fatigue design bei offshore-windenergieanlagen · fatigue design of offshore wind energy conversion...

Stahlbau 73 (2004), H.9, S. 716-726. Seite 1

Fatigue Design bei Offshore-Windenergieanlagen Univ. Prof. Dr.-Ing. Peter Schaumann; Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt. Ing. Patric Kleineidam;

Dipl.-Ing. Fabian Wilke Institut für Stahlbau, Universität Hannover, Appelstraße 9A; 30167 Hannover

Herrn em. Univ.-Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Karlheinz Roik zur Vollendung seines 80. Lebensjahres gewidmet.

In diesem Beitrag werden Ergebnisse von Untersuchungen zum Nachweis gegen Ermüdung von Offshore-Windenergieanlagen vorgestellt. Nach der Vorstellung und Diskussion möglicher Varianten von Tragstrukturen werden verschiedene Konzepte zur Berücksichtigung der Beanspruchungen aus dem Seegang für den Nachweis gegen Ermüdung beschrieben und bewertet. Die Konzepte reichen von deterministischen Verfahren, über Berechnungen im Zeitbereich zu Berechnungen im Frequenzbereich. Aufgelöste Strukturen machen zudem die Anwendung von Berechnungsansätzen erforderlich, die über das Nennspannungskonzept hinausgehen.

Fatigue Design of Offshore Wind Energy Conversion Systems. This paper compares concepts for the fatigue design of offshore wind energy conversion systems (OWECS). After a description of several types of support structures for OWECS, different methods for the fatigue design of these structures under wave loading are described. Possible concepts are the deterministic approach, the calculation in the time domain or in the frequency domain. As the nominal stress approach can hardly be applied to the joints of braced or lattice structures, local approaches to the fatigue assessment of welded joints have to be used.

1 Einleitung

Bild 1: links: Offshore-Windpark North Hoyle, UK. Foto: Anthony Upton rechts: Turmmontage beim Offshore-Windpark Arklow Bank, IRL. Foto: GE Wind Energy

Fig. 1: left: North Hoyle wind farm, UK. Photo: Anthony Upton right: Installation of towers at the wind farm Arklow Bank, IRL. Photo: GE Wind Energy


Die Windenergieindustrie hat sich in den letzten Jahren in Deutschland zu einem bedeutenden

Wirtschaftszweig entwickelt. Dies hat sich auch bei der Turmherstellung auf den Stahlbau

ausgewirkt. Bis Ende 2003 sind in Deutschland mehr als 15.000 Windenergieanlagen (WEA)

errichtet worden. Die Türme für diese Anlagen werden überwiegend aus Stahl gefertigt. Am

weitesten verbreitet sind dabei Stahlrohrtürme, für die mit Stahlmassen - nur für die

Turmkonstruktion - von etwa 80 t/MW zu rechnen ist, wie eine Untersuchung ergeben hat,

siehe [1]. Nach einer Studie des DEWI ist für Landanlagen eine jährliche Installation von

etwa 1500 MW in Deutschland nach einem Rückgang innerhalb des kommenden Jahrzehnts

auch langfristig noch zu erwarten, siehe Bild 1. Aus dem oben angegebenen Wert können die

nennenswerten Stahlmassen abgeleitet werden, mit deren Einsatz im Bereich der

Windenergieanlagen gerechnet werden kann.

Bild 2: Installierte Windenergieleistung pro Jahr in Deutschland, Entwicklung seit 1990 und Marktprognose bis 2030, Quelle: DEWI-Studie [2]

Fig. 2: Installed wind energy capacity per year (Germany), development since 1990 and assessment until 2030, Source DEWI-Study [2]

Der Rückgang innerhalb der nächsten Jahre wird zudem durch die erwartete Entwicklung von

großen Windparks in der Nord- und Ostsee ausgeglichen. Bezüglich der benötigten

Stahlmengen pro Anlage kann bei Offshore-Projekten aus den bisherigen Erfahrungen in

Dänemark, bei vorsichtiger Schätzung, von einer Verdoppelung gegenüber den Landanlagen

ausgegangen werden. Denn den günstigeren natürlichen Windbedingungen steht ein höherer

technischer Aufwand entgegen. Insbesondere die Investitionen für Fundament und


Energietransport sind für Offshore-Standorte bedeutend höher. Bei der derzeitigen

Kostenstruktur entfallen etwa 20% der Investitionskosten auf die Fundamente und deren

Installation. Für Offshore-Standorte kommt daher einer Optimierung der Konstruktion im

Vergleich zu Landanlagen eine größere Bedeutung zu.

Durch die Errichtung der Anlagen auf See entstehen gegenüber den Landanlagen

Fragestellungen, die die zusätzlichen Beanspruchungen aus dem Seegang und spezielle

Konstruktionsformen betreffen. Auf diese Fragestellungen sind die Forschungsprojekte im

Bereich der Offshore-Windenergieanlagen ausgerichtet, die am Institut für Stahlbau der

Universität Hannover bearbeitet werden. Im Rahmen dieses Beitrages werden zunächst

typische Tragstrukturen für Offshore-WEA beschrieben. Anschließend wird die Ermittlung

der maßgebenden Beanspruchungen für diese Anlagen erläutert, bevor verschiedene

Verfahren zur Durchführung einer Lebensdaueranalyse von Tragstrukturen unter

Seegangslasten als maßgebender Bestandteil vorgestellt und vergleichend bewertet werden.

Für Rohrknotenverbindungen, die als Bestandteile der Tragstrukturen in der Nord- und Ostsee

erwartet werden können, wird in diesem Beitrag auf verschiedene Aspekte des Nachweises

gegen Ermüdung eingegangen.

2 Tragstrukturen für Offshore-WEA

2.1 Gründungskonzepte

Von den in Deutschland etwa 30 derzeitig beantragten Windparks in der 12-Seemeilen-Zone

und der ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) befinden sich nahezu alle in Wassertiefen

bis maximal 45 m. Oberhalb der Wasserlinie weisen alle Konzepte den gleichen Aufbau auf.

Die Anlagen, für die zukünftigen Offshorestandorte in der Größenklasse bis 5,0 MW, werden

auf stählerne Rohr- oder Fachwerktürme mit Nabenhöhen um 80 m montiert. Aufgrund der

günstigeren Windverhältnisse Offshore, sowohl bezüglich der mittleren Windgeschwindigkeit

als auch der Rauhigkeitseinflüsse in der Grenzschicht, kann auf höhere Türme – onshore geht

die Entwicklung hin zu Türmen mit Nabenhöhen von 130 m und mehr – verzichtet werden.


Tabelle 1: Bisher in Europa ausgeführte Nearshore- und Offshoreprojekte

Table 1: Previously carried out European nearshore and offshore projects

Vor allem wegen des bedeutenden Anteils an den Investitionskosten (siehe Abschnitt 1)

werden derzeit auf Basis des vorliegenden Wassertiefenbereichs für die Tragstrukturen der

Offshore-WEA verschiedene Gründungskonzepte diskutiert, wobei sich Erfahrungen an

bisher ausgeführten Nearshore- und Offshore-Projekten auf die beiden im folgenden

erstgenannten Konzepte konzentrieren (vgl. Tabelle 1).


Bild 3: Konzepte für die Gründungsstrukturen von Offshore-WEA

Fig. 3: Concepts for the support structures of offshore wind energy conversion systems


Die in Bild 3 dargestellten Grundvarianten sind:

a.) Monopile-Strukturen

Bei diesem Konzept wird ein einzelnes Stahlrohr in den Baugrund gerammt (oder auch

gebohrt). Die Verfahren zur Einbringung von Pfählen mit großem Durchmesser (> 5m)

werden stetig weiterentwickelt. Über eine spezielle Verbindung, den grouted joint, bei dem

zwei ineinander gestellte Rohrstücke mit hochfestem Mörtel verpresst werden, können

Schiefstellungen des gerammten Pfahlteils ausgeglichen werden. Im Gegensatz zu

Mehrpfahl-Lösungen ist bei dieser Variante für den Biegemomententabtrag die laterale

Bodentragfähigkeit von besonderer Bedeutung. Das Tragverhalten von Monopiles mit

großem Durchmesser, vor allem unter zyklischer Dauerlast, ist nicht vollständig geklärt

und Bestandteil der aktuellen Forschung [3], [4].

b.) Schwergewichtsgründungen

Das Funktionsprinzip entspricht im Wesentlichen dem der klassischen, massiven

Flachgründung. Alternativ bieten sich Stahl- oder auch Betonkästen an, die abgesenkt und

ballastiert werden. Untersuchungen zu Schwerkraft-Fundamenten aus Beton für die ersten

Offshore-Parks in Dänemark (z.B. [5], [6]) haben gezeigt, dass diese durch den technische

Aufwand und die Kosten mit zunehmender Wassertiefe unwirtschaftlich werden,

wenngleich neuere Untersuchungen zeigen, dass diese Konzepte, vor allem bei steigender

Anlagengröße, auch für Wassertiefen bis etwa 25 m mit vertretbaren Aufwand umzusetzen

sind, siehe [7] und [8].

c.) Tripod (Dreibein-Fundament)

Bei der Gründungsvariante Tripod wird der Turmschaft durch eine dreibeinige Abstrebung

und horizontal liegende Aussteifungen gestützt. Die Verbindung mit dem Baugrund erfolgt

mit Pfählen, die in Hülsen am Ende der Tripodbeine geführt und durch Verpressen

kraftschlüssig mit diesen verbunden werden. Im Vergleich zu den vorgenannten Konzepten

ermöglicht die aufwändigere Konstruktion den Einsatz in größeren Wassertiefen.

d.) Jacket-Gründungen

Die Jacket-Gründung (in Bild 3c als kombinierte Jacket-Monoturm-Variante dargestellt)

ist eine fachwerkartige Struktur aus Rundhohlprofilen mit großer Basis, die wie das

Tripod-Fundament mit Pfählen im Baugrund verankert wird und eine große Steifigkeit

aufweist. Der Wassertiefenbereich entspricht etwa dem des Tripods.

e.) Bucket-Fundament

Das Bucket-Fundament ist ein eimerartiges Stahlfundament, das mit der Öffnung nach

unten mittels eines Vakuumverfahrens in den Boden eingesaugt wird [9]. Die gesamte vom


Fundament eingeschlossene Bodenmasse trägt zur Stabilität des Fundamentes bei. Es kann

nach [9] bei Wassertiefen bis 40 m eingesetzt werden. Die Vorteile sind die niedrigen

Kosten der einfachen Struktur und eine leichte Rückbaufähigkeit: Wenn Luft

hineingepumpt wird, hebt sich das Fundament aus dem Boden. Wenngleich kleine

Hindernisse mittels örtlicher Bodenverflüssigung beseitigt werden können, ist zur

Anwendung des Konzepts ein homogener Baugrundaufbau nötig.

f.) Tension Leg-Konzept

Dieses neue Konzept (Bild 3f nach [10]) sieht einen halbtauchenden, d.h. unter der

Meeresoberfläche befindlichen aber nicht auf dem Meeresgrund abgesetzten,

Schwimmkörper vor, der aus mehreren Pontons besteht, die durch eine

Aussteifungskonstruktion verbunden sind. Die Pontons werden mit mittels Abspannungen

am Meeresgrund verankert. Im Verbindungspunkt der Pontons wird der WEA-Mast

eingespannt. Großer Vorteil dieses Konzepts, das ab mittleren Wassertiefen eingesetzt

werden soll, ist das einfache Einschwimmen der Schwimmkörper zum Offshore-Standort.

Mischsysteme aus den dargestellten Varianten, wie z.B. das aus der Ölförderindustrie

bekannte Suction Bucket-Konzept (eine Jacketkonstruktion mit Saugpfählen als Verankerung)

sind möglich.

Tabelle 2: Wassertiefenbereiche für die verschiedenen Gründungskonzepte

Table 2: recommended water depths for different types of support structures

Die für die Konzepte in Tabelle 2 angegebenen Wassertiefen stellen nur eine grobe

Orientierung bei der Untersuchung möglicher Konzepte dar. Erfahrungen beim Entwurf der

Offshore-Tragstrukturen zeigen deutlich, dass eine Betrachtung allein der Wassertiefe der

Aufgabenstellung bei weitem nicht gerecht wird. Weitere maßgebende Einflussgrößen für die

Wahl der Tragstruktur ergeben sich neben der Einbeziehung von Montage, Transport und

Rückbaufähigkeit sowohl aus den standortspezifischen Umweltbedingungen als auch dem

Anlagenbetrieb:


• Bodenverhältnisse: Insbesondere für Monopile-Strukturen sind tragfähige Böden ohne

größere Rammhindernisse von großer Bedeutung. Bei Tripods und Jacket-Konstruktion

sind die Anforderungen an die laterale Tragfähigkeit geringer, da Biegemomente im

Wesentlichen als aufgelöstes Kräftepaar in den Baugrund eingeleitet werden. Ein ebener,

gut tragfähiger Meeresboden reduziert die Vorbereitungskosten bei

Schwergewichtsfundamenten.

• Seegangs- und Strömungsverhältnisse am Standort: Wellenhöhe und -verteilung,

Strömungsgeschwindigkeit und Eisgang, vor allem in der Ostsee, beeinflussen die

Bemessung.

• Einflüsse aus der Anlage: Um die insbesondere für die Ermüdung nachteilige Anregung

der Struktur im Bereich der Eigenfrequenzen zu vermeiden, sollten diese in einem

Abstand von mindestens 5% von den wesentlichen Anregenden, der Rotordrehzahl (1P)

und der Blattdurchgangsfrequenz (3P bei den üblichen 3-Blatt-WEA), liegen. Liegt die

Eigenfrequenz der Tragstruktur gemäß des Resonanzdiagramms (Cambell-Diagramm)

nach Bild 4 zwischen 1P-Anregender und der 3P-Anregenender, wird die Eigenfrequenz

nur beim An- oder Abschalten der Anlage durchlaufen. Im Produktionsbetrieb besteht

keine Resonanzgefahr. Man bezeichnet diese Auslegung als „soft-stiff“. Eigenfrequenzen

oberhalb beider Anregenden („stiff-stiff“) sind vor allem bei größeren Wassertiefen nur

schwer erreichbar. Hingegen erfordert die sehr weiche Konstruktion der „soft-soft“-

Variante besondere Aufmerksamkeit bei der Berechnung, da hier neben der

Resonanzgefahr im Produktionsbetrieb auch die Schwingamplituden stark zunehmen.

Bild 4: Resonanz-Diagramm einer drehzahlvariablen Dreiblatt-WEA

Fig. 4: Campbell-diagramm of a three-bladed wind turbine


Die bisher vorliegenden Erfahrungen mit Anlagengrößen bis maximal 3,6 MW werden

nicht ohne weiteres auf die zukünftige Offshore-Anlagengeneration übertragbar sein, da

deutlich steigende Turmkopfmassen das dynamische Verhalten stark beeinflussen werden.

2.2 Stähle für Offshorestrukturen

Die im Vergleich zu Onshore-Anlagen größeren erforderlichen Blechdicken sowie die

speziellen Umgebungsbedingungen führen zu erweiterten Anforderungen an die Stähle. Die

Normen [11], sowie die Richtlinien der Zertifizierungsstellen (z.B. [10], [12], [13])

bestimmen die Werkstoffwahl. Bei den Offshorestählen nach [11] handelt es sich um

ausschließlich voll beruhigt vergossene, feinkörnige Stähle, die entweder normalisierend oder

thermomechanisch gewalzt sind [14]. Sie weisen gegenüber üblichen Baustählen deutlich

geringere Schwefelgehalte auf, wodurch Sulfideinschlüsse reduziert werden und die

Anisotropie der Eigenschaften verringert wird. Die an die Kerbschlagzähigkeit gestellten

Anforderungen sind mit Prüftemperaturen bis -40° C und erhöhten Mindestwerten der

Kerbschlagarbeit deutlich höher als bei üblichen Baustählen.

3 Beanspruchungen

Offshore-WEA sind vielfältigen Beanspruchungen ausgesetzt. Zusätzlich zu den

Beanspruchungen aus dem Anlagenbetrieb unter Wind, der bei Landanlagen den

maßgeblichen Lasteinfluss darstellt, können sich die in Abschnitt 2.1 beschriebenen

Bedingungen auf die Strukturauslegung auswirken. Die Erfahrungen bei der Auslegung der

Tragstrukturen von Offshore-WEA zeigen, dass vor allem für die unter kombinierten Wind-

und Wellenlasten stehenden, geschweißten Strukturteile unterhalb der Wasserlinie der

Ermüdungsnachweis maßgebend wird. Allein aus der Wellenbelastung ist für Nord- und

Ostseestandorte während der Auslegungslebensdauer der Anlagen von 20 Jahren mit

Lastspielzahlen um 109 zu rechnen. Die Nachweise gegen Ermüdung stellen daher den

Schwerpunkt der hier dargestellten Betrachtungen dar.

3.1 Strukturbeanspruchungen aus Anlagenbetrieb

Die Ermittlung von Strukturbeanspruchungen aus dem Betrieb der Anlage erfolgt für die

Windenergieanlagen der Megawattklasse durch Simulationsrechnungen im Zeitbereich, die

mit speziellen Programmen durchgeführt werden müssen, siehe hierzu z.B. [15]. In diesen

Berechnungen werden repräsentative Umweltverhältnisse berücksichtigt, die in den

entsprechenden Vorschriften, siehe DIBt-Ri [16] und GL-Ri [17], geregelt sind und z.B.

Böeneigenschaften des Windes, Richtungsänderungen, Start- und Stoppvorgänge der Anlage


u.ä. beinhalten. Die DIBt-Richtlinie ist unter Mitwirkung des Erstautors überarbeitet worden

und im Mai 2004 erschienen.

Zur Durchführung der angesprochenen Berechnungen sind zudem Informationen über die

Gestaltung der Rotorblätter und die Steuerung der Anlage erforderlich, die nur bei den

Herstellern der Anlage vorliegen. Als Konsequenz werden die Berechnungen meistens von

den Herstellerfirmen selbst oder spezialisierten Ingenieurbüros durchgeführt. Die

Überprüfung der Lastansätze erfolgt über Gutachten, die von unabhängigen Institutionen, wie

etwa dem Germanischen Lloyd, dem Det Norske Veritas, einigen TÜV-Stellen und z.B. dem

DEWI-OCC, angefertigt werden. Als Ergebnis der Berechnungen liegen Zeitreihen der

Beanspruchungen an unterschiedlichen Schnitten der Anlage vor, die für die Nachweise

gegen Ermüdung für die Struktur üblicherweise in Summenkollektive umgerechnet werden.

Bei Windenergieanlagen wirkt sich der drehende Rotor überwiegend dämpfend auf die

dynamische Reaktion der Anlage aus. Die Werte einer solchen aerodynamischen Dämpfung

sind vom Betriebszustand der Anlage und damit der Windgeschwindigkeit abhängig.

Realistische Werte können aus den angesprochenen Berechnungen abgeleitet werden. Die

aerodynamische Dämpfung kann die Größenordnung der Strukturdämpfung übersteigen. und

hat daher einen maßgebenden Einfluss auf die rechnerisch ermittelten Schädigungen. In Bild

5 ist die Zusammensetzung der Gesamtdämpfung aus Strukturdämpfung und aerodynamischer

Dämpfung in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit dargestellt. Für die Strukturdämpfung

wurden mittlere Werte für einen Stahlturm mit Flachgründung auf Sand nach [18]

angenommen. Die aerodynamische Dämpfung ist vom Anlagentyp abhängig; hier sind

exemplarisch Werte nach [19] dargestellt. Im Betriebsbereich der Anlage übersteigt die

aerodynamische Dämpfung die Strukturdämpfung deutlich, so dass in diesem Bereich von

einem großen Einfluss der aerodynamischen Dämpfung auf die Strukturantwort und damit die

ermittelte Schädigung auszugehen ist. Bei Windgeschwindigkeiten außerhalb des

Betriebsbereiches, kleiner als die Einschaltwindgeschwindigkeit oder größer als die

Ausschaltwindgeschwindigkeit, wirkt ausschließlich die Strukturdämpfung.


Bild 5: Zusammensetzung der Dämpfung für Tragstrukturen von Windenergieanlagen in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit, exemplarische Darstellung

Fig. 5: Composition of damping values for support structures of wind energy converters against the wind speed, exemplary illustration

3.2 Kombinierte Beanspruchung aus Anlagenbetrieb und Seegang

In den verbreiteten Programmen Flex5 [20] und Bladed [21] zur Durchführung der oben

angesprochenen Berechnungen können zwar bereits Wellenbeanspruchungen berücksichtigt

werden, es ist aber Stand der Technik, dass bei diesen Berechnungen die Tragstruktur der

Windenergieanlage auf einen Kragbalken mit elastischer Lagerung zurückgeführt wird. Dies

basiert auf der Entwicklung der Windenergietechnik mit ihren typischen Turmstrukturen für

Landanlagen. Die Möglichkeit, aufgelöste Strukturen, wie etwa eine Offshore-WEA mit

Tripod-Gründung, in die Simulationsrechnung einzubeziehen, liegt momentan in diesen

Programmen noch nicht vor sondern ist Gegenstand laufender Entwicklungen, so dass zur

Zeit getrennte Berechnungen für Belastungen aus Wind und Wellen durchgeführt werden

müssen. Zur Kombination der Ermüdungsbeanspruchungen kann beispielsweise auf die

Entwicklungen der TU Delft zurückgegriffen werden, siehe z.B. Kühn [19] und Tempel [22].

Vor diesem Hintergrund werden hier im Folgenden Berechnungsverfahren für allgemeine

Strukturen unter Seegangsbeanspruchung vorgestellt.

3.3 Konzepte für den Nachweis gegen Ermüdung bei Seegangsbeanspruchungen

Die Konzepte für den Nachweis gegen Ermüdung von Tragstrukturen unter

Seegangsbeanspruchungen reichen von deterministischen Methoden, die häufig für Öl- und


Gasplattformen eingesetzt werden, über Berechnungen im Frequenzbereich bis zu

Berechnungen im Zeitbereich.

Bild 6: Berechnungskonzepte zur Schädigungsbewertung von Offshore-Tragstrukturen unter Seegangsbeanspruchungen

Fig. 6: Concepts for fatigue assessment of offshore structures under wave loading

Die grundlegenden Verfahrensschritte sind in Bild 6 zusammengestellt und werden im

Folgenden näher erläutert. Ausgangspunkt für alle Berechnungskonzepte ist, wie in der

Abbildung erkennbar, die langzeitstatistische Beschreibung des Seegangs. Bevor auf die


Verfahren näher eingegangen wird, werden daher maßgebende Charakterisierungen der

maritimen Umgebungsbedingungen zusammengestellt.

3.3.1 Maritime Umgebungsbedingungen und Seegangslasten

Unregelmäßiger Seegang, wie er in der Natur angetroffen wird, kann allgemein durch einen

stochastischen Verlauf der Wasserspiegelauslenkungen beschrieben werden, siehe [23]. Den

maßgebenden Einfluss bei der Ausbildung des Seegangszustandes besitzt der Wind, der

Bewegungsenergie in das Meer in Abhängigkeit der Überstreichungslänge (Fetch) einträgt.

Der stochastische Verlauf des Seegangs ist in Zeitperioden von mehreren Stunden nahezu

stationär, siehe [23]. Die Eigenschaften des Seegangs werden für diese Seegangszustände

empirisch über so genannte Wellenenergiespektren - auch Seegangsspektren genannt -

beschrieben. Üblich ist nach Clauss [24] die Verwendung der beiden folgenden empirischen

Beschreibungen. Für eine voll entwickelte Windsee in tiefem Wasser und bei unbegrenztem

Fetch wird das Pierson-Moskowitz-Spektrum Sζζ,PM empfohlen, siehe Gleichung 1.

2 3

3, 2 45 4

1 1( ) 4 exp 16

= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ − ⋅ ⋅

sPM

Z Z

HST Tζζ

πω πω ω

(1)

mit HS [m] signifikante Wellenhöhe TZ [s] mittlere Nulldurchgangsperiode

Für flacheres Wasser und bei extremen Seegangsverhältnissen wird dort auf das JONSWAP-

Spektrum Sζζ,JS verwiesen, das auf umfangreichen Messungen vor der deutschen

Nordseeküste basiert. In Gleichung 2 ist die Formulierung für das JONSWAP-Spektrum

angegeben, wie sie bei Vugts [25] verwendet wird.

21exp2

, ,( ) ( )

ω ωσ ω

ζζ ζζω ω γ

− − ⋅ ⋅

= ⋅ ⋅

mm

JS PMS nf S (2)

mit nf [-] Normalisierungsfaktor γ, σ [-] Anpassungsfaktoren ωm [rad/s] Modale Frequenz des Spektrums

Informationen über langzeitstatistische Verteilungen dieser Seegangszustände dienen als

Grundlage für die Strukturauslegung und werden für Bemessungsaufgaben in so genannten

Wellenverteilungsdiagrammen zusammengestellt. In Bild 7 sind typische

Wellenverteilungsdiagramme für Nordsee- bzw. Ostseebedingungen nach [26] dargestellt. Sie


enthalten Informationen darüber mit welchen Häufigkeiten bestimmte Seegangszustände mit

den maßgebenden Parametern HS und TZ auftreten. Beruhend auf Seegangsbeobachtungen

und Messungen können diese Informationen ortsbezogen z.B. vom Deutschen Wetterdienst

zur Verfügung gestellt werden. Alternativ können Ergebnisse von Simulationsrechnungen

verwendet werden, die für die Deutsche Bucht beispielsweise am Institut für

Strömungsmechanik der Universität Hannover durchgeführt worden sind, siehe [3].

Bild 7: Typische Wellenverteilungsdiagramme für Nordsee- bzw. Ostsee-Umgebungbedingungen, nach [26],

auf Klassenbreite der Wellenhöhe bzw. Wellenperiode bez. Häufigkeit in Promille

Fig. 7: Typical wave scatter diagrams for North Sea and Baltic Sea conditions, see [26], probability in part per thousand, related to class range of wave height respectively wave period,

Die Berechnung von Wellenlasten ist der nächste Schritt, um von den

Umgebungsbedingungen auf die Strukturbeanspruchungen zu schließen. Mit geeigneten

Wellentheorien werden für die jeweiligen Seegangsbedingungen die Geschwindigkeiten und

Beschleunigungen der Wasserpartikel ermittelt. Aus diesen können für hydrodynamisch

transparente Tragstrukturen mit Hilfe der Morison-Formel die Strukturbelastungen abgeleitet

werden, siehe z.B. Clauss [24]. Grundlegende Überlegung ist, die Komponenten der

Wasserpartikelkinematik zu bestimmen, die senkrecht auf die Struktur ausgerichtet sind, und

aus diesen die Strukturbelastung mit Hilfe der Morison-Formel zu berechnen. Das Vorgehen

ist bei Clauss [24] ausführlich beschrieben, hier wird nur die allgemeine Gleichung der

Morison-Formel für beliebig orientierte Strukturelemente angegeben.


2

4 2πρ ρ⋅

= ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ ⋅m N d RN RND Df C u C u u (3)

mit D [m] Durchmesser des betrachteten Strukturelementes Cm, Cd [-] Beiwerte zur Berücksichtigung der Strömungsverhältnisse ρ [kg/m³] Dichte von Seewasser RNu [m/s] relative Geschwindigkeit der Wasserpartikel,

senkrecht auf das betrachtete Strukturelement Nu [m/s²] Beschleunigung der Wasserpartikel, senkrecht

auf das betrachtete Strukturelement Verschiedene Wellentheorien existieren, und die jeweils den aktuellen Welleneigenschaften

angepasste Wellentheorie muss verwendet werden, da die Verwendung einer nicht

angepassten Wellentheorie zu signifikanten Fehlern führen kann, wie z.B. von Schaumann

und Kleineidam in [27] beschrieben.

3.3.2 Deterministisches Konzept

Das deterministische Konzept wird von verschiedenen Richtlinien als Basiskonzept für den

Nachweis gegen Ermüdung von Offshore-Strukturen angegeben und ist detailliert von

Schaumann und Kleineidam [28] beschrieben worden. Die langzeitstatistischen

Seegangseigenschaften werden am betrachteten Standort durch Entwicklung des

Wellenhöhenüberschreitungsdiagramms berücksichtigt. Das Diagramm enthält die

Informationen darüber, wie viele der auftretenden Wellen eine bestimmte Wellenhöhe im zu

Grunde liegenden Bezugszeitraum überschreiten, siehe Bild 6 links oben. Der Entwicklung

des Diagramms liegt die Annahme zu Grunde, dass die langzeitstatistische Verteilung aus

dem Wellenverteilungsdiagramm unter Berücksichtigung einer Rayleigh-Verteilung für die

einzelnen Seegangszustände abgeleitet werden kann, siehe [23]. Die Anzahl der Wellen, die

in einem Betrachtungszeitraum, z.B. einem Jahr, eine bestimmte Wellenhöhe überschreiten,

kann dann aus Gleichung 4 abgeleitet werden.

( )2

0 s ss0

Hn(H) n exp 2 f H dHH

∞ = ⋅ − ∫ (4)

mit n(H) [-] Anzahl von Wellen, die die Wellenhöhe H im Betrachtungszeitraum übersteigen

n0 [-] Anzahl der Wellen im Betrachtungszeitraum Hs [m] signifikante Wellenhöhe f(Hs) [-] Wahrscheinlichkeitsdichte von Hs


Zusätzlich muss die Strukturantwort für eine ausreichende Anzahl an Wellenhöhen untersucht

werden, um ein Spannungs-Wellenhöhendiagramm abzuleiten, siehe Bild 6 links unten. Das

Diagramm verbindet die Wellenhöhe mit einer zugehörigen Spannungsschwingbreite und ist

für jedes untersuchte Kerbdetail zu entwickeln. Zur Ermittlung der Wellenlasten muss jeder

Wellenhöhe eine bestimmte Wellenperiode zugeordnet werden. Die Bestimmung dieser

Wellenperiode hat einen bedeutenden Einfluss auf die zu verwendende Wellentheorie und die

dynamische Strukturantwort. Die dynamische Strukturantwort wird bei diesem Verfahren

über dynamische Vergrößerungsfaktoren berücksichtigt, die analytisch oder numerisch unter

einer repräsentativen Wellenlast ermittelt werden können, wie in [28] beschrieben.

3.3.3 Berechnungen im Zeitbereich

Bei den Berechnungen im Zeitbereich werden Wellenenergiespektren verwendet, um

Zeitreihen der Wasserspiegelauslenkung durch Überlagerung von linearen Teilwellen zu

erreichen, siehe z.B. [3]. Die Amplituden der Teilwellen ergeben sich nach dem in Gleichung

5 dargestelltem Zusammenhang.

n n na 2 S ( )ζζ= ⋅ ω ⋅∆ω (5)

mit an [m] Amplitude der Teilwelle Sζζ [m²s] Wert des einseitiges Seegangsspektrums ∆ωn [rad/s] Breite des betrachten Ausschnitt des Spektrums

Die Strukturlasten werden durch Auswertung der überlagerten Wasserpartikelkinematik, siehe

Bild 6 Mitte oben, mit der Morison-Gleichung ermittelt, dabei sind geeignete Annahmen zur

Berücksichtigung der überlagerten Wasserspiegelauslenkung aus den Teilwellen zu

berücksichtigen, siehe z.B. [29]. Um die dynamischen Einflüsse einzubeziehen, ist die

Strukturantwort mit transienten Berechnungen im Zeitbereich zu ermitteln, die

Strukturmassen und Dämpfungseigenschaften berücksichtigen, siehe [30]. Das Vorgehen ist

ausführlicher in [31] beschrieben.

Für die Lebensdauerbewertung wird die Schadensakkumulationshypothese nach

Palmgren/Miner angewendet. Um die dafür erforderliche Anzahl der auftretenden

Spannungsschwingbreiten unterschiedlicher Klassenbreiten aus einer Spannungszeitreihe zu

ermitteln, sind geeignete Klassierverfahren anzuwenden; hier wurde das Rainflow-

Zählverfahren nach Clormann [34] verwendet. Untersuchungen haben gezeigt, dass bei

Simulationen, die länger als etwa 30 Minuten andauern, nur geringe Unterschiede in den

ermittelten Schädigungen beim Vergleich verschiedener Realisierungen auftreten, während

bei Verkürzung der Simulationsdauer die Ungenauigkeiten überproportional zunehmen, siehe


Schaumann und Kleineidam [33]. Für die Durchführung von Schädigungsbewertungen

können zusätzliche Überlegungen zur Reduzierung der Anzahl der zu untersuchenden

Seegangszustände eines Wellenverteilungsdiagramms angestellt werden, da die

Berechnungen im Zeitbereich mit einem vergleichsweise hohen numerischen Aufwand

verbunden sind.

3.3.4 Berechnungen im Frequenzbereich

Ein Seegang ist durch stochastische Eigenschaften charakterisiert. Ist eine Struktur einer

solchen Seegangsbeanspruchung ausgesetzt, so ist die Antwort ebenfalls ein stochastischer

Prozess. Ebenso wie der Eingangsprozess des Seegangs durch Wellenspektren der

Wasserspiegelauslenkung Sζζ(ω) dargestellt wird, kann auch die Strukturantwort,

beispielsweise charakterisiert als Spannung, in Form eines Spannungsspektrums Sσσ(ω)

dargestellt werden. Um diese Methode für Berechnungen anwenden zu können, muss der

Zusammenhang zwischen dem Eingangssignal und dem Ausgangssignal hergestellt werden.

Formal kann er folgendermaßen dargestellt werden, dabei ist H die so genannte

Transferfunktion, die die Verknüpfung der beiden Prozesse darstellt:

2( ) ( ) ( )= ⋅S H Sσσ ζζω ω ω (6)

mit Sσσ [N²/mm4s] Spannungsspektrum H [N/m³] Hydrodynamische Transferfunktion Sζζ [m²s] einseitiges Seegangsspektrum

Für jedes zu untersuchende Kerbdetail ist eine solche Transferfunktion zu bestimmen. Für

Pfahlstrukturen, wie z.B. Monopiles, können analytische Zusammenhänge abgeleitet werden,

siehe [23]. Für Tiefwasser-Plattformen ist in der Offshore-Industrie die so genannte „Hybride

Zeit- und Frequenzbereichsanalyse“ bekannt, siehe [35]. Dieses Konzept beinhaltet die

Simulation repräsentativer Zeitreihen von Wellenlasten und daraus die Ermittlung der

Strukturantwort im Zeitbereich unter Verwendung nichtlinearer Effekte. Für diese

repräsentative Spannungszeitreihe kann die zugehörige Transfer-Funktion bestimmt werden.

Zu diesem Zweck muss die Zeitreihe unter Verwendung z.B. der schnellen Fourier-

Transformation nach [36] zunächst in den Frequenzbereich übertragen werden, um dann im

Verhältnis zum Anregungsspektrum die Transfer-Funktion ableiten zu können, siehe z.B.

Schaumann und Kleineidam [33]. Liegen geeignete Transfer-Funktionen vor, können für

beliebige Seegangsspektren die zugehörigen Spannungsspektren berechnet werden, siehe Bild

6 rechts unten. Die Schädigungsbewertung im Frequenzbereich wird unter Verwendung der


Formel nach Dirlik [37] zur Bestimmung der Wahrscheinlichkeitsdichte der

Spannungsschwingbreiten durchgeführt. In [32] ist die Berücksichtigung einer allgemeinen

Wöhlerlinie mit abschnittsweise unterschiedlichen Exponenten für dieses Verfahren

beschrieben, wie sie in den Offshore-Richtlinien vorgeschrieben sind, siehe z.B. [17].

3.4 Berechnungsumgebung Han-Off

Zur Anwendung der beschriebenen Verfahren wurde das Offshore-Berechnungsprogramm

Han-Off verwendet, das in den letzten Jahren am Institut für Stahlbau der Universität

Hannover entstanden ist. Mit dem Programm können beliebige hydrodynamisch transparente

Strukturen unter Seegangsbeanspruchungen statisch und dynamisch berechnet werden. Für

die Bestimmung der Strukturantwort unter den Beanspruchungen wird das kommerzielle FE-

Programm ANSYS© [38] verwendet. Im Rahmen des Postprocessings können

Rohrknotenverbindungen mit dem Strukturspannungskonzept bewertet werden, siehe

Abschnitt 4. Weiterhin können Schädigungsberechnungen im Zeitbereich bzw. im

Frequenzbereich durchgeführt werden. Die Wellenlasten werden für die Berechnungen je

nach aktuellen Anforderungen mit linearen und nichtlinearen Wellentheorien sowie für

regelmäßige Wellen und unregelmäßigen Seegang ermittelt. Neben eigenen Entwicklungen

können dabei über eine vorbereitete Schnittstelle die Ergebnisse des

Wellenlastberechnungsprogrammes WaveLoads (siehe z.B. [3]) verwendet werden.

3.5 Vergleichende Bewertung der Berechnungskonzepte

Von den Autoren wurden umfangreiche Berechnungen zu den Berechnungskonzepten mit

dem oben beschriebenen Programm Han-Off durchgeführt. Die beschriebenen Konzepte

unterscheiden sich in Bezug auf die Berücksichtigung der dynamischen Strukturantworten.

Dies wirkt sich deutlich auf den erforderlichen numerischen Aufwand aus. Weitere

Unterschiede sind im Hinblick auf die Schädigungsbewertung festzustellen. Es ist davon

auszugehen, dass die Berechnungen im Zeitbereich eine zutreffende Beschreibung der

Beanspruchungen und der Strukturantworten ermöglichen, sofern die Randbedingungen, die

sich aus Simulationsdauer und zulässiger Wellentheorie ergeben, eingehalten werden.

Der geringste numerische Aufwand ist mit der deterministischen Berechnung verbunden. In

den Vergleichen konnte gezeigt werden, dass das Verfahren zu guten Ergebnissen führt,

sofern dynamische Effekte aus den Wellenanregungen nur eine geringe Rolle spielen. Die

Einsetzbarkeit des Verfahrens ist daher orts- und strukturabhängig. Für typische

Tragstrukturen, wie z.B. Monopiles, kann sich der dynamische Einfluss zwischen Nord- und

Ostseebedingungen deutlich unterscheiden. Bei den meisten Tragstrukturvarianten nach


Abschnitt 2 liegen die ersten Eigenfrequenzen im Bereich von 0,3 Hz bis 0,4 Hz; dies

entspricht Eigenperioden zwischen 2,5 s und 3,5 s. Für die Ostsee ist die Häufigkeit von

Seegangszuständen mit entsprechenden Wellenperioden deutlich größer, vergleiche auch Bild

7.

Die Berechnungen im Frequenzbereich erfordern, zumindest für aufgelöste Strukturen wie

Tripod-Gründungen, einen numerischen Aufwand, der zwischen den Berechnungen nach dem

deterministischen Konzept und denen im Zeitbereich liegt. Dies ist darauf zurückzuführen,

dass eine begrenzte Anzahl von Berechnungen im Zeitbereich durchgeführt werden muss, um

die Transferfunktionen abzuleiten. Die durchgeführten Untersuchungen legen nahe, dass mit

den Berechnungen im Frequenzbereich das Strukturverhalten im Vergleich zu dem

deterministischen Verfahren besser beschrieben werden kann, wenn dynamische Effekte eine

größere Rolle spielen. Weiterhin konnte gezeigt werden, dass die Schädigungsbewertung im

Frequenzbereich eine gute Übereinstimmung mit der Schädigungsbewertung im Zeitbereich

über eine Rainflow-Auszählung aufweist.

Ausführlichere Dokumentationen zu den durchgeführten Berechnungen sind in den

Veröffentlichungen der Autoren zu dem Forschungsprojekt „Bau- und umwelttechnische

Aspekte von Off-shore Windenergieanlagen“, Kurztitel GIGAWIND, enthalten, siehe z.B.

[32], [26] sowie [33].

4 Beanspruchbarkeiten

4.1 Nachweisverfahren

Je nach Art der Tragstruktur werden bei dem Nachweis der Ermüdungsfestigkeit zwei

verschiedene Konzepte angewendet. Bei einfachen Strukturen wie Monopiles kann das z.B.

aus dem EC 3 [39] bekannte Nennspannungskonzept verwendet werden. Die

Ermüdungsbeanspruchungen werden hierbei mit den Nenngrößen des Querschnitts ermittelt.

Alle lokalen Einflüsse wie Bauteilgeometrie und Art und Ausbildung der Schweißnaht

werden auf der Widerstandsseite über kerbfallspezifische Ermüdungsfestigkeitskurven

(Wöhlerlinien) erfasst. Bei den für größere Wassertiefen favorisierten aufgelösten Strukturen

mit geschweißten Hohlprofilknoten liegen für die Vielzahl der möglichen Knotengeometrien

und -typen sowie Last- und Randbedingungen keine Kerbfallkataloge vor. Hier kommt das

einfachste der so genannten lokalen Konzepte, das Strukturspannungskonzept, zur

Anwendung ([40], [41], [42]). Die Anwendung von Kerbspannungs- oder

Kerbdehnungskonzepten, kombiniert mit bruchmechanischen Rissfortschrittsrechnungen


(siehe z.B. [41], [42]) ist in Richtlinien wie [10] grundsätzlich zugelassen. Sie beschränkt sich

wegen des großen Aufwands und den vor allem bei Schweißkonstruktionen statistisch oft

ungenügend abgesicherten Eingangsparametern auf Einzelfälle.

Beim Strukturspannungskonzept werden die Nennspannungsschwingbreiten durch die

Strukturspannungsschwingbreiten ersetzt. Diese ergeben sich aus den lokalen Spannungen

direkt vor der Schweißnahtkerbe, den „hot spot stresses“ σHS.

Bild 8: Bestimmung der Hot-Spot-Spannungen an der Nahtübergangskerbe eines Hohlprofilknotens

Fig. 8: Determination of hot-spot stresses at weld toe of tubular joint

Die Strukturspannungen erfassen die Bauteilgeometrie und die Lastparameter, jedoch nicht

die Kerbwirkung der Schweißnaht. Bild 8 zeigt die Definition der Strukturspannungen. In

größerer Entfernung der Schweißnaht wirkt die Nennspannung. Daran schließt sich ein

Bereich mit näherungsweise linear ansteigender Spannung infolge Knotengeometrie an. Der

stark nichtlineare Anstieg der Kerbspannungen am Schweißnahtfußpunkt wird über lineare

Extrapolation der Strukturspannungen über zwei Basispunkte (A und B) aus der

Einwirkungsseite ausgeklammert. Über den Spannungskonzentrationsfaktor (stress

concentration factor = SCF) können die Strukturspannungen aus den Nennspannungen

berechnet werden

HS NSCFσ = ⋅σ (7)

Neben der Möglichkeit, die SCF aus Versuchen zu bestimmen, bietet sich für diese

Problemstellung die Anwendung der Finite-Element-Methode an. Um aufwändige

Rechnungen – vor allem bei Verwendung von Volumenelementen mit Modellierung der über

den Umfang veränderlichen Schweißnahtgeometrie (Bild 9) – zu vermeiden, wurden in den

letzten Jahrzehnten Parametergleichungen zur Berechnung der lokalen Spannung entwickelt,

die auf Versuchsergebnissen oder FE-Berechnungen aufbauen. Die Strukturspannungen

werden damit an den versagenskritischen Stellen, den Kronen– und Sattelpunkten, bestimmt.


Eine Zusammenstellung der für den Offshore-Bereich maßgebenden Arbeiten kann [43]

entnommen werden.

Bild 9: Schnitt durch das Volumenmodells eines typischen Y-Knotens mit Modellierung der veränderlichen Schweißnahtgeometrie nach [44] .

Fig. 9: Section of a typical, solid modelled tubular Y-joint with the weld geometry acc. to [44] .

Die bei den Tragstrukturen verwendeten Knoten werden infolge Wind und Wellen räumlich,

mit wechselnden Normalkräften und Biegemomenten in und aus der Ebene, beansprucht. Für

diese Zwecke sind Standardverfahren nicht geeignet. Ein auch in den Richtlinien der

Zertifizierungsstellen (siehe [13], [10]) zugelassenes Näherungsverfahren hat Efthymiou in

[45] vorgestellt. Das Konzept erfasst mit gewissen Einschränkungen beliebige räumliche

Knotentypen unter dreidimensionalen Beanspruchungen. Die Auswirkungen der Belastungen

von weiteren angeschlossenen Streben auf die gewählte Bezugsstrebe werden dabei über

Einflussfunktionen erfasst. Zudem können die Lagerungsbedingungen und Behinderungen

der Ovalisierung mitberücksichtigt werden. Durch die allgemeine Formulierung der

verschiedenen Einflussparameter lässt sich das Verfahren gut in Berechnungsprogramme wie

Han-Off integrieren. Bei komplizierten Knoten und wenn die Randbedingungen und der

Kraftfluss nicht mit den den parametrischen Formeln zugrunde liegenden Annahmen

übereinstimmen, muss bereits in der Entwurfsphase mit der FE-Methode gearbeitet werden.

Da alle parametrischen Formeln über eine Ausgleichsrechnung an die berechneten oder

gemessenen Ergebnisse angepasst wurden, sind die Streuungen der Ergebnisse mit

Standardabweichungen nach [43] zwischen 20-28 % zum Teil sehr hoch. Dies zeigt sich auch,

wenn man die Ergebnisse der Parametergleichungen mit Berechnungen basierend auf der

Methode der finiten Elemente vergleicht (Bild 10).


Bild 10: Vergleich von Berechnungsergebnissen mit der FE-Methode (Volumenelemente mit Schweißnahtmodellierung) mit den parametrischen Formeln nach Efthymiou [45], Y-Knoten mit Θ = 45°.

Fig. 10: Comparison of results of a finite-element-method calculation (solid elements with modelled weld geometry) with the parametric equations acc. to Efthymiou [45], tubular Y-joints with Θ = 45°.

Aus diesem Grund kommt dem Sicherheitskonzept eine besondere Bedeutung zu. Neben dem

in [39] und [12] angewendeten Konzept mit Teilsicherheitsbeiwerten auf der Last- und

Widerstandsseite wird im skandinavischen Raum ein Konzept angewendet, bei dem die mit

der linearen Schadensakkumulationshypothese ermittelten Schädigungen durch

Sicherheitsfaktoren (DFF: Design Fatigue Factors) abgemindert werden (vgl. [10] und [13]).

Wie auch beim Nennspannungskonzept werden die dem Strukturspannungskonzept zugrunde

liegenden Wöhlerlinien experimentell ermittelt. Einflüsse aus

• Blechdickeneffekten

• unzureichendem Korrosionsschutz

• Schweißnahtnachbearbeitung (Schleifen, Nageln, UIT)

werden über zum Teil empirisch ermittelte Abminderungs- oder Erhöhungsfaktoren erfasst.

4.2 Einflüsse aus Wellenspreading

Eine Berücksichtigung der Richtungsabhängigkeit der Wellen (Wellenspreading) wirkt sich

grundsätzlich positiv auf die Ermüdungsnachweise aus. Ansätze für die Richtungsfunktionen

können z.B. [46] entnommen werden. Da die überwiegende Anzahl der

Berechnungsprogramme gemäß


2 2

0 02 2

2

0 02

E g S ( , ) d d g S ( ) M( ) d d

g S ( ) d M( ) d g S ( ) d 1

−π −π∞ ∞

ςς ςς−π −π

−π∞ ∞

ςς ςς−π

= ρ ⋅ ω µ ω µ = ρ ⋅ ω ⋅ µ ω µ

= ρ ⋅ ω ω µ µ = ρ ⋅ ω ω⋅

∫ ∫ ∫ ∫

∫ ∫ ∫

(8)

mit E [kg m² s-²/m²] Wellenenergie je Einheitsfläche des Ruhewasserspiegels

unter Vernachlässigung der Richtungsfunktion M(µ) mit einseitig gerichteten

Wellenenergiespektren Sζζ(ω) arbeitet, kann die Richtungsabhängigkeit z.B. aus Messdaten

am Standort diskret berücksichtigt werden. Bild 11 zeigt die Schädigungsverteilung eines

Monopiles auf Höhe Baugrund aufgetragen über einen 180°-Ausschnitt.

Bild 11: Schädigung D aus Ermüdung bei einem Monopilequerschnitt mit und ohne Wellenspreading

Fig. 11: Damage D acc. to Miners rule of a monopile section with and w/o consideration of wavespreading

5 Zusammenfassung und Ausblick

Der vorliegende Beitrag handelt von aktuellen ingenieurtechnischen Entwicklungen bei der

Bemessung und Konstruktion von Offshore-Windenergieanlagen. Dabei wird ausgehend von

den aktuellen Prognosen für die Entwicklung der Windenergie die Bedeutung für den

Stahlbau herausgestellt. Nach der Vorstellung und Diskussion möglicher Varianten von

Tragstrukturen werden im Hinblick auf den vielfach maßgebenden Nachweis gegen

Ermüdung verschiedene Konzepte zur Berücksichtigung der Beanspruchungen aus dem

Seegang beschrieben. Die Konzepte reichen von deterministischen Verfahren, über

Berechnungen im Zeitbereich zu Berechnungen im Frequenzbereich. Sie unterscheiden sich in

dem erforderlichen numerischen Aufwand. Es konnte festgestellt werden, dass bei Auftreten

von stärkeren Resonanzeffekten die Anwendbarkeit des deterministischen Verfahrens


begrenzt ist. Vergleichsberechnungen wurden mit dem am Institut für Stahlbau entstandenen

Berechnungsprogramm Han-Off durchgeführt.

Insbesondere die Einflüsse aus dem Anlagenbetrieb, z.B. in Form der aerodynamischen

Dämpfung, machen für wettbewerbsfähige Entwürfe eine kombinierte Berechnung von Wind-

und Wellenbeanspruchungen erforderlich. Für aufgelöste Tragstrukturen befinden sich die

dafür erforderlichen Software-Programme noch in der Entwicklung.

Die aufgelösten Strukturen machen zudem die Anwendung von Ermüdungsansätzen

erforderlich, die über das Nennspannungskonzept hinausgehen.

Die Offshore-Windenergietechnik stellt einen Bereich des Stahlbaus dar, der sowohl aufgrund

modernster Berechnungsverfahren und vielerlei technologischer Entwicklungen als auch

aufgrund der Zukunftsprognosen eine große Herausforderung darstellt.

Danksagung Die hier dargestellten Forschungsergebnisse zum Ermüdungsnachweis der Tragstrukturen von

Offshore-Windenergieanlagen sind innerhalb der Forschungsprojekte "Bau- und

umwelttechnische Aspekte von Offshore-Windenergieanlagen" (Kurztitel GIGAWIND) und

"Lebensdauerprognose für die Tragstrukturen von Offshore-Windenergieanlagen" erarbeitet

worden. Ersteres Projekt wurde von Ende 2000 bis Ende 2003 an der Universität Hannover

unter Beteiligung von vier Instituten durchgeführt; es wurde vom Bundesministerium für

Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit gefördert und stand unter der Projektträgerschaft

des PTJ, Forschungszentrum Jülich GmbH. Das zweite Projekt hat im August 2003 begonnen

und wird innerhalb des ForWind-Zentrums für Windenergieforschung vom Land

Niedersachsen gefördert.

Ausführliche und weitergehende Informationen zu den Forschungsprojekten sind in

zahlreichen Veröffentlichungen enthalten, die auf den Webseiten www.GIGAWIND.de und

www.ForWind.de zu finden sind; meist als download.

Der besondere Dank der Autoren gilt den Förderstellen und den Projektträgem.


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fatigue design bei offshore-windenergieanlagen · fatigue design of offshore wind energy conversion...

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