerne Rohbau zur Ausrüstung
mit allen Hydraulik- und Elektronikbauteilen im Kaiserhafen vertäut. „Das
hat alles geklappt wie am Schnürchen“,
sagte Dr. Stefan Woltering, Chef der Hafengesellschaft Bremenports und damit
für den Schleusenbau verantwortlich,
dem der berühmte Stein vom Herzen fiel.
Für die Beschäftigten der Arbeitsgemeinschaft (Arge) Kaiserschleuse begann Ende Oktober um sechs Uhr früh
ein langer Samstag. Am Tag zuvor hatten sie den stählernen Koloss in Empfang genommen, nun sollte er schwimmen lernen. Für viele Zaungäste, die das
Spektakel aus sicherer Distanz verfolgten, tat sich zunächst nichts Sichtbares.
Man musste schon direkt an der Baustelle stehen, um die Veränderungen zu
bemerken. Dort ging es jedoch zu wie im
Taubenschlag.
Der Riese lag auf seinem Ponton mit
dem er aus Danzig angekommen war
und wurde durch drei Schlepper gesichert. Fixiert wurde das 57 Meter lange,
22 Meter hohe und 9,5 Meter tiefe
Stahlbauwerk durch starke Trossen am
Schwimmkran Enak. Techniker hantierten mit Laptops und Funkgeräten. Computerberechnungen über das anstehen-
de Manöver und Wetterdaten wurden
ausgetauscht.
„Beim ersten Tor ist es besonders spannend“, meinte Gerald Giegerich, Baustellenleiter der Arge. Insgesamt erwartete
er drei Tore für das Schleusenbauwerk.
Das Zweite folgte im November 2009,
das Dritte im anschließenden Jahr. Alle
kosten voll ausgerüstet zusammen
40 Millionen Euro.
Schon bevor der Schleppzug eingetroffen war, ist der Bauplatz vorbereitet
worden. Ein Schwimmbagger hat den
Hafenbereich auf 12 Meter Wassertiefe
plangezogen um die für das Aufstellen
des Schleusentores in der Mitte des Beckens benötigten 10,80 Meter sicher zu
stellen.
Bevor das Manöver begann, musste der
Ponton abgesenkt werden. Allerdings
dauerte dies länger als geplant. „Wir
hatten keine Probleme, wir wollten nur
auf Nummer sicher gehen“, sagte Dr.
Woltering. Erst gegen 19 Uhr war es
dann soweit, dass Enak das Tor von der
Kajenkante wegziehen konnte.
­ alance
Um es aufzustellen, musste die B
mit Ballast verändert werden. Im oberen Bereich des Tors sorgten zwölf
Kunststoffsäcke, die mit Wasser gefüllt
waren, für Stabilität. Hingegen im unteren Bereich erfüllten Ballons, die mit
Luft befüllt werden konnten, diese Aufgabe. Durch wechselseitiges Ablassen
wurde der Schwerpunkt kontinuierlich
verändert, bis das Tor stand.
B. Rößner, Marketing Services
On 23 August 1897 the new twin-screw
steamer Bremen belonging to the Norddeutscher Lloyd line (NDL) was the first
transatlantic ship to pass through the
newly built Kaiser lock in Bremerhaven.
Today the Kaiser lock is being extended
so that ships far in excess of 200 m in
length can reach the quays at the same
time via two large locks (the other one is
the north lock by the way), ensuring that
Bremerhaven remains Europe’s leading
automobile hub in future.
As it was the case more than 100 years
ago, state-of-the-art technology is used
today: innovative lifting/sliding gates
that unite the advantages of a sliding
gate with those of a lifting gate. The
new, more efficient lock chamber will be
305 metres long, 55 metres wide and 13
metres deep. It is currently the largest
lock construction project in Europe with
an investment volume of around 233
million Euros and was completed in 2011.
The gates were built and coated in a
shipyard in Danzig in 2009. Their transport over the Baltic Sea, through the
Kiel Canal and then up the Weser to
A long Saturday began at six in the
morning in late October for the employees of the Kaiser Lock consortium. The
day before they had taken delivery of
the steel colossus; now it had to learn
to swim. For many onlookers, who followed the spectacle from a distance,
nothing visible happened at first. You
had to be at the building site itself to
notice any change. There it was like all
hell let loose. The giant lay on its pontoon with which it had arrived from Danzig and was secured by three tugboats.
The 57-metre-long, 22-metre-high and
9.5-metre-deep steel structure was
fixed by strong hawsers to the floating crane Enak. Technicians were busy
with laptops and walkie-talkies. Computer calculations for the impending
manoeuvre and weather data were
­
exchanged. “It’s always particularly exciting with the first gate”, said Gerald
Giegerich, the consortium’s building site
supervisor. Altogether he was expecting
three gates for the lock construction.
The second followed in November 2009,
the third in the following year. Together
and fully equipped they cost a total of
40 million euros.
The building site had already been prepared even before the train of barges arrived. A floating dredger had smoothed
out the harbour area to a water depth of
12 metres in order to ensure the 10.80
metres required for the erection of the
lock gate in the middle of the basin.
The pontoon had to be lowered before
the manoeuvre could start. ­However,
this took longer than planned. “We
didn’t have any problems, we just wanted to be on the safe side”, said Dr. Woltering. It wasn’t until around 7 pm that
Enak was able to pull the gate away
from the edge of the quay.
In order to erect it the balance had to
be changed with ballast. Twelve plastic
sacks filled with water ensured stability in the upper area of the gate. In the
lower area, conversely, this task was
performed by balloons that could be
filled with air. By means of alternate discharging, the centre of gravity was continuously changed until the gate stood
upright. B. Rößner, Marketing Services
10
WindNews 01 | 2013
10 Jahre Forschungsplattform FINO 1
Das Aushängeschild für bewährten Korrosionsschutz im Offshore-Bereich
10 years of the FINO 1 research platform
The figurehead for proven corrosion protection in the offshore sector
Um Erkenntnisse über die Bedingungen
für Windenergienutzung auf See zu erlangen wurde mit der Inbetriebnahme
der 45 Kilometer nördlich von Borkum
liegenden Forschungsplattform FINO 1
vor genau 10 Jahren ein wichtiger Schritt
in diese Richtung getan. Bereits 2004
berichteten wir in der ersten Ausgabe
der KorroNews über die unmittelbar in
der Nähe des ersten deutschen Offshore-Windparks Alpha Ventus gelegene Plattform.
Korrosionsschutz im Offshore-Bereich
Aufgrund der hohen Investitionskosten
müssen die Beschichtungssysteme die
Stahlkonstruktionen der Offshore-Anlagen mindestens 20 Jahre und länger
vor Korrosionsschäden schützen. Reparaturarbeiten sind bereits an Land sehr
kostenintensiv und können auf See bis
zu einem Kostenfaktor von 100 steigen.
Kosteneffizientes und langlebiges Wirtschaften formt demnach die Basis des
Handelns. Unter diesen Gesichtspunkten nimmt der Korrosionsschutz eine
wichtige Rolle ein und erfordert einen
umfangreichen Anforderungskatalog
bei Offshore-Anlagen. Weder Salzwasser noch Wind, Wellen, Regen, Bewuchs,
Eis, Treibgut, Sand oder die Strömung
dürfen dem Beschichtungssystem
etwas anhaben. Korrosionsschutzbeschichtungen müssen unterschiedlichsten Belastungen wie Dauerwasser,
Wasserwechsel- und Spritzwasser in
Meeresatmosphäre, extremen Temperaturschwankungen, starker UV-Einwirkung oder permanenter, mechanischer
Schädigung und Abrieb standhalten.
Korrosionsschutz der Forschungsplattform FINO 1
Die gesamte Stahlkonstruktion wurde
im Vorbereitungsgrad Sa 2 ½ gestrahlt
und anschließend im Airlessverfahren
beschichtet. Sehr stark belastete Teilflächen erhielten eine Gesamtschicht­
dicke von bis zu 580 μm.
Als Grundierung wurde das Produkt
SikaCor® Zinc R gewählt. Es handelt
sich dabei um eine schnelltrocknende,
wasserbeständige Zinkstaub-Grundbeschichtung, die sich besonders für
mechanisch hoch beanspruchte Teile
im schweren Korrosionsschutz eignet.
Zinkstaub wirkt als Kathodenschutz und
bildet unlösliche Deckschichten.
Im Bereich der stark beanspruchten
Wasserwechselzone und im Unterwasserbereich wurde das sehr robuste Beschichtungssystem SikaCor® SW-500
gewählt. Dieses Material hat sich im
Stahlwasserbau über viele Jahre hervorragend bewährt, ist geprüft nach
Norsok M-501, GL-zertifiziert, BAW-zugelassen, ein- oder mehrschichtig verarbeitbar, sehr abriebfest und dazu noch
lösemittelfrei.
Die obere Jacketkonstruktion, die Spritzwasserzone, ist beschichtet mit dem
ebenfalls BAW-zugelassenen System
Sika® Poxicolor® SW. Man entschied sich
zusätzlich für die UV-beständige Polyurethandeckbeschichtung SikaCor® EG-5,
da in diesem Bereich die Optik auch eine
wichtige Rolle spielt. Die Gesamtschichtdicke für die obere Jacketkonstruktion
beträgt 540 μm. Der eigentliche Messmast erhielt eine Beschichtung nach
DIN EN ISO 12944-2, mit der höchsten
atmosphärischen Belastungskategorie
C5-M hoch. Es handelt sich hier um einen
4-fach-Aufbau mit dem SikaCor® EGSystem in einer Gesamtschichtdicke von
320 μm. Die Deckbeschichtung wurde in
den Verkehrsfarbtönen RAL 2009 und
RAL 9016, im Farbwechsel alle 6 m, ausgeführt.
In order to gain knowledge about the
conditions for wind power utilisation at
sea, an important step was taken in this
direction precisely ten years ago by the
commissioning of the FINO 1 research
platform 45 kilometres north of Borkum. As long ago as 2004 we reported in the 1st edition of the KorroNews
on the platform, which is located in the
immediate vicinity of Alpha Ventus, the
first German offshore wind farm.
Auf der Plattform und dem Helideck
wurde ein Dünnbelag gemäß ZTV-RHDST ausgewählt. Das SikaCor® Elasto­
mastic TF kam mit einer Gesamtschichtdicke von 6 mm zum Einsatz. Da auch
hier der Wunsch vorlag, die Fläche farbig
zu gestalten, wurde eine zusätzliche
Deckbeschichtung mit SikaCor® EG-5
ausgeführt. Für die Unterseite der Plattform und des Helidecks wurde das gleiche System wie bei der oberen Jacketkonstruktion gewählt. Die Schichtdicke
beträgt in diesem Fall 440 μm.
Due to the high investment costs, the
coating systems must protect the steel
structures of the offshore installations
for at least 20 years and longer against
corrosion damage. Onshore repair work
is already very cost-intensive and can increase at sea up to a cost factor of 100.
Cost-efficient and durable housekeeping
is therefore the basis for action. Under
these criteria corrosion protection takes
on an important role and necessitates
an extensive requirement catalogue
for offshore installations. Neither sea­
water nor wind, waves, rain, vegetation,
ice, floating refuse, sand or the current
may have any effect on the coating system. The anti-corrosion coatings must
withstand the widest variety of stresses such as permanent water, tides and
spray water in a maritime atmosphere,
extreme temperature fluctuations,
strong UV effects or permanent mechanical damage and abrasion.
Begutachtung des Korrosionsschutzes
an der Forschungsplattform FINO 1,
nach 10 Jahren:
Als Sachverständiger und Gutachter für
Korrosionsschutz führte die Firma Helmut Müller GmbH am 09.02.2013 eine
Zustandsfeststellung der gesamten
Korrosionsschutzbeschichtung auf der
Forschungsplattform durch. Im Zuge der
Ortsbegehung wurde der Ist-Zustand
der Korrosionsschutzbeschichtung nach
einer Belastungszeit > 10 Jahre festgestellt und dokumentiert. Des Weiteren
erfolgte eine Schichtdickenmessung im
magnetinduktiven Verfahren sowie eine
Ermittlung des Glanzgrades nach DIN EN
ISO 2813 in einem Winkel von 60°.
Die Stellungnahme von Herrn Helmut
Müller (öffentlich bestellter und vereidigter Sachverständiger für Korrosionsschutz) unterstreicht das hohe Leistungsniveau unseres Produktportfolios.
Corrosion protection in the offshore
sector
Corrosion protection of the FINO 1
r­ esearch platform
The entire steel structure was sandblasted in the preparation grade Sa 2 ½
and coated afterwards using the airless
method. Partial surfaces that are subject to very high stresses were given a
total coating thickness of up to 580 μm.
The primer chosen was SikaCor® Zinc R.
This is a quick drying, water-resistant
zinc dust primer, which is particularly suitable for the heavy-duty corrosion protection of mechanically highly
stressed parts. Zinc dust acts as cathodic protection and forms insoluble
top coats.
The very robust SikaCor® SW-500 coating system was selected for the highly
stressed tidal zone and the underwater area. This material has successfully
proven itself in hydraulic steel construction over a period of many years; it is
tested to Norsok M-501, GL-certified,
BAW-approved, can be applied in one or
several coats, is very resistant to abrasion and on top of that solvent-free.
The upper Jacket construction, the
splash-­water zone, is coated with the
similarly BAW-approved Sika® Poxicolor® SW system. The SikaCor® EG-5
UV-resistant polyurethane top coat was
also chosen, since the appearance also
plays an important part in this area. The
total coating thickness for the upper
jacket construction is 540 μm.
The actual measuring mast was given a
coating in accordance with DIN EN ISO
12944-2, with the highest atmospheric load category, C5-M high. This is a
4-layer structure with the SikaCor® EG
System with a total coating thickness of
320 μm. The top coat was applied in the
traffic colours RAL 2009 and RAL 9016,
the colours alternating every 6 m.
A covering based on a two component
resin in accordance with ZTV-RHD-ST
was selected for the platform and the
helicopter deck.
SikaCor® Elastomastic TF was used with
a total coating thickness of 6 mm. Since
there was also a request that this area
should be finished in colour, an additional top coat of SikaCor® EG-5 was applied.
For the underside of the platform and
the helicopter deck the same system
was selected as for the upper jacket
construction. The layer thickness in this
case is 440 μm.
Assessment of the corrosion
­ rotection at the FINO 1 research
p
platform after 10 years:
As an expert and surveyor for corrosion
protection, Helmut Müller GmbH carried
out a determination of the condition of
the entire anti-corrosion coating on the
research platform on 9 February 2013.
WindNews 01 | 201311
Die gesamte geprüfte und begutachtete Korrosionsschutzbeschichtung zeigte
keinerlei system- oder materialbedingte
Schäden. Durch diesen
10-jährigen Praxis-Eignungsnachweis erlangt
die Referenz FINO 1,
als eines der ersten
und damit ältesten
deutschen Objekte
im Bereich OffshoreWindenergie, eine
a u­ß e r o r d e n t l i c h e
Relevanz. Die Forschungsplat t form
stellt einen Meilenstein für gegenwärtige und zukünftige
Entwicklungen im
Korrosionsschutz
dar. Damit ist die Forschungsplattform
FINO 1 auch ein Aushängeschild für qualitativen, wirtschaftlichen und zuverlässigen Korro­sionsschutz im OffshoreBereich.
Die Sika Deutschland GmbH ist seit vielen Jahren ein verlässlicher Partner bei
namhaften Herstellern von Windenergieanlagen. Prüfzertifikate neutraler Institute bestätigen die Erfüllung
der Anforderungen
aus allen genannten
Normen und Regelwerken beim Einsatz
der SikaCor® und
Sika® Permacor® Systemaufbauten.
Weitere Informa­tio­nen
und Details zur Begutachtung sind der Stellungnahme BU 13-001073 vom 26.02.2013
unter folgendem Link zu
entnehmen:
http://industrialcoatings.sika.com/de/
solutions_products/Korrosionsschutz/
Anwendungsgebiete_Korrosionsschutz/
Energieversorgung.html S. Walz,
Marketing Services
In the course of the on-site inspection
the actual condition of the anti-corrosion coating following a stress period of
over ten years was determined and documented. Furthermore the layer thickness was measured using the magneticinductive method and the degree of
gloss was determined at an angle of 60°
according to DIN EN ISO 2813.
The statement from Mr. Helmut Müller
(publicly appointed and sworn expert
for corrosion protection) underlines the
high performance level of our product
portfolio. The entire anti-corrosion coating inspected and assessed exhibited
no system or material-related damage
whatsoever.
Due to this 10-year practical suitability
verification the FINO 1 reference, as one
of the first and therefore one of the oldest German objects in the offshore wind
power sector, has attained an extraordinary relevance.
The research platform represents a
milestone in the present and future development of corrosion protection. The
FINO 1 research platform is thus also a
figurehead for qualitative, economic and
reliable corrosion protection in the offshore sector.
Sika Deutschland GmbH has been a reliable partner to well-known manufacturers of wind turbines for many years.
Test certificates from neutral institutes
confirm the fulfilment of the requirements from all the standards and regulations mentioned when using the systems SikaCor® and Sika® Permacor®.
Further information and details of
the expert’s report can be found in
the statement BU 13-001-073 of
26/02/2013 via the following link:
http://industrialcoatings.sika.com/de/
solutions_products/Korrosionsschutz/
Anwendungsgebiete_Korrosionsschutz/
Energieversorgung.html
S. Walz,
Marketing Services
Auch offshore immer für Sie da –
das SikaWindServiceTeam
Always there for you, even offshore –
the SikaWindServiceTeam
Offshore stellen sich all jene Anforderungen, die bei Windenergieanlagen
existieren, in potenzierter bzw. schwierigerer Form dar. Erreichbarkeit der Objekte, hohe Windbelastung, niedrige
Temperaturen, Wasserberührung etc.
stellen sowohl an Windenergieanlagen
selbst als auch an die Instandhaltungund somit an den Menschen – sehr hohe
Anforderungen. Auch und vor allem an
die dort verarbeiteten Materialien werden hohe Ansprüche gestellt – sie müssen gut transportierbar, in der Anwendung leicht zu handhaben und schnell in
der Trocknung sein.
Grundvoraussetzung für das Arbeiten
auf hoher See ist allerdings der SeaSurvival Schein – ohne den geht gar nichts.
Unser SikaWindServiceTeam hat ihn –
um nicht nur beraten sondern auch vor
Ort tätig sein zu können. Der Schein - für
die Bereiche Öl, Gas und Wind – befähigt die Mitarbeiter unseres SikaWind­
ServiceTeam zum Einsatz im und am
Wasser – national und international.
Allerdings ist der SeaSurvival-Schein
nicht einfach zu bekommen. Anwärter müssen einen dreitägigen Kurs besuchen und eine Prüfung bestehen. In
dem Kurs lernen die Teilnehmer zum
Beispiel ihre persönliche „Atem-Anhalte-Zeit“ kennen, sowie den situationsgerechten Umgang mit mitgeführten
Rettungsmitteln wie die Auslösearten
der Rettungsweste. Die Besteigung und
die Aufrichtung einer gekenterten Rettungsinsel gehören ebenfalls dazu.
Besonders die Simulation der Notausstiegsverfahren aus einem Hubschrauber ist nicht einfach: Die geforderten
Evakuierungen aus der Luft, auf der
Wasseroberfläche und unter Wasser
klingen zwar abenteuerlich, doch verdeutlichen sie auch, dass es sich hier
um ein Überlebenstraining handelt. Die
Prüfung muss auch nach Erhalt des
Scheins alle vier Jahre wiederholt wer-
den. Hinzu kommt
All of those
die Anforderung der
demands that
körperlichen Fitness.
exist
with
Durch
umfassende
wind turbines
medizinische Checks,
present themwelche unter anderem
selves in an
ein großes Blutbild, ein
increased or
Belastungs-EKG und
more difficult
eine Untersuchung der
form offshore.
Lunge beinhalten, soll
A c ce ssibili t y­
die Fitness bestätigt
of the objects,
werden. Nur spezielle
high wind load,
zertifizierte Ärzte dürlow temperafen diese Untersuchuntures, contact
gen – die dann alles
with
water,
zwei Jahre wiederholt
etc. place very
werden müssen – vorhigh demands
nehmen.
both on the
Die Mitglieder unseres
wind turbine itSikaWind­ServiceTeam Thomas Krug in einem Überlebensanzug
self and on its
– Stefan Luipers und mit Rettungsweste bei einem Einsatz auf
main tenance
Thomas Krug – dürfen der Forschungsplattform Fino 1
– and thus
offshore zur Hilfe eilen. Thomas Krug in action on the Fino 1
on the peoWie alle Verkaufsbera- research platform wearing a survival suit
ple. High deter und Anwendungs- with a life vest.
mands are also
techniker der Sika
and above all
haben sie selbstverplaced on the
ständlich die Qualifikation als FROSIO- materials processed there – they must
Inspektor gem. NS 476 FROSIO. Diese be easy to transport, easy to handle durZertifizierung richtet sich nach norwe- ing the application and fast drying.
gischen Normen, ist weltweit anerkannt
und vermittelt Kenntnisse zum Korrosi- The basic prerequisite for working on the
onsschutz und zur Oberflächenbehand- high seas is, however, the SeaSurvival
lung. Mittlerweile schult Thomas Krug Certificate – nothing is possible without
angehende ­FROSIO-Inspektoren und hat that. Our SikaWindServiceTeam has it –
zudem neben dem SeaSurvival-Schein so that it can not only advise but also go
noch eine Qualifikation als Berufs- und into action on site. The certificate – for
Industriekletterer.
the oil, gas and wind sectors – enables
the employees of our SikaWindService­
Stefan Luipers – Key Account Manager Team to operate in and on the water,
Offshore Wind Energie bringt neben both nationally and internationally.
seiner 25-jährigen Erfahrung ebenfalls However, the SeaSurvival Certificate
ein hohes Maß fachlicher Kompetenz is not so easy to obtain. Candidates
mit auf hohe See. Dieses SikaWindSer- must attend a three-day course and
viceTeam begleitet Sie offshore zu Ihren pass a test. On the course the particiObjekten, analysiert Probleme und hilft pants learn, for example, their persontatkräftig mit, individuelle Lösungen zu al ‘breath-holding time’ as well as how
finden – und das weltweit!
C. Jauch to handle the rescue equipment carried
z. Z. Marketing Services according to the situation, such as the
methods of inflating life jackets. The
boarding and erecting of a capsized
life raft are also part of it. In particular
the simulation of the technique of the
emergency exit from a helicopter is not
simple: the required evacuations from
the air, on the water surface and under
water sound adventurous, but they also
make it very clear that we are concerned
with survival training here. Even after
obtaining the certificate the test must
be repeated every four years.
In addition there are requirements with
regard to physical fitness. Fitness has
to be confirmed by thorough medical
checks, which include a full blood count,
an exercise ECG and an examination of
the lungs. Only specially certified doctors may carry out these examinations
– and they have to be repeated every
two years.
The members of our Sika Wind Service
Team – Stefan Luipers and Thomas Krug
– are allowed to rush offshore to give
assistance. Like all sales advisors and
application technicians from Sika they
are naturally qualified as FROSIO inspectors in accordance with NS 476 FROSIO.
This certification is based on Norwegian
standards, is recognised worldwide and
conveys knowledge about corrosion protection and surface treatment. ­Thomas
Krug meanwhile trains prospective
­FROSIO inspectors and, in addition to
the Sea Survival Certificate, also has a
qualification as a professional and industrial climber.
Stefan Luipers – Key Account Manager Offshore Wind Power – also brings
along a great deal of technical expertise
in addition to his 25 years of experience.
This SikaWindServiceTeam accompanies you offshore to your objects,
­analyses problems and actively helps to
find individual solutions – worldwide!
C. Jauch, c/o Marketing Services
12
WindNews 01 | 2013
101 Jahre nach der Titanic
Offshore-Wind-Industrie nutzt größtes Trockendock der Welt bei Harland & Wolff
101 years after the Titanic
Offshore wind industry uses world’s largest dry dock at Harland & Wolff
Aufbau Windpark Ormonde (Foto: Vattenfall) / Build-up wind farm Ormonde (Photograph: Vattenfall)
101 Jahre ist es her, dass ein Schiffs­
unglück sich in das kollektive Gedächtnis
der westlichen Welt eingebrannt hat: In
den Morgenstunden des 15. April 1912,
nur wenige Tage nach ihrer Indienststellung für die White Star Line, versank die
Titanic auf ihrer Jungfernfahrt nach der
Kollision mit einem Eisberg im Nord­
atlantik. Wie ihre ­
Schwesterschiffe
Olympic und Britannic und wie fast alle
anderen Schiffe dieser und vieler anderer Reedereien war sie bei Harland &
Wolff in Belfast vom Stapel gelaufen.
Während aber die Tragödie um die Titanic mit unzähligen wahren und weniger wahren Geschichten und Legenden
eigentlich immer präsent blieb, geriet
die Werft später allmählich in Vergessenheit. Existiert Harland &Wolff noch,
werden sich manche unserer Leser fragen? Ja, es gibt sie noch, wie wir im Folgenden sehen werden – aber dazu müssen wir zunächst zu unserem eigentlichen Thema kommen.
Die Gewinnung von Strom aus Wind
wächst rasant und stellt heute schon
weltweit den größten Anteil an den
„Renewables“, den erneuerbaren Energien. Insbesondere im dicht besiedelten
Westeuropa werden daher die attraktiveren Standorte an Land allmählich rar.
Die logische Folge: Nach über 20 Jahren
„onshore“ erobern die Windenergieanlagen jetzt die Meere. Zwar ist der
Aufwand in jeder Beziehung höher als
an Land, von der Errichtung über die
Instandhaltung bis zur Anbindung. Genauso groß sind aber die Vorteile der
Offshore-Windparks: Zuverlässig hohe
Wind- und damit Stromausbeute, und
vielleicht noch wichtiger: Vor den Küsten
ist Platz, es wird keine kostbare Landschaft „verbraucht“.
Die Nordsee wie auch ihre kleine
Schwester, die Irische See, bieten als
flache Schelfmeere mit Meerestiefen,
die in weiten Bereichen die 50 m nicht
übersteigen, beste Voraussetzungen.
So wie in der Irischen See, 35 km vor
Barrowin-Furness an der englischen
Nordwestküste, wo zurzeit im Auftrag
von Vattenfall der Ormonde Windpark
entsteht. 30 REpower 5M Anlagen werden hier noch in diesem Jahr in der Spitze
150 MW Strom erzeugen.
Die maritimen Bedingungen stellen, wie
bereits angesprochen, besonders hohe
Anforderungen an die gesamte Technologie. Diverse Firmen sind mit Hochleistungs-Produkten wie Dienstleistungen
an Bau und Montage des Windparks beteiligt. Mit einer Mischung aus bewährten und innovativen Technologien und
einer gut durchdachten Logistik wird
dieses Offshore-Projekt realisiert.
Ein wesentlicher Partner im Kreis der
Unternehmen ist dabei die Ambau
Stahl- und Anlagenbau GmbH, eine Spezialistin für den Bau von Stahltürmen
für Windenergieanlagen. Das AmbauWerk in Cuxhaven liefert an seine Auf-
101 years ago a maritime disaster embedded itself into the collective memory
of the western world: in the early hours
of the morning on 15 April 1912, only a
few days after going into service for the
White Star Line, the Titanic sank on her
maiden voyage after the colliding with
an iceberg in the North Atlantic. Like her
sister ships, the Olympic and the Britannic, and nearly all other ships from this
and many other shipping companies,
she was launched at Harland & Wolff in
Belfast.
However, whilst the tragedy of the Titanic remained ever-present due to
countless stories and legends, some
true and others less so, the shipyard
was gradually forgotten. Some of our
readers will ask themselves: does Harland &Wolff still exist? Yes, it does, as
we shall see below – but first of all we
must turn our attention to the actual
topic.
The generation of electricity from wind
is growing rapidly and today already
represents the largest part of the ‘renewable’ energies. Attractive onshore
locations are gradually becoming rare, in
particular in densely populated Western
Europe.
The logical consequence: after over 20
years onshore, wind turbines are now
conquering the seas. Although the expenditure is in every respect higher
than on land, from the erection to the
maintenance to the connection, the
advantages of the offshore wind farm
are equally large: reliably high winds and
accordingly a high electricity yield and
perhaps even more important: there is
room off the coasts – no precious scenery is ‘used’.
As shelf seas with depths of no more
than 50 m over wide areas, the North
Sea and its little sister the Irish Sea offer
ideal conditions, as in the Irish sea, 35 km
off the coast of Barrow-in-Furness on
the English northwest coast, where the
Ormonde Wind Farm is currently being
built on behalf of Vattenfall. 30 RE­
power 5M plants will generate 150 MW
of power at the peak within this year.
As already mentioned, the maritime
conditions place particularly high demands on the entire technology. Various
companies are involved in the construction and assembly of the wind farm
with high-performance products and
services. This offshore project is being
realised with a mixture of proven and
innovative technologies and with wellthought-out logistics.
One of the major partners in the circle of companies is Ambau Stahl- und
Anlagenbau GmbH, a specialist in the
construction of steel towers for wind
turbines. The Ambau works in Cuxhaven supplies its client, REpower Systems
AG, with the 34-m-high tower segments. After intensive tests and checks,
the Industrial Coatings Division of
WindNews 01 | 201313
Die ausgewählten Beschichtungsstoffe
sind lösemittelarm, werden dabei den
hohen Anforderungen einer industriellen Applikation gerecht und besitzen
eine Zulassung nach dem norwegischen
Standard NORSOK M-501. Dieser ist im
Korrosionsschutz von Offshore-Anlagen
weltweit das Maß der Dinge.
Technische Daten / Technical Data
Repower 5M
traggeberin, die REpower Systems AG,
die 34 m hohen Turmsegmente. Nach
intensiven Tests und Prüfungen wurde
die Sparte Industrial Coatings der Sika
Deutschland GmbH von Ambau beauftragt, mit einer hochwertigen Systemlösung den Korrosionsschutz sicher zu
stellen.
Noch immer hält die Werft Superlative bereit: Das größte Trockendock der
Welt, wurde von den zwei weltgrößten
freistehenden Portalkränen („Samson“
und „Goliath“) überspannt und bietet
ausreichend Platz für die Lagerung der
Bauteile. Daneben stehen ausreichend
Flächen für die Vormontage an Land und
für die Be- und Entladung der Hubinsel
„Sea Jack“ zur Verfügung. Sea Jack ist
eine Arbeitsplattform ohne eigenen Antrieb. Sie ist für den Transport der vormontierten Bauteile zuständig. Mit zwei
kompletten Anlagen (Türme, Naben,
Maschinenhaus und Rotorstern) á 661
Tonnen beladen verlässt sie von Schleppern gezogen die Werft.
Korrosionsschutz Stahlturm
Corrosion protection
steel tower
Die in Cuxhaven stationierten Türme
erhielten einen 4-lagigen Korrosionsschutz-Aufbau der Sika. Dann wurden
sie weiterbearbeitet und anschließend
zusammen mit anderen Komponenten
wie Maschinenhäuser, Naben und Rotorblätter von der Nordseeküste nach
Belfast verschifft – zu Harland & Wolff.
Luxusliner baut das Unternehmen heute
nicht mehr, die großen Zeiten des Linienverkehrs sind längst vorbei. Neben
der Überholung und Instandhaltung von
Schiffen sowie deren Neubau in geringerem Ausmaß, etwa für die Royal Navy,
nutzt man die hervorragende Infrastruktur seit einigen Jahren zunehmend
für die Offshore-Wind-Industrie.
Windpark Ormonde
Wind farm Ormonde
Jetzt können wir zurück zur Eingangsfrage: Wie kommen Harland & Wolff ins
Spiel?
Nennleistung
Nominal power
5.000 kW
Abschaltwindgeschwindigkeit
Switch-off feed
30 m/s
Rotorlänge
Length rotor
61,5 m
Rotordurchmesser
Rotor diameter
126 m
Masse Rotor
Mass rotor
ca. 120 t
approx. 120 t
Masse Gondel
Mass nacell
ca. 290 t
approx. 290 t
Masse Turm
Mass tower
ca. 250 t
approx. 250 t
Lage
Position
Irische See
Irish Sea
Wassertiefe
Water depth
17 – 30 m
Anlagen
Properties
30 Stück
Nennleistung gesamt
Total effective output
150 MW
­(Megawatt)
Betreiber
Operating company
Ormonde Energy
Limited (OEL),
Tochtergesellschaft der
­Vattenfall AB
Subcompany of
Vattenfall AB
Grundbeschichtung
Primer
Sika® Permacor®
Zwischenbeschichtung
Intermediate coat
Sika® Permacor®
Deckbeschichtung
Top coat
Sika® Permacor®
2215 EG-VHS
2230 VHS
Gesamtschichtdicke
Total film thickness
min. 345 µm
Zulassungen
Approval
NORSOK M-501
und C5 M-Hoch
NORSOK M-501
and C5 M-High
The selected coating materials are low
in solvents, meet the high demands
of an industrial application and are approved in accordance with the Norwegian NORSOK M-501 standard. This is
the worldwide measure of all things
where the protection of offshore installations against corrosion is concerned.
Now we can go back to the initial question: Where does Harland & Wolff come
into it?
The towers stationed in Cuxhaven
were given a 4-layer corrosion-protection structure from Sika. Then they
were processed further and afterwards
shipped together with other components such as turbine houses, hubs and
rotor blades from the North Sea coast to
Belfast – to Harland & Wolff.
The company no longer builds luxury liners; the great days of liner traffic are
long gone. Apart from the overhaul and
maintenance of ships as well as the construction of new ones on a low scale, for
instance for the Royal Navy, the outstanding infrastructure has been used
increasingly for some years now for the
offshore wind industry.
The shipyard can still come up with
some superlatives: the world’s largest
dry dock is spanned by the world’s two
largest free-standing gantry cranes
(‘Samson’ and ‘Goliath’) and offers sufficient space for the storage of the components. Alongside that there is adequate space for the preassembly on land
and for the loading and unloading of the
jack-up rig – the ‘Sea Jack’. Sea Jack is
a working platform with no propulsion
unit of its own. It is responsible for the
transport of the pre-assembled components. Loaded with two complete units
(towers, hubs, turbine house and rotor
star) each weighing 661 tonnes, it leaves
the shipyard towed by tugboats.
Following the journey over the Irish
Sea to the destination off the English
west coast, the units are placed on the
pre-anchored foundation structures, the
so-called jacket constructions. The lowerable support legs of the jack-up platform ensure stable footing in the water,
which is up to 30 m metres deep there,
while the construction on the high seas
takes place using the on-board crane.
Two units can be erected per week if
weather conditions are suitable.
Nach der Reise über die Irische See an
den Bestimmungsort vor der englischen
Westküste werden die Anlagen auf bereits verankerte Gründungsstrukturen,
sogenannte Jacket-Konstruktionen, gestellt. Die absenkbaren Standbeine der
Hubinsel sorgen für einen sicheren Stand
im Wasser, das dort bis zu 30 Meter tief
ist, während mit Hilfe des bordeigenen
Krans der Aufbau auf hoher See durchgeführt wird. Bei geeigneten Wetterbedingungen können zwei Einheiten pro
Woche errichtet werden.
The Ormonde Wind Farm was completed and commissioned by Vattenfall in
2011.
C. Ackfeld,
Market Field Manager Wind
Die Fertigstellung des Windparks Ormonde und die Inbetriebnahme durch
Vattenfall sind im Jahre 2011 realisiert
C. Ackfeld,
worden.
Marktfeldmanager Wind
Transport mit Hilfe des Krans
Transportation with the crane
2311 Rapid
Sika Deutschland GmbH was commissioned by Ambau to ensure protection
against corrosion with a high-quality
system solution.
Harland & Wolff – das weltgrößte Trockendock
Harland & Wolff – the world's largest dry dock
Bereit für den Schlepp-Transport zum Offshore-Windpark
Ready for the haulage to the offshore wind farm
14
WindNews 01 | 2013
Windenergiesymposium 2012 in Hamburg
Wind Energy Symposium 2012 in Hamburg
Mit den Geschäftsbereichen Concrete,
Industrial Coatings, Roofing und Indus­
try (Tooling and Composites, Sealing
and Bonding) war beim Windenergiesymposium am 14. Juni 2012 das gesamte Netzwerk der Sika Deutschland GmbH
zum Schwerpunkt Windenergie vereint.
With the Concrete, Industrial Coatings,
Roofing and Industry (Tooling and Composites, Sealing and Bonding) divisions,
the entire network of Sika Germany
GmbH was united for the main focus of
wind energy at the Wind Energy Symposium on 14 June 2012.
Apart from an informative exchange
of ideas, decisive aspects for the protection of wind turbines – with the
emphasis on offshore – were conveyed
by recognised and experienced expert
speakers.
Neben einem informativen Gedankenaustausch wurden von anerkannten
Fachreferenten aus der Praxis entscheidende Aspekte für den Schutz von
Windenergieanlagen – Schwerpunkt
Offshore - vermittelt.
Right side: (from left to right)
Matthias Winkler, Roland Jonas,
Stefan Luipers, Barbara Rößner,
Dieter Bauer, Peter Löschnig,
Dr. Uwe Schober, Simon Liebl
Left side: (from left to right)
Axel Petrikat, Jörg Schmidt,
Melanie C. Müller, Claus Ackfeld,
Thomas Kerkmann, Matthias Weiss
Geadelt – SikaCor® Zinc R und SikaCor® SW-500
erhalten Norsok M-501-Zertifikat
Ennobled – SikaCor® Zinc R and SikaCor® SW-500
awarded Norsok M-501 certificate
Einer unserer absoluten Bestseller hat
eine neue Auszeichnung erhalten: SikaCor® Zinc R und SikaCor® SW-500, der
im Markt weithin bekannte und auf Millionen von m² bewährte Standard für
den Stahlwasserbau, hat mit der Norsok
M-501 eine hohe Hürde mit Glanz übersprungen. Das Zertifikat der Germanischen Lloyd bestätigt hervorragende
Prüfergebnisse, welche den weiten
Bereich der Offshore-Konstruktionen
für unser Stahlwasserbau-Tandem eröffnen. Ein bevorzugtes Einsatzgebiet
bilden dabei sicher die Gründungstrukturen für Offshore Windparks, die mit
dem SikaCor® SW-500 System rationell
beschichtet und dauerhaft geschützt
werden können.
Die klassische Reihenfolge ist in der
Regel so, dass zunächst eine Prüfung
unter Laborbedingungen und anschließend der Einsatz in der Praxis erfolgt.
Im Fall von SikaCor® SW-500 war es
genau andersherum. Die perfekte Eignung auch für den Offshore-Einsatz
hatte sich schon länger abgezeichnet:
Bereits seit 2003 werden die Unter- und
Spritzwasserbereiche der Forschungsplattform Fino 1 (in unmittelbarer Nähe
des ersten deutschen Offshore-Windparks Alpha Ven­tus) mit genau diesem
Aufbau zuverlässig geschützt. Im Nachhinein haben nun die NORSOK-Spezialisten die Praxisbewährung an diesem
symbolträchtigen Standort in der offenen Nordsee weit vor Borkum eindrucksvoll bestätigt.
Der NORSOK Standard M-501 enthält die Anforderungen für die richtige
Auswahl des Beschichtungsmaterials,
der Oberflächenvorbereitung, des Applikationsverfahrens und der Kontrolle
während der Bauphase
und der Installation von
Offshore Anlagen aller
Art. Durch optimalen
Korrosionsschutz soll
ein Minimum von Ausbesserungsmaßnahmen und ein Maximum
an Standzeit sichergestellt werden.
Die ISO 20340 ist in
der NORSOK M-501
aufgeführt und enthält Prüfungen, die
speziell auf den Offshore Bereich zugeschnitten sind. Sie bildet daher das
A. Petrikat,
Kernstück dieser Norm.
Marktfeldmanager Strahlwasserbau
One of our absolute
best-sellers was been
awarded a new honour:
with the award of the
Norsok M-501, the SikaCor® Zinc R and SikaCor®
SW-500 system – the
standard for hydraulic
steel construction that is
well-known on the market
and proven on millions of
m² – has overcome a high
hurdle with flying colours.
The certificate from Germanic Lloyd confirms outstanding test results, which
open up the wide offshore construction
sector for our tandem for hydraulic steel
construction. A favoured field of application is certainly the foundation structures for offshore wind farms, which can
be rationally coated and permanently
protected with the SikaCor® SW-500
system.
The classic order of events is usually
that a test initially takes place under
laboratory conditions, which is then
followed by practical use. In the case
of SikaCor® SW-500 it was exactly the
opposite. The perfect suitability of the
system for offshore use as well had long
since become apparent: The underwater
and splash-water areas of the Fino 1 research platform (in the direct vicinity of
Alpha Ventus, the first German offshore
wind farm) have been reliably protected
with precisely this structure since 2003.
In retrospect the NORSOK specialists
have now confirmed in impressive fashion the practical efficiency at this highly
symbolic location in the open North Sea,
far off the coast of Borkum.
The NORSOK standard M-501 contains
requirements for the correct selection
of the coating material, the surface
preparation, the application method and
checking during the construction phase
and the installation of offshore plants
of all kinds. Optimum corrosion protection should ensure a minimum of repair
measures and a maximum service life.
The ISO 20340 is listed in the NORSOK
M-501 and contains checks that are specially tailored to the offshore sector.
It therefore forms the core of this
standard.
A. Petrikat,
Market Field Manager
Hydraulic Steel Structures
WindNews 01 | 201315
Interview mit Herrn Dr. Binder
Der Referatsleiter B2 der Bundesanstalt für Wasserbau zum Thema Offshore-Windenergie
Interview with Dr. Binder
Head of Division B2 of the Federal Institute of Hydraulic Engineering about Offshore-Windenergy
Herr Dr. Binder, Referatsleiter B2 der
Bundesanstalt für Wasserbau, stellte
sich freundlicherweise den Fragen unserer Redaktion.
Welchen Stellenwert hat Offshore
Windenergie für die BAW?
Die Kollegen des Bereiches Geotechnik
in unserer Dienststelle in Hamburg befassen sich schon seit mehreren Jahren
mit Gründungsstrukturen.
Die Sicherheit der Windenergieanlagen
auf dem Meer muss gewährleistet sein,
hier geht es immer wieder um Plausibilisierung. Wir brauchen ja stand- und
betriebssichere Windkraftanlagen.
Wir hier in Karlsruhe erhielten jetzt von
der Präsidentin des BSH (Bundesamt
für Seeschiffahrt und Hydrographie)
eine Anfrage wegen Amtshilfe, der wir
selbstverständlich gerne nachkommen.
Somit wird deutlich, dass wir neben
unseren vielfältigen bisherigen Aktivitäten auch im Offshore Windenergie­
bereich tätig sind.
Wie werden Offshore Windenergieanlagen technisch im Vergleich zu „normalen Stahlwasserbauten“ gesehen,
sollten die selben Richtlinien gelten,
wo sind Unterschiede?
Eigentlich sind die Vorgaben, die wir
im klassischen Stahlwasserbau haben,
nämlich Im 2, auf die Situation Meerwasser übertragbar.
Z. B. an dem Sika Projekt Fino 1 wurde
ja ein Aufbau gewählt, der nunmehr in
der Praxis seit 10 Jahren sehr gut funktioniert. Bei der rein atmosphärischen
Belastung in den nicht wasserberührten
Bereichen sind die ZTV–BAW aber auch
die BAST Vorgaben verwendbar (C-5 M).
Wir werden sicherlich dahin kommen,
dass die Spezifikationen der NORSOK,
die im maritimen Bereich seit Jahren
zum großen Teil vorgegeben sind, in
Kombination mit denen der ZTV sicher
zu einem sehr umfassenden Regelwerk
werden. Möglicherweise wird es durch
die BAW Ergänzungen hinsichtlich
Schlag-, Abrieb- und KKS-Prüfungen
geben.
Braucht Deutschland eine eigene Vorschrift / Richtlinie / Minimalanforderung?
Mittlerweile hat der BSH ein Papier mit
Mindestanforderungen zusammengestellt. Darin sind die BAW und ZTV,
als sehr anspruchsvolle Spezifikationen
auch genannt. Hieraus kann sicherlich
eine „bundesdeutsche Richtlinie“ wer-
den. Bisher arbeiten wir mit dem BSH
und der BAM (Bundesanstalt für Materialforschung) zusammen – als Regelwerksschaffer und Plausibilisierer.
Dr. Binder, Head of Division B2 of the
Federal Institute of Hydraulic Engineering (BAW), kindly faced the questions of
our editorship.
Welche Funktion erfüllt die BAW momentan hinsichtlich Offshore-Windenergie?
Die Kollegen aus der Geotechnik und
auch wir erarbeiten Zulassungs- und
Eignungsprüfungen für die Errichter von
Windparks.
Zudem werden wir als Gutachter bei
Schadensfällen angefragt und um gutachterlich geprüfte Korrosionsschutzkonzepte für elektrochemischen Korrosionsschutz (KKS-Anlagen) und Beschichtungen zu entwickeln.
What value does offshore wind energy
have for the BAW?
Our colleagues from the Geotechnics Department at our office in Hamburg have
concerned themselves for several years
with foundation structures. The safety
of the offshore wind turbines must be
guaranteed; it is always about plausibility ….. here. We need stable and operationally reliable wind turbines.
We in Karlsruhe have just received a
request from the president of the BSH
(Federal Maritime and Hydrographic Adminstration) for administrative assistance, which we are naturally pleased
to comply with. That makes it clear that
we are now also active in the field of
offshore wind energy in addition to our
many other activities to date.
Wie sollten die OWEA aus ökologischer
Sicht geschützt werden, Stichpunkt
VOC / Lösemittel?
Grundsätzlich dürfen natürlich keine ins
Meer entweichen. Bei den von uns zugelassenen Materialien gibt es einige mit
geringer Lösemittelbilanz, ebenso lösemittelfreie Formulierungen.
Bei Unterrostung oder bei Beschädigungen sollte möglichst kein Lösemittel
während der Ausbesserungsarbeiten
austreten.
Wie sehen Sie den Stellenwert von
technischen Prüfungen gegenüber Referenzen bzw. ausgeführten Projekten?
Innerhalb unserer Prüfungen werden
neben den Labortests auch Langzeitauslagerungen durchgeführt. Die Zulassung der eingereichten Materialien
erfolgt nach Laborfreigabe, die Ergebnisse im Süß-, Brack- und Salzwasser
von Nord- und Ostsee liegen uns immer
erst 3 – 4 Jahre später vor. Somit haben
wir immer einen zeitlichen und z. T. auch
einen Materialversatz. Hinzu kommt,
dass die Laborprobekörper technisch
ideal appliziert sind. Eine Praxisreferenz
zu bewerten ist immer nur bei präziser
Dokumentation und guter Zugänglichkeit der Objekte möglich.
Wie beurteilen Sie die Sika Beschichtungen aufgrund Ihrer Erfahrungen,
was trauen Sie z. B. einem SikaCor SW500 auf dem Meer zu?
Allen Im 2-Systemen traue ich generell
zu, dass sie sich auch im Meer bewähren.
Warum sollten Zincrich Primer doch
eingesetzt werden, entgegen der allgemein üblichen skandinavischen Offshore-Korrosionsschutz-Praxis?
Sie sind gegen Unterrostung ein bewährter Schutz. Dies wurde doch auch
durch den Vortrag von Helmut Müller bei
der HTG-Tagung im Oktober belegt. Sicher gibt es auch leistungsfähige Stoffe
ohne Zink.
Für uns gilt: Wir sind nicht dogmatisch
– allein die Performance eines Materials ist entscheidend. Dabei ist in diesem
speziellen Fall natürlich zu berücksichtigen, dass die Langzeiterfahrung beim
Zinkstaub ein entscheidender Faktor ist.
Herr Dr. Binder, wir danken für dieses
Gespräch.
B. Rößner, Marketing Services
How are offshore wind turbines viewed
technically in comparison with normal
hydraulic steel structures? Should the
same directives apply? What are the
differences?
Actually the specifications that we have
in classic hydraulic steel construction,
namely Im 2, can be transferred to the
sea water situation. In the Sika FINO 1
project, for example, a construction was
selected that has now worked very well
in practice for 10 years.
In the case of purely atmospheric stresses in the areas not in contact
with water, both the ZTV – W and the
ZTV-ING 4/3 (BAST specifications, e.g.
[C–5 M]) can be applied
It will no doubt come to the point where
the NORSOK M-501 specifications,
which have been prescribed to a large
extent in the maritime area for years,
are combined with those of the ZTV to
form a very comprehensive set of rules.
Probable there will be additions by the
BAW regarding the choice of protection
systems as well further testing of impacts, abrasion and cathodic corrosion
protection.
Does Germany need its own regulations / directives / minimum requirements?
The BSH has now compiled a paper with
minimum requirements. It also mentions the BAW and ZTV as very demanding specifications. This can certainly become a “German federal directive“.
So far we have collaborated with the
BSH and the BAM (Federal Institute for
Materials Research) as creators of regulations and checkers of plausibility.
How should the offshore wind turbine
be protected from an ecological point
of view – keyword VOC/solvents?
In principle, of course, no harmful substance - may escape into the sea.
In the materials certified by us there are
some with a low solvent balance and
also solvent-free formulations.
Finally no solvent should escape during
the time of use of the structure if possible.
How do you see the value of technical
tests in comparison with references or
completed projects?
In addition to BAW laboratory tests,
our tests also include long-term ageing tests. The approval of the materials submitted takes place after laboratory release; the results in the fresh
water, brackish water and salt water of
the North and Baltic Seas are only ever
available to us 3 to 4 years later. Thus
we always have a temporal and in some
cases also a material offset. In addition,
the laboratory test specimens are ideally
applied from a technical point of view.
The evaluation of a practical reference
on the other side is only possible with
precise documentation and good accessibility of the objects.
How do you assess the Sika coatings on
account of your experiences, what do
you think a SikaCor SW-500, for example, is capable of at sea?
I think all BAW-licensed Im 2-systems
in general are capable of proving their
value at sea as well for 25 years of durance.
Why should zinc-rich primers still be
used, as opposed to the generally usual
Scandinavian offshore corrosion protection practice?
They are a proven method of protection
against under-rusting. This was also
shown by Helmut Müller in his lecture
at the HTG Conference in October. Of
course there are also high-performance
materials without zinc.
The rule for us is: we are not dogmatic
– the performance of a material alone
is decisive. In this special case it has to
be considered that the long-term experience with zinc dust is a decisive factor.
Dr. Binder, thank you for the discussion.
B. Rößner, Marketing Services
Auswertung von Testergebnissen / Analysis of test results
WindNews 01 | 2013
Sichere Groutverbindungen für Offshore-Windenergieanlagen
Safe Groutconnections for offshore wind turbines
Offshore-Windenergieanlagen sind extremen Belastungen infolge von Wind,
Wellen und Betrieb ausgesetzt. Sämtliche Bauteile der Tragstrukturen müssen diesen enormen Wechselbeanspruchungen standhalten. Besonders hoch
beansprucht wird hierbei die Verbindung
zwischen den Gründungs- und Turmstrukturen („Grouted Joints“), vor allem
bei Monopiles (Abb. 1).
Für die Zwischenräume dieser Verbindungen wird ein spezieller, zuverlässiger
Vergussbeton benötigt mit langer Verarbeitbarkeit und frühhochfesten Eigenschaften auch bei niedrigen Außentemperaturen: Das ideale Einsatzgebiet für
SikaGrout-3500 WP.
SikaGrout-3500 WP ist ein zementba-
sierter, extrem fließfähiger und frühhochfester Vergussbeton, der speziell
für Offshore-Windenergieanlagen entwickelt wurde und eine sichere Lastabtragung in die Gründungsstruktur garantiert (Abb. 2 und 3).
Die Vorteile von SikaGrout-3500 WP:
– Extrem lange Verarbeitbarkeit
–S
ehr gute Fließfähigkeit erlaubt
­lückenloses Ausfüllen der zu schließenden Hohlräume
–G
anzjährige Montagen möglich durch
hohe Frühfestigkeit auch bei niedrigen Temperaturen
Abb. 1: Prinzipskizze einer Grout-Verbindung bei Monopiles / Fig. 1: Principle sketch of a grouted joint in the case of monopiles
SikaGrout-3500 WP wurde an den Mate-
Offshore wind turbines are exposed to
extreme stresses due to wind, waves and
operation. Every component of the support structures must withstand these
enormous alternating stresses. The joint
between the foundations and the tower
structures (‘grouted joints’) is subject to
particular high stresses here, especially in
the case of monopiles (fig. 1).
Impressum /
Flag:
Setzfließmaß nach DIN EN 12350-8 / slump flow acc. DIN EN 12350-8
Setzmaß in mm / slump flow in mm
rialprüfanstalten der Universitäten Hannover und Kassel auf Herz und Nieren
geprüft. Fragen Sie uns nach den Prüfzeugnissen.
P. Löschnig,
Marktfeldmanager Concrete
2°C
5°C
20°C
30°C
Untergrenze
minimum
level
Redaktion / Editorial office:
Sika Deutschland GmbH
Abb. 2: Fließfähigkeit von SikaGrout-3500 WP
Fig. 2: Flowability of SikaGrout-3500 WP
Gestaltung, Satz, Lithografie /
Layout, Typesetting, Lithography:
come medien ag
Maybachstraße 8, 70469 Stuttgart
SikaGrout-3500 WP is a cement-based,
extremely free-flowing grouting concrete with high early strength, which
was developed especially for offshore
wind turbines and guarantees safe dissipation of the loads into the foundation
structure (fig. 2 and fig. 3).
The advantages of SikaGrout-3500 WP:
– Extremely long workability
– Very good flowability allows complete
filling of the hollow spaces to be
closed
– All-year-round assembly possible due
to high early strength even at low
temperatures
SikaGrout-3500 WP has been thoroughly tested at the material testing institutes of the Universities of Hanover and
­Kassel. Ask us for the test certificates.
P. Löschnig,
Market Field Manager Concrete
Druckfestigkeit nach DIN EN 12390-3 / compressive strength acc. DIN EN 12390-3
Abb. 3: Druckfestigkeit von SikaGrout-3500 WP
Fig. 3: Compressive strength of SikaGrout-­3500 WP
Herausgeber / Publisher:
Sika Deutschland GmbH
Rieter Tal, 71665 Vaihingen/Enz
Phone: 0 70 42/109-0
Fax: 0 70 42/109-180
E-Mail:
[email protected]
www.sika-bau.de
Gesamtverantwortung /
Overall responsibility:
Dr. Uwe Schober
Rieter Tal, 71665 Vaihingen/Enz
Zeit in Stunden / time in hours
A special, reliable grouting concrete with
long workability and early high strength
characteristics even at low outside temperatures is required for the voids of
these joints: The ideal field of application for SikaGrout-3500 WP.
Druckfestigkeit in N/mm2 / compressive strength in MPa
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Druck / Print:
Holzmann Druck GmbH & Co. KG
Gewerbestraße 2
86825 Bad Wörishofen
2°C
5°C
20°C
30°C
Zeit in Tagen / time in days
Bei allen hier genannten technischen Prüfungen
handelt es sich um Prüfungen unter Labor­
bedingungen. Für technische Werte im Normalfall der Praxisanwendung unserer Ma­terialien
sind unsere ­A ngaben in den je­weils aktuellsten
Pro­duktdatenblättern maßgeblich. Diese können
bei uns angefordert oder im Internet unter www.
sika.de eingesehen werden.
All technical examination above was carried
out under laboratory conditions. Product properties upon practical use are indicated in the currently valid product data sheet available under
www.sika.de.