Wstęp
Instalacje morskich wiatrowych, a w szczególności ich fundamenty narażone są na szereg ekstremalnych warunków środowiskowych jak: słona woda, silny wiatr, falowanie, pływy, zwiększających ryzyko korozji i wpływających na żywotność turbin. Instalacje wiatrowe morskie projektowane są na >25 lat nieprzerwanej pracy, dlatego ważne jest opracowanie i zastosowanie skutecznych metod ich ochrony przed korozją. W artykule omówiono mechanizm korozji farm morskich i sposoby jej zapobiegania w różnych strefach konstrukcyjnych.
Mechanizm korozji farm morskich (źr. Marine pollution bulletin nr 136)
Morskie turbiny wiatrowe narażone są ekstremalne warunki pogodowe, które wywołują oddziaływania mechaniczne (silny wiatr, fale morskie) oraz chemiczne i biologiczne ( woda morska, mikroorganizmy).
Rys. Po lewej – różne strefy korozyjne siłowni wiatrowej morskiej
Przyjrzyjmy się temu na przykładzie fundamentu monopalowego. Możemy tutaj wyróżnić następujące strefy: atmosferyczną w której przebywa turbina wiatrowa wraz z wieżą wiatrową, strefę rozbryzgową, strefę pływową i strefę podwodną, w której znajduje się tzw. element przejściowy fundamentu i strefę podwodną i denną, w której pracuje sam monopal. Każda z nich ma inny wpływ na korozję. Stopień zagrożenia w danej strefie wyrażony jest na kolejnym rysunku i zgodny z normą europejską PN EN ISO 12944-2 (Farby i lakiery. Ochrona przed korozją konstrukcji stalowych za pomocą ochronnych systemów malarskich, cz.2- klasyfikacja środowisk). Fundament monopalowy pracuje w dwóch strefach: dennej zakopanej w mule i piasku, i podwodnej przebywającej całkowicie w słonej wodzie morskiej. Te dwie strefy różnią się natlenieniem, na ich granicy występują też duże naprężenia mechaniczne związane z „kołysaniem” się pala w wyniku silnego falowania. Element przejściowy łączący monopal z wieżą wiatrową, charakteryzuje się aż trzema różnymi strefami pracy: „podwodną”, „pływową” i „rozbryzgową”. Strefa podwodna jest stale poniżej poziomu morza, podczas gdy pływowa może znaleźć się zarówno powyżej jak i poniżej tego poziomu. Strefa ta jest pod ciągłym wpływem fal, światła słonecznego UV, zanieczyszczeń biologicznych i obiektów pływających, np. lodu morskiego. Najwyżej znajduje się strefa wody „rozbryzgowej”, na którą oddziałują fale i woda morska. Korozja w tej strefie jest często powodowana przez sól pozostającą na jej powierzchni.
Rys.1 Wymagania dla powłok dla strefy zakopanej, zanurzonej, rozbryzgowej i atmosferycznej wewnętrznych i zewnętrznych konstrukcji fundamentowych zgodnie z kategoriami korozyjności określonymi w normie EN ISO 12944-5.
Oddziaływania te powodują, że na farmach morskich można zaobserwować niemal wszystkie rodzaje korozji: powierzchniową, wżerową, galwaniczną, naprężeniową, czy mikrobiologiczną. Ta ostatnia często przybiera postać wżerów korozyjnych i związana jest z obecnością dużej ilości organizmów morskich osiadających na powierzchniach konstrukcyjnych farm wiatrowych. Niektóre z nich jak pąkle, glony i małże, można łatwo zaobserwować, inne są wręcz mikroskopijne (bakterie). Mikroorganizmy te mają tendencję do przylegania i wzrostu na powierzchni materiałów stalowych powodując tworzenie się warstwy biologicznej lub biofilmu. W przypadku korozji mikrobiologicznej, na powierzchni metalowej tworzą się ciężkie inkrustacje organizmów porostowych o twardych skorupach (rys. 2).
Rys.2 Fundament pływający na morskiej farmie wiatrowej z inkrustacjami biologicznymi. (źr. article [1] „Corrosion Protection Systems and Fatigue Corrosion in Offshore Wind Structures: Current Status and Future Perspectives”)
Organizmy te wpływają na zmienne środowiskowe takie jak: siła utleniająca, temperatura, stężenie soli, dlatego wartość danego parametru na granicy faz metal/woda morska pod biofilmem, może różnić się od wartości w elektrolicie w stanie stałym, z dala od granicy faz. Różnica ta może w efekcie prowadzić do inicjacji korozji w warunkach, w których nie byłoby jej bez obecności warstwy biologicznej. Według różnych autorów szybkość korozji stali konstrukcyjnej poniżej poziomu morza wynosi średnio 0,2 mm/rok. W strefach pływowych i rozbryzgowych szybkość korozji może wahać się między 0,4 do 1,2 mm/rok.
Strefa rozbryzgowa i pływowa chroniona jest zwykle powłokami ochronnymi, które dodatkowo mają żółty kolor, obowiązkowy w tej strefie (w Niemczech jest to RAL 1023). Dla części podwodnej stosuje się zwykle więcej niż jedną technikę ochronną, np. powłoki ochronne malarskie i anody ochronne (system GACP – galvanic anode cathodic protection) , lub system ochrony katodowej z przyłożonym prądem (systemy ICCP – impressed current cathodic protection).
Powłoki ochronne
Zanim omówię zastosowania powłok ochronnych chciałbym wyjaśnić oznaczenia C3, C4 czy IM2, itd. Są to kategorie korozyjności środowiska atmosferycznego. Poniżej podaję ich cechy i przykłady. (źr. Tecnos.com)
- C1 – bardzo niska korozyjność, np. wnętrza budynków o czystym powietrzu, jak: szkoły, biura
- C2– niska korozyjność – wnętrza budynków nieogrzewanych, gdzie może wystąpić kondensacja pary wodnej, np. magazyny, hale sportowe, itp. W przypadku powietrza zewnętrznego zalicza się do nich obszary wiejskie
- C3 – średnia korozyjność, w przypadku wnętrza to budynki o dużej wilgotności, lub w których powietrze jest lekko zanieczyszczone (browarnie, pralnie, itp.). Powietrze zewnętrzne odnosi sie tutaj do terenów miejskich i przemysłowych o umiarkowanym zanieczyszczeniu dwutlenkiem siarki; zalicza się też do nich tereny nadmorskie o niskim zasoleniu powietrza
- C4 – wysoka korozyjność; powietrze wewnętrzne dotyczy tutaj zakładów chemicznych, basenów, zewnętrzne – terenów nadmorskich o średnim zasoleniu
- C5 – bardzo wysoka korozyjność; powietrze o wysokim zanieczyszczeniu lub ciągłą kondensacją pary wodnej, także silnie zasolone
- CX – extremalnie wysoka korozyjność; powietrze agresywne korozyjnie o silnym zasoleniu i wysokiej wilgotności, atmosfera subtropikalna i tropikalna
Kategorie od IM1 do IM4 odnoszą się do konstrukcji zanurzonych w wodzie i zakopanych w ziemi, i tak:
- IM1 – instalacje w wodzie słodkiej, np elektrownie wodne wykonane na rzece
- IM2 – instalacje w wodzie morskiej lub słonawej; odnosi się do konstrukcji zanurzonych bez ochrony katodowej (np. obszary portowe z konstrukcjami takimi jak śluzy lub mola)
- IM3 – instalacje zakopane w glebie
- IM4 – odnosi się do konstrukcji zanurzonych w wodzie morskiej z ochroną katodową
Zakres trwałości ochronnych warstw również ma swój podział na:
Niską – trwałość do 7 lat
Średnią – trwałość od 7 do 15 lat
Wysoką – trwałość od 15 do 25 lat
Bardzo wysoką – trwałość powyżej 25 lat
Trwałość to przewidywany okres trwałości ochronnego systemu malarskiego do pierwszej gruntownej konserwacji. Zakres trwałości nie jest czasem gwarantowanym. Trwałość to parametr techniczny/planistyczny, który może pomóc właścicielowi w opracowaniu programu konserwacji.
UWAGA: Jeśli system malarski jest zaprojektowany dla zakresów trwałości „wysokiej” i „bardzo wysokiej” w kategoriach korozyjności C4 lub wyższych oraz w kategoriach zanurzenia od IM1 do IM4, stopień przygotowania musi wynosić P3. Co to w praktyce oznacza? Stal przygotowana w stopniu P3 nie może mieć widocznych wad. Jest to najwyższy stopień przygotowania powierzchni wymagający usunięcia wszystkich naddatków, rozwarstwień i innych niedoskonałości powłoki.
Fot. Zabezpieczone żółtymi powłokami ochronnymi elementy przejściowe fundamentów monopalowych.
Powłoki tworzą nieprzepuszczalną barierę między powierzchniami narażonymi na korozję, a środowiskiem zewnętrznym, zarówno wodą morską, jak i powietrzem. Wszystkie fundamenty muszą być żółte powyżej linii wody, aby były łatwo widoczne dla statków (fot.).
Zwykle nie stosuje sie jednego materiału powłoki ochronnej tylko system wielowarstwowy. Jednym z szerzej stosowanych na farmach morskich jest system duplex który obejmuje powłoki organiczne i metalowe. Wykonywany jest na brzegu z uwagi na koszt i dostępność wszystkich elementów. Proces krycia zaczyna się od bardzo dokładnego usunięcia zanieczyszczeń i elementów korozji. Na tak przygotowaną powierzchnię metodą termiczną natryskową nakładana jest warstwa bazowa z ZnAl15, następnie warstwa pośrednia z żywicy epoksydowej wzmocnionej cząsteczkami. Warstwę końcową stanowi poliuretan. System dobrze spisuje się zarówno w strefie atmosferycznej jak i podwodnej.
Generalnie powłoki ochronne w przypadku farm offshore wykonywane są zgodnie z normami NORSOK M501, EN ISO 12944 lub ISO 2340. Poniżej w tabeli przykłady i grubości warstw według ww norm.
Tabela. Liczba warstw, całkowita grubość suchej powłoki i rodzaj zastosowanego podkładu zgodnie z każdą normą i ekspozycją (źr. article [1])
gdzie: EP- warstwa żywicy epoksydowej, PU – poliuretan.
Powłoka ochronna winna być dokładnie sprawdzona po zakończeniu montażu fundamentu. Często dochodzi bowiem do jej przypadkowego uszkodzenia mechanicznego w czasie transportu, czy prac montażowych (fot. poniżej).
Więcej na temat powłok w art [1].
Ochrona GACP (galvanic anode cathodic protection)
Ochrona GACP polega na zastosowaniu na elementach stalowych fundamentów anod roztwarzalnych (zwanych też ofiarnymi) oddających jony do roztworu w środowisku korozyjnym zamiast metalu chronionego. Anoda zapewnia polaryzację powierzchni metalu poprzez reakcję galwaniczną metalu mniej szlachetnego w porównaniu z konstrukcją stalową. W instalacjach offshore stosowane są anody galwaniczne wykonane z aluminium lub cynku. Zaletą anod aluminiowych jest ich lekkość i pojemność elektrochemiczna w wodzie morskiej rzędu 2000-2600 Ah/kg masy. To znacznie więcej w porównaniu do cynku (ledwie 780 Ah/kg).
Anody galwaniczne różnią się pod względem ilości wymaganego materiału anodowego rocznie, od kilku kilogramów (np. konstrukcje monopalowe) do kilku ton ( konstrukcje płaszczowe typu Jacket). Ilość wymaganego materiału anodowego zależy w praktyce od:
• Rodzaju fundamentu (głównie jego powierzchni kontaktu z wodą morską)
• Pożądanego okresu użytkowania
• Parametrów wody morskiej (pH, zasolenie)
• Połączenia z innymi metodami ochrony antykorozyjnej
Rys. Anody aluminiowe i cynkowe firmy ICICORR.
Wadą rozwiązania jest konieczność stosowania dużej ilości materiału anodowego i trudna wymiana w przypadku awarii w warunkach morskich. Dla fundamentów płaszczowych o rozbudowanej konstrukcji kratownicowej ilość zastosowanego materiału anod GACP dochodzi do kilku, a nawet kilkunastu ton. Anody takie ulegając rozpuszczeniu w wyniku korozji elektrochemicznej zanieczyszczają wodę morską całą gamą metali. W zależności od konkretnego stopu, producenta i stosowanej normy, anody Al zawierają bowiem również Zn (2,5–5,75%) i In (0,015–0,04%). Ind jest np. niezbędny do aktywacji i zapobiegania tworzeniu się pasywnych warstw tlenków na powierzchni, podczas gdy inne metale śladowe pozostają jako zanieczyszczenia z procesu produkcyjnego. Do tych zanieczyszczeń należą min. kadm, mangan, żelazo, ołów, miedź i inne metale śladowe.
Jak dużo zanieczyszczeń powstaje w ciągu całego okresu ochronnego? Z obliczeń jednej z uznanych norm DNVGL-RP-B401 (2017) wynika, że szacunkowe ilości masy alanodowej dla projektów fundamentów bez powłoki wynoszą od 13 000 kg (monopale) do 32 000 kg (trójnóg). Dodatkowa powłoka ochronna na fundamencie zmniejszyłaby całkowitą masę anody aluminiowej. W tym przypadku potrzebne jest jedynie od 6000 kg (monopale) do 10 700 kg (trójnóg) masy anody aluminiowej.
Tabela 1. Porównanie uproszczonego obliczenia niezbędnego materiału anody galwanicznej (Al-In-Zn) dla różnych projektów fundamentów powlekanych i niepowlekanych dla OWT. Szacunki te obliczono zgodnie z normą DNVGL-RP-B401 (2017) dla okresu użytkowania wynoszącego 25 lat, uwzględniając jedynie teoretyczne zapotrzebowanie na prąd dla każdego projektu fundamentu. (źr. Marine Pollution Bulletin nr 136)
- a) – Przy założeniu, że powłoki zostaną całkowicie utracone po 15 latach, ponieważ normy dla
powłok zakładają jedynie 15-letni okres użytkowania. - b) – Przy założeniu całkowitego uszkodzenia powłoki na poziomie 32% po 25 latach
Jeśli wziąć pod uwagę farmę morską z 80-cioma fundamentami monopalowymi, to roczna emisja zanieczyszczeń do wody morskiej wyniesie około 45 ton aluminium i 2 tony cynku. Przy zastosowaniu anod cynkowych całkowita roczna emisja cynku do wody wyniesie nawet 118 ton, z uwagi na niższą wydajność prądową tego metalu. Przy zastosowaniu powłok ochronnych emisja ta zostałaby zmniejszona do około 19-25 ton aluminium rocznie, jednak obecnie tej metody ochrony monopali się nie stosuje.
Niektóre elektrownie wiatrowe OWT wykorzystują anody galwaniczne w wewnętrznej części monopali lub trójnogów. Ich przydatność jest dyskusyjna. Monopale i inne konstrukcje fundamentów charakteryzują się ograniczoną lub zerową wymianą z otaczającą wodą. W konsekwencji warunki środowiskowe wewnątrz mogą się zmieniać, w tym np. stężenie tlenu (zmiana z warunków tlenowych na beztlenowe), obniżenie wartości pH i wydzielanie się wodoru w palu. Zmiany te mogą wpływać na procesy korozyjne i funkcjonalność anod galwanicznych wewnątrz pali. Obniżony poziom pH
powoduje np. szybsze zużycie anod, a wytwarzanie wodoru stwarza ryzyko wybuchu, jeśli pale nie są wentylowane.
Ogólnie stosowanie ochrony GACP wiąże się z dużym wpływem na środowisko morskie w całym okresie eksploatacji.
Ochrona ICCP (Impressed Current Cathodic Protection)
W odróżnieniu do anod galwanicznych GACP, w których prąd niezbędny do roztwarzania anody powstawał na zasadzie różnicy potencjałów pomiędzy metalem chronionym a anodą, ochronne działanie anod ICCP polega na wykorzystaniu zewnętrznego źródła prądu stałego DC. Rozwiązanie takie pozwala dowolnie regulować natężeniem prądu w sposób zdalny dopasowując jego wartość do aktualnych potrzeb. Inną zaletą jest znacznie mniejsza ilość zanieczyszczeń generowanych do wody morskiej, bowiem anody ICCP są chemicznie obojętne i nie ulegają rozpuszczeniu. Obecnie stosowanymi materiałami anodowymi są powłoki tytanowe, irydowe lub irydowo-rutenowo-MOX, magnetyt lub platyna z powłokami tytanowymi, niobowymi i tantalowymi. ICCP można stosować w połączeniu z powłokami ochronnymi. Należy jednak pamiętać, że nie wszystkie powłoki są kompatybilne z systemami ICCP. W przypadku niektórych powłok mogą wystąpić problemy z odwarstwianiem.
Fot. (po prawej) Ochrona anoda prądowa ICCP (fot. Corrosion)
Anody systemu ICCP nie wymagają wymiany i charakteryzują się bardzo niską roczną emisja „zanieczyszczeń” w ilości od miligramów do gramów. W przeciwieństwie do systemów GACP, systemy z prądem wymuszonym muszą być wyposażone w systemy pomiaru, monitorowania i
kontroli w celu monitorowania i kontrolowania kluczowych parametrów systemu. Prąd wyjściowy urządzenia
zabezpieczającego można kontrolować za pomocą:
- Stałego napięcia wyjściowego: Prąd jest kontrolowany przez rezystancję obwodu, czynniki zewnętrzne
prowadzą do zmian wartości prądu doprowadzanego. - Potencjału elektrochemicznego: Potencjał systemu jest mierzony w jednym punkcie i przesyłany do urządzenia
zabezpieczającego. Doprowadzany prąd stały jest następnie kontrolowany zgodnie z zadaną wartością docelową
potencjału. - Natężenia prądu: Dostarczany prąd jest regulowany w ustalonym zakresie.
Wartość natężenia prądu jest wynikiem szeregu uwarunkowań, w tym:
- Charakterystyki wody morskiej (głównie jej zasolenia i pH)
- Rodzaju chronionej powierzchni, jej wymiarów
- Rodzaju chronionego obiektu
- Połączenia ochrony ICCP z innymi metodami, np. powłokami ochronnymi
Przykładowa wartość takiego prądu, według badań (Ulrich Bette und Markus B¨uchler. Taschenbuch für den kathodischen Korrosionsschutz 9. Auflage. Essen: Vulkan Verlag, 2017) dla Morza Północnego wynosi od 120-160 mA/m2.
Firmy CORROSION i BLUESTREAM wprowadziły w swojej ofercie anody prądowe o nazwie ICCP-SAM. System ICCP-SAM (Subsea Assembly Method) jest niezwykle kompaktowy i można go transportować i rozkładać przy minimalnych nakładach z górnej części fundamentu na morzu. System jest obsługiwany zdalnie i manewruje anodą pod wodą, wprowadzając ją do wyznaczonego otworu w fundamencie. Następnie anoda jest mocowana do fundamentu za pomocą tego samego narzędzia. Po okresie zużycia może być w ten sam sposób wymieniona. Rozwiązanie nie wymaga nurkowania.
Fot. System ochronny ICCP-SAM (źr. Corrosion)
Poniżej na filmie sposób montażu anod na fundamencie palowym.