1 Geschichte der Windenergienutzung

1.1 Entwicklung der Windenergieanlagen

Die wichtigste Antriebsmaschine stellte im vorindustriellen Europa die Windmühle dar. Die Entwicklung der Windmühle geht zurück auf bereits im 18. Jhdt. vor Christus in den mesopotamischen Ebenen zur Bewässerung genutzte Windräder. Erste horizontale Windmühlen wurden von den Persern im 7. Jhdt. erbaut, worauf diese Technologie von den Kreuzrittern im 12. Jhdt. nach Europa gebracht wurde.

Während Windmühlen in Deutschland im Wesentlichen zum Mahlen von Getreide eingesetzt wurden, dienten sie in den Niederlanden als Pumpmühlen zur Trockenlegung und Wasserhaltung eingedeichter Gebiete. Darüber hinaus fanden Windmühlen eine Nutzung als Sägemühlen und dienten in der Sägeindustrie als Grundlage für den wirtschaftlichen Aufstieg der Niederlande. Durch die Einführung der Dampfmaschine wurden Windmühlen innerhalb kürzester Zeit bis Mitte des 20. Jhdts. als Antriebsmaschine bedeutungslos [18]. Abb. 1 zeigt eine Holländerwindmühle mit drehbarem Turmkranz.

Abb. 1 Holländerwindmühle

Ab der Mitte des 19. Jhdts. wurden in den USA neuartige Windräder zum Pumpen von Wasser entwickelt. Die als „Western Mills“ bezeichneten Windräder verfügten über zahlreiche Flügel, die bei zu starken Windgeschwindigkeiten über eine Zentrifugalregelung um ihre eigene Achse aus dem Wind herausgedreht werden konnten. Hierdurch konnte die Angriffsfläche für den Wind verringert werden, um Beschädigungen der Anlage zu vermeiden.

Durch die Weltausstellung in Philadelphia 1876 gelangte die neue Windradtechnologie auch nach Europa. Eine vergleichbare Nachfrage, die durch eine erforderliche Wasserversorgung in den Great Plains in den USA herrschte, gab es in Europa jedoch nicht. Allerdings wurde schnell erkannt, dass sich mit der Windradtechnologie auch elektrischer Strom erzeugen ließ. Besonders in der Zeit nach dem ersten Weltkrieg wurde die Bedeutung des Windes zur Energieerzeugung wiedererkannt und es wurden wissenschaftliche Arbeiten zur Aerodynamik verfasst. Auf diese Zeit geht auch die Erkenntnis zurück, dass Anlagen mit wenigen Flügeln größere Leistungsziffern als Vielflügler erreichen. Durch die Verwendung von Flügelprofilen in Anlehnung an Propellergeometrien aus dem Flugzeugbau konnte darüber hinaus die Leistung der Anlagen deutlich gesteigert werden. Durch eine flächige Versorgung mit Elektrizität und ein schnelles Vergessen der Kohlekrise wurden die Bemühungen zur Nutzung der Windenergie jedoch Ende der 1920er Jahre vorerst eingestellt [18].

Motiviert durch die Ölkrise und das zunehmende Umweltbewusstsein rückten erneuerbare Energien, hier zunächst die Solarenergie vor der Windenergie, wieder in das öffentliche Interesse. Dies führte zu neuem Engagement und zusätzlichen Forschungsausgaben für die Windenergie, vor allem in den USA, Dänemark und Deutschland, die 1983 in der Inbetriebnahme der damals größten Windenergieanlage der Welt, der Großen Windkraftanlage (GROWIAN). Durch zahlreiche konstruktions- und werkstoffbedingte Mängel konnte die auf einem abgespannten Stahlrohrturm auf der Schwäbischen Alb errichtete Anlage nur wenige Betriebsstunden absolvieren und wurde 1987 wieder demontiert.

Dennoch wurden die Forschungsaktivitäten, auch aufbauend auf den Erfahrungen des GROWIAN-Projekts, weiter fortgesetzt, z. B. in der Entwicklung der WKA 60 auf Helgoland, die als Lee- statt als Luvläufer, als Dreiflügler statt als Zweiflügler und mit einer starren statt mit einer Pendelnabe ausgeführt wurde. 1985 kam es dann zu einer Abkehr in der Forschungspolitik weg von einer entwicklungsorientierten Großprojektförderung, hin zur Förderung auch kleiner Unternehmen mit robusten und zuverlässigen Kleinanlagen [18].

1.2 Derzeit genutzte Anlagen

Unter den regenerativen Energien steuert die Windenergie in Deutschland heute den größten Teil zur Gesamtenergieversorgung bei. Angaben des Deutschen Windenergie-Institutes mit Stand 30.06.2007 zufolge, die auf einer Erhebung unter Herstellern im Juni / Juli 2007 beruhen, betrug die gesamte installierte Leistung zu diesem Zeitpunkt in Deutschland 21.283 MW. Diese Gesamtleistung verteilt sich auf 19.024 Anlagen, so dass die durchschnittliche Anlagenleistung damit bei 1,12 MW liegt [11]. Mit diesem Werten nimmt Deutschland nach wie vor die Spitzenposition im internationalen Vergleich ein, wenn auch die Zuwachsraten anderer Länder mittlerweile die des deutschen Marktes überschreiten.

Innerhalb der Bundesrepublik Deutschland werden dabei bevorzugte Windenergiestandorte durch die geografischen Gegebenheiten und vor allem durch die natürlichen Windverhältnisse vorgegeben. So lässt sich anhand einer Übersicht über den Neubau von Anlagen deutlich darstellen, dass die küstennahen Bundesländer Niedersachsen und Schleswig-Holstein in der Anzahl installierter Windenergieanlagen (WEA) führend sind. Da jedoch mit fortschreitender Anlagentechnik auch Standorte im Binnenland wirtschaftlich nutzbar werden und zudem bereits im Jahr 2001 95% der damals als Vorrangflächen bezeichneten Gebiete bereits bebaut waren, wurden in den letzten Jahren auch zahlreiche Anlagen an Binnenlandstandorten erbaut [8], [21].

 

Bei den heute im Betrieb befindlichen Anlagen hat sich eindeutig der Anlagentyp mit drei Rotorblättern auf einer starren horizontalen Rotorwelle durchgesetzt. Die Anlagen werden als Luvläufer mit Windnachführungsmechanismus ausgeführt, da es bei Leeläufern bei jedem Durchlauf eines Rotorblatts durch den Windschatten des Turms zu einem Strömungsabriss kommt. Dieser führt zu einer erheblichen Ermüdungsbelastung und reduziert damit die Lebensdauer der Anlage [17].

Zur Begrenzung der aus dem Luftstrom entnommenen Leistung bei hohen Windgeschwindigkeiten verfügen die heute im Einsatz befindlichen Anlagen über verschiedene Regel- und Steuereinrichtungen, wobei im Wesentlichen die Leistungsaufnahme des Rotors begrenzt wird. Bei der sog. Stall-Regelung bewirkt eine entsprechende Bauweise der Rotorblätter ein bewusstes Strömungsablösen an der Rotorblatthinterkante bei hohen Windgeschwindigkeiten. Da es durch dynamische Effekte, hervorgerufen durch Böen, zu einem verzögerten Abreißen der Luftströmung kommen kann, hat sich am Markt die Aktiv-Stall-Regelung etabliert, bei der die Anlage durch eine Blattwinkelverstellung in Strömungsrichtung kontrolliert in den Stall (Strömungsabriss) gefahren werden kann [19].

Den wichtigsten Regelmechanismus stellt mittlerweile die sog. Pitch-Regelung dar, bei der durch kontinuierliche Verdrehung der Rotorblätter in Richtung Fahnenposition die Anströmverhältnisse und damit die Strömungskräfte auf die Rotorblätter so beeinflusst werden, dass die Leistungsaufnahme für Geschwindigkeiten oberhalb der Nenngeschwindigkeit weitgehend konstant ist. Neben der daraus resultierenden konstanten Generator-Nennleistung bietet die Pitch-Regelung den zusätzlichen Vorteil, dass die aerodynamischen und daraus resultierenden mechanischen Beanspruchungen der Anlage im Vergleich zur Stall-Regelung reduziert sind [19].

 

2 WEA im Onshore-Bereich

2.1 Konstruktionsprinzipien

Als wesentlicher Bestandteil der Horizotalachsen-WEA macht der Turm einer Anlage etwa 20% der Gesamtanlagenkosten aus. Während die Montage, die Zugänglichkeit der Komponenten und vor allem die Beanspruchungen mit zunehmender Höhe des Turms auch größere Probleme bereiten, steigt die spezifische Energielieferung des Rotors aufgrund des charakteristischen Windprofils über der Geländeoberfläche mit wachsender Nabenhöhe an [17]. Hier gilt es, durch optimierte Turmbaukonzepte für WEA die für gewöhnlich mit der Höhe stärker ansteigenden Baukosten bei größeren Turmhöhen zu reduzieren, um so die Windenergie auch in Höhen zwischen 160 und 180 m wirtschaftlich nutzen zu können.

Einen erheblichen Einfluss auf die Beanspruchbarkeit und Lebensdauer einer Anlage hat die dynamische Abstimmung der WEA, die wesentlich durch die Steifigkeit der Turmkonstruktion bestimmt wird. Hierbei kennzeichnet die Lage der ersten Biegeeigenfrequenz des Turms zur aerodynamischen Erregerfrequenz die schwingungstechnische Konzeption der Anlage. Liegt die erste Eigenfrequenz der Anlage oberhalb der Rotor- und Blattdurchgangsfrequenz (Faktor 3 zur Rotorfrequenz bei dreiflügligen Anlagen), spricht man von einer steifen Konstruktion (stiff-stiff), liegt sie unterhalb beider Erregerfrequenzen, ist die Konstruktion weich (soft-soft). Große Onshore WEA sind hauptsächlich als soft-stiff Türme ausgelegt, wobei die Eigenfrequenz im Energieproduktionsbereich zwischen Rotor- und Blattdurchgangsfrequenz liegt. Abb. 2 zeigt das Campbell Diagramm für eine WEA mit soft-stiff Auslegung [1].

 

Abb. 2 Campbell Diagramm einer WEA mit soft-stiff Auslegung [1]

Da grundsätzlich Ausführungen mit härteren und weicheren Türmen möglich sind, wird die Wahl des Turmkonzepts häufig durch genehmigungsrechtliche und logistische Gesichtspunkte beeinflusst. Über 80% der derzeit angebotenen Anlagen werden als Stahlrohrturm-Variante angeboten [21].

2.1.1 Stahlrohrturm

Stahlrohrtürme für WEA wurden in zahlreichen unterschiedlichen Bauarten ausgeführt, wobei bei den derzeit ausgeführten Anlagen eindeutig der zylindrische bzw. konische Rohrturm dominiert. Alternative Stahlrohrturmkonzepte bestehen im mit Seilen abgespannten Stahlrohrturm sowie Dreibein- oder Tripod-Lösungen. Während abgespannte Systeme nicht mehr verwendet werden, weil die dynamischen Anforderungen an die Konstruktion wirtschaftlich nicht zu erfüllen sind, gewinnen Tripod-Lösungen im Rahmen von Offshore-Konstruktionen wieder an Bedeutung [23].

Die Beherrschung des Schwingungsverhaltens von Stahlrohrtürmen führte zum Durchbruch für dieses Turmkonzept. Durch eine sehr niedrige Steifigkeitsauslegung sind wirtschaftliche Konstruktionen möglich, die durch eine dünnere Bauweise zu einer Gewichts- und Kostenreduktion führen. Die Anpassung des Querschnitts über die Turmhöhe erfolgt dabei entweder über eine konische Form, einen konischen Fuß und / oder die Abnahme der Wanddicken mit zunehmender Querschnittshöhe [17]. Durch den geschlossenen Querschnitt weisen Stahlrohrtürme eine hohe Torsionssteifigkeit auf. Abb. 3 zeigt eine Anlage vom Typ MM 92 der REpower Systems AG mit konischem Stahlrohrturm(Foto: REpower Systems AG).

Abb. 3 Anlage vom Typ MM92 der REpower Systems AG mit konischem Stahlrohrturm

 

Während die einfache und schnelle Montierbarkeit von Stahlrohrtürmen aus Einzelsegmenten bis zu einer Höhe von 30 m einen Vorteil dieses Turmkonzeptes darstellt, bereiten die großen Durchmesser der unteren Segmente bei immer größeren Turmhöhen ein Transportproblem aufgrund von Brückendurchfahrten. Während Brückendurchfahrten bis maximal 4,20 m zugelassen sind, erreichen die unteren Segmente bei einer konischen Bauweise für WEA ab 100 m Höhe bereits Durchmesser von über 4 m.

Dies könnte dazu führen, dass andere Turmbaukonzepte, wie Gitter- oder Hybridtürme, die in der Entwicklung der WEA nur eine untergeordnete Rolle spielten, zu neuer Bedeutung gelangen könnten [14], [21].

2.1.2 Gitterturm

Räumliche Fachwerkkonstruktionen wurden oftmals für die ersten Versuchsanlagen eingesetzt, da sich mit ihnen hohe und biegesteife Turmkonstruktionen am einfachsten realisieren ließen. Die Konstruktion erfolgte hierbei in Anlehnung an den bereits bekannten Strukturen für Hochspannungsmasten. Neben der wenig ansprechenden optischen Erscheinung führten jedoch der höhere Aufwand für Gründung, Montage und Wartung dazu, dass Gittertürme gegenüber Stahlrohrtürmen nur eine untergeordnete Rolle am Markt spielen. Wegen der Entwicklung der Anlagen hin zu immer größeren Nabenhöhen, gelangen Fachwerkkonstruktionen aufgrund ihrer Transportvorteile und günstigeren Dämpfungseigenschaften, die aus den zahlreichen Fügestellen und damit verbunden einer hohen Eigendämpfung des Systems resultieren, jedoch wieder zu mehr Bedeutung. Ein weiterer Vorteil besteht in der Materialersparnis bei gleicher Turmhöhe und Biegesteifigkeit, die jedoch zum erhöhten Aufwand für Montage und Wartung in Relation gesetzt werden muss [17]. Darüber hinaus ist bei Gittertürmen auf eine ausreichende Torsionssteifigkeit zu achten, da diese im Vergleich zu Stahlrohrtürmen deutlich geringer ausfällt.

Die zurzeit größte WEA der Welt in Laasow mit einer Nabenhöhe von 160 m, einem Rotordurchmesser von 90 m und einer Leistung von 2,5 MW ist als frei stehender Stahlfachwerkturm errichtet. Abb. 4 zeigt die Anlage in Laasow (Foto: SeeBA Energiesysteme GmbH).

Abb. 4 Derzeit höchste WEA in Laasow

 

2.1.3 Betonturm

Ähnlich wie Gittertürme machen die Betontürme nur einen geringen Anteil der am Markt erhältlichen WEA aus. Betontürme werden als Rohrtürme mit rundem oder vieleckigem Querschnitt in konischer oder stufenweise zylindrischer Form ausgeführt. Es existieren sowohl schlaff bewehrte als auch vorgespannte Betontürme. Die Herstellung erfolgt sowohl in Ortbetonbauweise als auch in Fertigteilbauweise. Die am deutschen Markt bevorzugte Bauweise für Betontürme besteht in der Schleuderbetonbauweise mit Fertigteilen. Während das höhere Gewicht von Betontürmen als Nachteil gegenüber Stahltürmen gewertet werden muss, stellen die vergleichsweise geringeren Materialkosten bei steifen Turmausführungen einen Vorteil von Betontürmen dar [17]. Abb. 5 zeigt eine WEA Typ E-112 des Herstellers Enercon mit Betonturm.

Abb. 5 Betonturm einer WEA des Herstellers Enercon

 

2.1.4 Hybridturm

Als Hybridtürme werden grundsätzlich Turmkonstruktionen bezeichnet, deren Bauweise über die Turmhöhe variiert. Hier besteht zum einen die Möglichkeit, ein aufgelöstes Stahlgittermastunterteil mit aufgesetztem Stahlrohrmantelmast zu errichten, zum anderen werden als Hybridtürme Rohrtürme aus unterschiedlichen Werkstoffen bezeichnet, deren unterer Teil aus Spannbeton besteht mit einem aufgesetzten oberen Teil aus Stahlrohr [23]. Es scheint jedoch zweckmäßiger, von Stahlrohrtürmen auf erhöhtem Fundament zu sprechen, da es entlang der Längsachse des Turmbauwerks zu einem Werkstoff- bzw. Konstruktionstypwechsel kommt. Für Stahlrohrtürme mit großen Nabenhöhen bieten die sog. Hybridlösungen die Möglichkeit, die Logistikprobleme mit großen Turmsegmenten zu umgehen, indem für den unteren Turmabschnitt mit großen Querschnitten eine andere als die Stahlrohrbauweise verwendet wird.

 

2.2 Entwicklung der Anlagengrößen

Die Ende 1993 in Deutschland installierten 1.797 Anlagen verfügten über eine durchschnittliche Leistung von 186 kW. Demgegenüber beträgt die durchschnittliche Leistung einer im ersten Halbjahr 2007 installierten WEA dagegen etwa 1.917 kW, was mehr als einer Verzehnfachung der Leistung je WEA entspricht [11]. Diese Steigerung der Leistungsfähigkeit von WEA wird nur deshalb ermöglicht, weil sowohl die Nabenhöhen als auch die Rotordurchmesser der Anlagen ständig größer werden.

 

Abb. 6 Entwicklung der Nennleistung, Rotordurchmesser und Nabenhöhen von WEA [5]

Abb. 6 zeigt die Entwicklung der Nennleistung, Rotordurchmesser und Nabenhöhen von WEA [5]. Die derzeit leistungsfähigsten Anlagen sind die REpower 5M und die Multibrid M5000 mit einer Leistung von jeweils 5 MW, dicht gefolgt von der Enercon E-112 mit einer Leistung von 4,5 MW [1]. Um den Trend zu immer größeren Nabenhöhen und Rotordurchmessern auch durch die Turmkonstruktionen erfüllen zu können, sind weitergehende Entwicklungen bei den Turmkonzepten erforderlich. Während eine Vergrößerung der Nabenhöhe aufgrund des günstigeren Windprofils in größeren Höhen leistungserhöhend auf die Anlage wirkt, bleibt zu klären, ob bezüglich des Rotordurchmessers die wirtschaftlichen Grenzen erreicht sind und eine weitere Vergrößerung der Anlagen noch eine Kostenreduktion bei der Energiegewinnung liefern kann, da deutliche zusätzliche Belastungen auftreten, wie z. B. das Erreichen der Schallgeschwindigkeit an den Flügelspitzen [21]. Abb. 7 zeigt die jeweiligen Anteile unterschiedlicher Anlagengrößenklassen in Prozent an der jährlich neu installieren Leistungen. Es zeigt sich, dass der Anteil von Anlagen mit einem Rotordurchmesser >90 m vorerst keine wesentlichen Zuwachsraten verzeichnen kann [11].

Abb. 7 Anteile der Anlagengrößenklassen an jährlich neu installierter Leistung [11]

 

3 WEA im Offshore-Bereich

3.1 Umweltbedingungen

Da dem weiteren Ausbau der Energieerzeugung mit Onshore-WEA gerade in dichtbesiedelten Industriestaaten wie Deutschland, Holland oder England die Knappheit an erforderlichen Aufstellorten entgegensteht, werden seit mehreren Jahren verstärkt Bemühungen unternommen, WEA im Offshore-Bereich zu installieren. Zusätzlich führen die höheren und konstanteren Windgeschwindigkeiten über See dazu, dass der erhöhte Aufwand für die Gründung von Anlagen unter Wasser sowie für die Netzanbindung lohnenswert erscheint. Eine wirtschaftliche Alternative zur Onshore-Nutzung der Windenergie kann hierbei der Betrieb von größeren Offshore-Windparks liefern, da hier sowohl Netzanbindung als auch die Wartung der Anlagen gebündelt erfolgen kann [17], [21].

Die Entwicklung von Offshore Windparks in Deutschland verzögert sich aufgrund der besonderen Situation bedingt durch den Naturschutzgürtel um Deutschlands Küsten. Während in anderen europäischen Ländern, wie Dänemark, Irland, Großbritannien, Schweden und die Niederlande bereits Offshore-Windparks hauptsächlich im Nearshore-Bereich bis etwa 10 m Wassertiefe betrieben werden, ist die Offshore-Windenergienutzung in Deutschland noch nicht praktisch erprobt. Darüber hinaus ist die Offshore-Nutzung aufgrund der höheren Investitionskosten nur mit großen Generatoren im 3 bis 6 MW-Bereich wirtschaftlich, diese sind als Prototypen in der Entwicklung [21], [23]. Mit Anlagen dieser Größenordnung liegen für die in Deutschland zu erwartenden Gründungstiefen von 20 bis 40 m Wassertiefe bisher noch keine Erfahrungen vor, ein erster Testbetrieb erfolgt zurzeit innerhalb des EU-geförderten DOWNVInD Programms mit 5 MW-Anlagen in einer Wassertiefe von 45 m [10]. Darüber hinaus wurde vom Bundesumweltministerium vor kurzem das Forschungsprojekt zum Betrieb eines Offshore-Testfelds 45 km vor Borkum bewilligt, das durch den Betrieb von zwölf 5 MW Einheiten weitere Erkenntnisse zur Offshore-Tauglichkeit der Anlagen und die auftretenden Beanspruchungen aus Wind und Wellen liefern soll.

Zusätzlich zu den auch für Onshore-WEA zu berücksichtigenden Betriebslasten und Umweltbedingungen treten im Offshore-Bereich weiterführende Beanspruchungen auf, die im Wesentlichen aus den höheren Windgeschwindigkeiten und der zusätzlichen Wellenbelastung resultieren. Bei gleicher Nabenhöhe vergrößern sich zudem die Anlagenabmessungen um die Wassertiefe. Zusätzliche Lastfälle wie Anprall durch Treibeis und Schiffskollision sind zu berücksichtigen. Darüber hinaus stellen auch die hohe Korrosivitätskategorie der Umgebung und die deutlich schwierigere Fundamentierung der Anlagen große Herausforderungen dar. Auf Grundlage des umfangreichen Anforderungskatalogs an Offshore-WEA müssen optimierte Auslegungskonzepte erarbeitet werden, um eine wirtschaftliche Nutzung der Windenergie im Offshore-Bereich zu ermöglichen [20].

3.2 Gründungsarten

Um den besonderen Anforderungen der Fundamentierung von Offshore-WEA gerecht zu werden, wurden verschiedene Gründungskonzepte entwickelt, die in den folgenden Abschnitten erläutert werden. Eine Übersicht einiger Konzepte zeigt Abb. 8 [22].

 

Abb. 8 Gündungskonzepte für Offshore-WEA

 

3.2.1 Monopile

Das Monopile-Konzept bezeichnet die Gründung mit einem einzelnen Stahlrohr, das über eine Rammung oder Bohrung in den Baugrund eingebracht wird. In das Gründungsrohr wird das Stahlrohr des Anlagenturms eingestellt und der Zwischenraum mit hochfestem Mörtel verpresst. Diese als „grouted joint“ bezeichnete Verbindung ermöglicht die Korrektur von möglichen Schiefstellungen des Gründungsrohrs [7], [20], [22].

3.2.2 Schwergewichtsgründung

Die Schwergewichtsgründung stellt eine klassische massive Flächengründung dar, die auch durch absenkbare Stahl- oder Betonkästen realisiert werden kann. Aufgrund des hohen Aufwands ist diese Gründungsart nur bis zu einer Wassertiefe von etwa 25 m wirtschaftlich anwendbar [7], [20], [22].

3.2.3 Tripod

Eine für größere Wassertiefen geeignete Gründungsstruktur stellt das Tripod-Konzept dar. Hierbei erfolgt eine Abstützung des Turmes, durch drei Verstrebungen unterstützt, die zusätzlich über horizontale Aussteifungen auf Meeresbodenhöhe mit dem Turm verbunden sind. An den Enden der Tripod-Elemente befinden sich Hülsen, die mit im Boden liegenden Pfählen durch Verpressen verbunden werden [20], [22].

3.2.4 Jacket

Bei der Jacket-Gründung wird der Turm der WEA auf einer Fachwerkstruktur aus Hohlprofilen verankert, die ebenfalls mit Pfählen im Meeresboden verankert wird. Durch die verhältnismäßig große Basis der Struktur kann eine hohe Steifigkeit erzielt werden [7], [22].

3.2.5 Suction Bucket

Das Bucket-Fundament wird als eimerartiges Stahlfundament ausgeführt, das mit der Öffnung nach unten durch ein Vakuumverfahren in den Meeresboden eingebracht wird. Seine Steifigkeit erhält das System zusätzlich durch das eingeschlossene Bodenvolumen. Bei der Bucket-Lösung handelt es sich um eine verhältnismäßig einfache Struktur mit leichter Rückbaufähigkeit [7], [22].

3.2.6 Tension Leg

Das Tension-Leg-Konzept beschreibt eine schwimmende Gründdungsstruktur, die tauchend über Zugabspannungen im Meeresboden verankert wird. Durch die schwimmende / tauchende Lösung ist ein einfaches Einschwimmen der Anlage zum vorgesehenen Standort möglich [7], [22].

3.2.7 Tripile

Bei der Tripile-Gründung handelt es sich um eine Modifikation des Monopile-Konzepts, bei der drei etwa 80 m lange Pfähle bis zu 40 m tief in den Boden gerammt werden. Durch die Verwendung von drei Pfählen kann der Pfahldurchmesser im Vergleich zur Monopile-Lösung reduziert werden und beträgt etwa 3 m. Auf den Pfahlköpfen erfolgt die Montage eines Stützkreuzes, das die Anlage mit Turm, Gondel und Rotor trägt [2].

3.2.8 Quadropod

Bei der Quadropod-Gründung handelt es sich um eine Modifikation des Tripod-Konzepts mit vier statt drei Verstrebungen. Hierbei wird ebenfalls eine erhöhte Gründungssteifigkeit bei großen Wassertiefen erzielt [20].

3.3 Übergangs- und Turmkonstruktionen

3.3.1 Tripodknoten

Optimierte Geometrie, Ringflansch [3]

3.3.2 Grouted Connection

Verbindungen der Gründungsstruktur von Offshore-WEA mit dem Turm der Anlage können als sog. Grouted Connections ausgeführt werden. Hierbei wird in einem auch als „Transition Piece“ bezeichneten Übergangsbereich der Zwischenraum zwischen Turmstruktur und umgebender Gründungsstruktur mit hochfestem Mörtel kraftschlüssig verpresst. Hierdurch kann eine Verbindung mit guten Ermüdungseigenschaften und der Möglichkeit zur Kompensation von leichten Schiefstellungen der Gründungsstruktur hergestellt werden. Aufgrund der ermüdungsrelevanten Beanspruchung werden für Offshore-WEA Hochleistungsbetone als Grout-Material verwendet. Grouted Connections können bei der Monopile- sowie der Tripod / Quadropod- und Jacket-Gründung zum Einsatz kommen [1], [12].

 

4 Bemessung von WEA

4.1 Normen und Richtlinien

Eine Bemessung einer Onshore-WEA für einen bestimmten Standort ist unüblich und aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten nicht zweckmäßig, da es sich bei WEA um typengleiche Serienprodukte handelt. Daher erfolgt der Nachweis für sog. Typenklassen in Abhängigkeit von maximaler Windgeschwindigkeit, vom Jahresmittel der Windgeschwindigkeit sowie der Turbulenzintensität. Im Rahmen eines Typenzertifikats durch eine anerkannte Zertifizierungsstelle, Deutsches Institut für Bautechnik (DIBt) oder Germanischer Lloyd WindEnergie GmbH (GL) wird dann die Übereinstimmung der WEA einer bestimmten Typenklasse mit der zugrunde zu legenden Normung nachgewiesen. Die Prüfung und Genehmigung von WEA erfolgt in Deutschland auf Grundlage der „Richtlinie für Windenergieanlagen“ des DIBt [13].

Für Offshore-WEA erfolgt die Zertifizierung ebenfalls durch anerkannte Zertifizierungsstellen wie die GL und Det Norske Veritas (DNV). Von diesen Institutionen werden umfassende Richtlinien zur Bemessung herausgegeben, die die speziellen Einwirkungen auf Offshore-WEA regeln. Zunächst sind die Standortbedingungen, die neben Angaben über die geplante Anlage die Baugrundeigenschaften, die Winddaten und die maritimen Bedingungen darstellen, dem Zertifizierer vorzulegen und durch diesen zu bewerten. Hierauf aufbauend werden die Lastannahmen definiert, in diesem Zusammenhang sind insbesondere die erhöhten Beanspruchungen aus Wind sowie die zusätzlichen Beanspruchungen aus Wellen auf die Anlagenstruktur sowie Schiffsanprall zu nennen. Bezüglich Schiffsanprall ist ebenfalls die schiffskörpererhaltende Auslegung der Unterstruktur zu berücksichtigen, die im Fall einer Kollision die Schäden am Schiff möglichst gering halten soll. Mit den ermittelten Beanspruchungen erfolgen dann entsprechend den gültigen Regelwerken die in Abschnitt 4.2 zusammengestellten Nachweise [7], [16].

4.2 Nachweise für den Turm

Entsprechend der „Richtlinie für Windenergieanlagen“ sind die Einwirkungen auf Onshore-WEA nach DIN EN 61400 und ergänzende, in der Richtlinie aufgeführte Einwirkungen, zu berücksichtigen. Hierbei handelt es sich um Einwirkungen aus Trägheits- und Gravitationslasten, Einwirkungen aus aerodynamischen Lasten und sonstige Einwirkungen, wie z. B. Imperfektionen, Temperatureinflüsse oder Eislasten. Die zu bildenden Einwirkungskombinationen auf Grundlage der genannten Lastfälle werden in [9] beschrieben.

Turm und Gründung einer Onshore-WEA werden nach deutschem Baurecht dem bautechnischen Teil der Anlage zugeordnet. Hierfür sind mit den ermittelten Schnittgrößen im Grenzzustand der Tragfähigkeit die Nachweise gegen Bruch, Beulen und Knicken sowie der ausreichenden Lebensdauer zu führen. Im Grenzzustand der Gebrauchstauglichkeit sind die zulässigen Verformungen und Schiefstellungen sowie zahlreiche Detailnachweise zu führen [12], [15].

Im Rahmen der Bemessung einer Offshore-WEA sind für die Tragstruktur die folgenden Nachweise zu führen [4], auf Nachweise der Gründung wird hier nicht weiter eingegangen:

• Nachweise der dynamischen Eigenfrequenz

  Eigenfrequenzen, Erregungsfrequenzen, Schwingungsamplituden

• Nachweise im Grenzzustand der Tragfähigkeit

  Festigkeit, Stabilität, Krafteinleitungen und Verbindungen

• Nachweise im Grenzzustand der Ermüdung

  Betriebsfestigkeit

• Nachweise im Grenzzustand der Gebrauchstauglichkeit

  Verformungen

• Nachweise der Dauerhaftigkeit

  Korrosionsschutzkonzept

4.3 Iterative Dimensionierung

Um den sicheren Betrieb einer WEA zu gewährleisten, ist die Vermeidung von Resonanzen des Turms mit Kopfmasse aus Gondel und Rotor mit den Erregerfrequenzen aus den Rotorkräften sicherzustellen. Entscheidend für das Schwingungsverhalten ist demnach die Lage der ersten Biege- und Torsionseigenfrequenz des Turms zur Erregerfrequenz des Rotors [17]. Nach DIBt-Richtlinie muss bei der Dimensionierung des Turms einer WEA nach dem vereinfachten Berechnungsverfahren nachgewiesen werden, dass die Eigenfrequenzen des Turms einen Abstand von mindestens ± 5% von den Erregerfrequenzen aus Rotor und Blattdurchgang besitzen. Bei der Ermittlung der Eigenfrequenzen der Anlage ist auch die Gründungssteifigkeit zu berücksichtigen, die in einem geotechnischen Gutachten nachzuweisen ist [9].

Die Dimensionierung der Anlage erfolgt in einem iterativen Prozess, bei dem zunächst die Eigenfrequenzen der gewählten Struktur ermittelt und der ausreichende Abstand zu den Erregerfrequenzen überprüft wird. Ergibt die Berechnung der dynamischen Anlagencharakteristik unter Betriebslasten, dass die erforderlichen Sicherheitsabstände nicht eingehalten sind, wird die Steifigkeit durch Veränderung der Struktur iterativ angepasst, bis die erforderlichen Sicherheiten eingehalten sind.

4.4 Ermüdung

Die Gesamtnutzungsdauer einer WEA wird durch den Mechanismus der Ermüdung bestimmt. Im Rahmen der Nachweise zur Betriebsfestigkeit einer Anlage sind unter anderem Nachweise für den Turm und dessen Anschlusspunkte zu führen. Auf die erforderlichen Nachweise für die weiteren Anlagenkomponenten wird hier nicht weiter eingegangen.

4.4.1 Bemessungsvorschriften

Die gültigen Bemessungsvorschriften bieten die Möglichkeit, die erforderlichen Ermüdungsnachweise anhand verschiedener Konzepte zu führen. Neben dem Nennspannungskonzept nach der linearen Schädigungshypothese von Palmgren-Miner sind hier das Strukturspannungskonzept auf Grundlage der Hot-Spot-Spannungen sowie örtliche Konzepte auf Grundlage örtlicher Spannungen und Dehnungen zu nennen. Maßgebend für das Ermüdungsverhalten eines Stahlrohrturmes sind die Schweißnähte der Turmschale sowie die Anschlussnähte der Ringflansche [23]. Die Schrauben der Ringflanschverbindung sollen hier nicht näher betrachtet werden. Geeignete Maßnahmen zur Erhöhung der Ermüdungsfestigkeit der Gesamtturmstruktur müssen daher auf eine Erhöhung der Ermüdungsfestigkeit im Bereich geschweißter Kerbdetails ansetzen.

4.4.2 Schweißnahtnachbehandlung

Zur Erhöhung der Ermüdungsfestigkeit geschweißter Anschlüsse von WEA wird derzeit der positive Einfluss hochfrequenter Hämmerverfahren auf geschweißte Details untersucht. Bei diesen Verfahren handelt es sich Umfangreiche Testreihen an Probekörpern mit nachbehandelten Schweißnahtdetails haben gezeigt, dass durch eine Behandlung des Schweißnahtübergangs mit hochfrequenten Hämmerverfahren die Ermüdungsfestigkeit der Details signifikant gesteigert werden kann. Dies ist auf eine geometrische Verbesserung des Schweißnahtübergangsprofils sowie auf das Einbringen von Druckeigenspannungen durch eine plastische Verformung zurückzuführen [24].

Die beschriebenen Verfahren bieten insbesondere die Möglichkeit, höherfeste Stähle für Tragtürme von WEA einzusetzen. Der Einsatz höherfester Stähle war bisher nicht wirtschaftlich, da die anzuwendenden Kerbfallklassen unabhängig von der Streckgrenze des verwendeten Werkstoffs gelten. Da die Lebensdauer der gesamten Turmkonstruktion von der Lebensdauer der ausgeführten Schweißnahtdetails bestimmt wird, konnte somit durch den Einsatz höherfester Stähle keine Reduzierung der Wanddicken erzielt werden. Versuche an geschweißten und nachbehandelten Probekörpern aus S 690 Q konnten jedoch belegen, dass für diesen Werkstoff eine Verdoppelung der Ermüdungsfestigkeit gegenüber unbehandelten Schweißnahtdetails möglich ist. Für eine Schweißverbindung einer Offshore-WEA konnte hierdurch gezeigt werden, dass eine Verringerung der erforderlichen Blechdicke auf 45% möglich ist. Abb. 9 zeigt die mit den hochfrequenten Hämmerverfahren „High Frequency Impact Treatment (HiFIT, links) und Ultrasonic Impact Treatment (UIT, rechts) nachbehandelten Schweißnahtdetails [25].

Abb. 9 Mit hochfrequentem Hämmerverfahren nachbehandelte Schweißnahtprobe [25]