Optimal am Wind: Pitchsysteme - GL Group

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Bei den Produkten wie beim Projektmanagement: Auf die Qualität kommt es an. „Project Mediation plus“ Effektives Projektmanagement bei Windparks Multi-Vertragsmanagement im Offshore-Geschäft, aktuelle Schritte in Richtung neuer Verträge und die Herausforderungen des Schnittstellenmanagements waren die Themen bei der Präsentation des Mediationskonzepts „Project Mediation plus“ am 1. März. Unter den Teilnehmern waren Vertreter von Banken, Investoren, Herstellern, Ingenieurbüros und Versicherungsgesellschaften wie KfW, PwC, Dexia Bank, Commerzbank, Hypovereinsbank, GE, Vestas, BARD, e.on, F+Z, Marsh und Allianz. „Project Mediation plus“ ist ein Konzept für das gemeinsame Beziehungs- und Projektrisikomanagement bei Windparks. Dieser Service der Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Geschäftsbereich Windenergie, und des Centre for Effective Dispute Resolution (CEDR Solve, London) bietet einen Weg, projektbedrohende Konflikte zwischen allen Beteiligten in der Frühphase zu erkennen und tragbare Lösungen zu finden. WINDMESSE.DE SYMPOSIUM Die Teilnehmer erörterten Nutzen und Möglichkeiten der Mediation und der Projektmediation in der industriellen Planung und Konstruktion. Im Zentrum der Debatte standen insbesondere Fragen wie Multi-Vertragsmanagement im Offshore-Geschäft, aktuelle Schritte in Richtung neuer Verträge und Absprachen und die Herausforderung, vor die das Schnittstellenmanagement die Entwickler stellt. Da die Zeit einen entscheidenden kritischen Faktor darstellt, ist ein verbessertes Beziehungsmanagement hinsichtlich der technischen Schnittstellen, Konstruktionsabläufe und Konstruktionsrisiken notwendig. Im Laufe der Diskussion wurde die Funktion des Projektmediationskonzepts mit einem Zustandsüberwachungssystem (CMS) verglichen – eine Lösung, die wie geschaffen dafür ist, herauszufinden, wo etwas schiefgehen kann, bevor es zwischen den verschiedenen Vertragsparteien zu einem wirklichen Streit kommt. Der neutralen Vermittlung zwischen den Vertragspartnern wurde die rigidere Methode, alle Seiten durch finanziellen Druck zur Einhaltung ihrer Verträge zu bewegen, gegenübergestellt. Die Teilnehmer stimmten im Allgemeinen darin überein, dass es beim Vertragsmanagement in den letzten Jahren wesentliche Fortschritte gab. Es bedarf jedoch nach wie vor einer klaren und korrekten Definition der Schnittstellen zwischen den Partnern und transparenter, fairer Verträge. Die beste Garantie für stabile Beziehungen ist immer noch die Erfolgsbilanz eines erfahrenen Projektmanagementteams und erfahrener Auftragnehmer. In dieser Hinsicht wird das Konzept der Projektmediation in Kombination mit der technischen Kompetenz einer Zertifizierungsgesellschaft von Nutzen sein. ■ Weitere Informationen: Peter Dalhoff Leiter Abteilung Projekte Telefon: +49 40 36149-117 peter.dalhoff@gl-group.com Informationsaustausch in Hamburg Mehr als 100 Experten trafen sich zum Informationsaustausch beim windmesse.de-Technik- Symposium in Hamburg. Die Redner zeigten den Teilnehmern ein weites Wissensspektrum auf: Neben den neuesten elektrischen Anforderungen an Windenergienanlagen wurde auch die Projektplanung inklusive Gutachten, Kaufverträgen und Sanierung vorgestellt. In weiteren Vorträgen wurden Ansprüche an Komponenten, insbesondere an Getriebe, erläutert. Andreas Anders, stellvertretender Leiter Vertrieb und Projekte beim Germanischen Lloyd, präsentierte Neues zur Standortklassifizierung unter Berücksichtigung der aktuellen Normung und zeigte, wie wichtig die Aspekte Wind-, Netzanschluss und Umweltbedingungen sowie Bodeneigenschaften bei der Standortklassifizierung sind. Die Klassifizierung findet nach der „Richtlinie für die Zertifizierung von Windenergienanlagen“ des Germanischen Lloyd statt: Zunächst werden die Standortbedingungen mit den Auslegungsbedingungen verglichen, dann die standortspezifischen Lasten ermittelt und wenn nötig Restsicherheiten aufgezeigt. Zusätzlich können für die Standortbedingungen optimierte Komponenten nachgewiesen werden. ■ Weitere Informationen: Andreas Anders, stellvertretender Leiter Abteilung Projekte Telefon: +49 40 36149-118, andreas.anders@gl-group.com Foto: © Vesta 6 beaufort 6 2/2007
Foto: © IHC Hydrohammer Offshore Auf den Hammer gekommen Rund 14.000 technische Anlagen sind weltweit im Meer installiert – die meisten in der Gas- und Ölförderung. Die Offshore-Industrie verfügt über jahrzehntelange Erfahrung. Dennoch steht die Offshore-Windenergie vor neuen Herausforderungen. Installation eines Monopiles. Einen Moment lang herrscht Stille, nur das Summen diverser Aggregate und das leise Rauschen des Meeres ist zu hören. Dann kracht es. Ein 115 Tonnen schweres Schlaggewicht schlägt auf einem senkrecht stehenden Stahlrohr auf. Dieser „Monopile“ genannte Pfahl hat einen Durchmesser von über fünf Metern und wiegt mehrere hundert Tonnen. Die Kraft des Hammers ist enorm: Der Schlag beschleunigt den Monopile auf das 1.500fache der Erdbeschleunigung – jedenfalls während der Millisekunden, in denen die Stoßwelle durch den Stahl läuft. Zunächst geht alles sehr schnell: Die ersten Stöße rammen den Monopile jeweils mehrere Meter tief in den weichen Meeresboden der Nordsee. Mit zunehmender Tiefe und dichter werdendem Boden verringert sich der Vortrieb des Monopiles, für eine Rammtiefe von 30 Metern setzt man daher etwa zwei Stunden an. Dabei erfährt der Monopile rund 2.000 Schläge. Dynamische Kräfte Bei etwa einem halben Dutzend Windparks vor der Küste Dänemarks, Irlands und Großbritanniens wurde diese Technik bereits eingesetzt. Damit ruhen die meisten bislang gebauten Offshore-Windenergieanlagen auf Monopile-Gründungen. Das Rammen solcher Großrohre in den Meeresboden stellt grundsätzlich keine Herausforderung dar – fast Routine für Offshore-Spezialisten. Bei der Installation einer Windenergieanlage helfen ihre Erfahrungen aber nur bedingt weiter. Eine Windenergieanlage mit Monopile-Gründung steht nicht wie andere Offshore-Installationen auf vier oder mehr Beinen, sondern nur auf einem. Ungünstige Lastverhältnisse sind die Folge. Der Monopile muss nach dem Rammen so fest stehen, dass er nicht nur die Jahrhundertwelle ertragen kann, sondern insbesondere auch den dynamischen Belastungen von Wind und Wellen jahrzehntelang widersteht. „Die extremen Lasten sind beim derzeitigen Stand der Vorschriften selten dimensionierend“, betonen die Experten vom Germanischen Lloyd. „Die Lasten aus Wind und Wellen dagegen, die jeden Tag einwirken, also den Monopile ständig hin- und herbewegen, können für die Auslegung der Gründung kritischer sein.“ Es handele sich zwar um äußerst kleine Amplituden, aber die Vielzahl der Lastwechsel – durchschnittlich 100 Millionen über die Lebensdauer des Monopiles – könne zu Bodenverformungen führen, die eine Schiefstellung der ganzen Anlage zur Folge haben. Windschiefe Türme produzieren keinen Strom. BEGEHRTE HÄMMER Für das Rammen großvolumiger Stahlrohre verwenden Offshore-Unternehmen doppelt wirkende Hämmer. Das Prinzip dieser Hämmer ist einfach: Hydraulik hebt das Schlaggewicht bis zur vorprogrammierten Hubhöhe, dann schalten die Ventile auf den Schlaghub um. Es gibt zwei Bauarten: Bei den IHC-Hämmern der S-Serie wirkt ein Gaspuffer am Kopf des Hammergehäuses wie eine Feder und beschleunigt das Schlaggewicht abwärts zusätzlich zur wirkenden Schwerkraftbeschleunigung. Beim MHU-Hammer (Menck Hydaulik Hammer Underwater) wird hingegen in der obersten Hubphase der Kolben des Schlaggewichts mit hydraulischem Druck beaufschlagt und dadurch zusätzlich beschleunigt. Erreicht der Monopile nach den ersten Sedimentschichten felsigen Grund muss der Rammvorgang unterbrochen werden. Dann muss eine Bohr-Ramm-Kombination angewendet werden: Ein Bohrer arbeitet sich innerhalb des Stahlrohres weiter vor. Der stehenbleibende Felsrand außerhalb der Kernbohrung wird schließlich mit weiteren Hammerschlägen auf das Stahlrohr weggesprengt. Keine triviale Angelegenheit ist die Kontrolle des Rammvorgangs, denn selbstverständlich muss der Monopile nach dem Rammen gerade stehen. Unter einem halben Grad Abweichung von der Vertikalen. Bei den bisherigen Monopile-Gründungen haben sich die Ingenieure deshalb meistens mit einem „Transitionpiece“ oder Übergangsstück beholfen, um den Aufwand beim Rammen so gering wie möglich zu halten. Das Transitionpiece wird wie ein umgekehrtes Trinkglas über das Ende des Monopiles gestülpt, genau ausgerichtet, dann mit einem Spezialbeton ausgefüllt und fest mit dem Monopile verbunden. ■ Wenig Erfahrungen – schwierige Berechnungen Das Bemessungskonzept für einen Monopile verlangt also neben dem Nachweis für das Extremereignis auch den Nachweis über das Betriebsverhalten der gesamten Anlage für die Lebensdauer von 20 Jahren – inbegriffen ist die beschriebene mögliche Veränderung der Monopile-Bettung. Genau darin liegt eine große Herausforderung, da es an geeigneten Nachweisverfahren fehlt. Die üblichen Normen helfen bislang nicht weiter. Sie werden für die üblichen Fälle des Ingenieurbaus entwickelt, bauen auf jahrzehntelange Erfahrung auf. Beanspruchungen wie bei den Monopiles sind dagegen ganz neu, die Erfahrungen damit dementsprechend gering, und eine Theorie ist noch nicht entwickelt. Versuche im Maßstab 1:1 sind sehr teuer und zeitaufwendig, schließlich ist eine Prognose für 20 Jahre gefragt. In Kooperation mit Hochschulinstituten entwickelt der Germanische Lloyd derzeit entsprechende Richtlinien. Dabei dienen Grundbauforschungen im Zuge der Hochgeschwindigkeitsstrecken der Deutschen Bahn als Basis. Bis die Ergebnisse der Zusammenarbeit vorliegen, müssen Abschätzungen auf empirischer Grundlage, wie etwa der entsprechende Passus der GL-Offshore-Richtlinie aus dem Jahre 2005, zur Auslegung herangezogen werden. Diese Regel lässt die Betriebssicherheit über die gesamte Lebensdauer erwarten. Bisher hat sich der Einsatz von Monopiles in Offshore- Windparks auf Wassertiefen von maximal 20 Metern beschränkt. In den flachen Gewässern vor der skandinavischen ▶ beaufort 6 2/2007 7
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