Optimal am Wind: Pitchsysteme - GL Group
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Foto: © IHC Hydroh<strong>am</strong>mer<br />
Offshore<br />
Auf den H<strong>am</strong>mer gekommen<br />
Rund 14.000 technische Anlagen sind weltweit im Meer installiert – die meisten<br />
in der Gas- und Ölförderung. Die Offshore-Industrie verfügt über jahrzehntelange<br />
Erfahrung. Dennoch steht die Offshore-<strong>Wind</strong>energie vor neuen Herausforderungen.<br />
Installation eines Monopiles.<br />
Einen Moment lang herrscht Stille,<br />
nur das Summen diverser Aggregate<br />
und das leise Rauschen des Meeres ist<br />
zu hören. Dann kracht es. Ein 115 Tonnen<br />
schweres Schlaggewicht schlägt auf einem<br />
senkrecht stehenden Stahlrohr auf. Dieser<br />
„Monopile“ genannte Pfahl hat einen<br />
Durchmesser von über fünf Metern und<br />
wiegt mehrere hundert Tonnen.<br />
Die Kraft des H<strong>am</strong>mers ist enorm: Der<br />
Schlag beschleunigt den Monopile auf<br />
das 1.500fache der Erdbeschleunigung<br />
– jedenfalls während der Millisekunden, in<br />
denen die Stoßwelle durch den Stahl läuft.<br />
Zunächst geht alles sehr schnell: Die ersten<br />
Stöße r<strong>am</strong>men den Monopile jeweils mehrere<br />
Meter tief in den weichen Meeresboden<br />
der Nordsee. Mit zunehmender Tiefe<br />
und dichter werdendem Boden verringert<br />
sich der Vortrieb des Monopiles, für eine<br />
R<strong>am</strong>mtiefe von 30 Metern setzt man daher<br />
etwa zwei Stunden an. Dabei erfährt der<br />
Monopile rund 2.000 Schläge.<br />
Dyn<strong>am</strong>ische Kräfte<br />
Bei etwa einem halben Dutzend <strong>Wind</strong>parks<br />
vor der Küste Dänemarks, Irlands<br />
und Großbritanniens wurde diese Technik<br />
bereits eingesetzt. D<strong>am</strong>it ruhen die meisten<br />
bislang gebauten Offshore-<strong>Wind</strong>energieanlagen<br />
auf Monopile-Gründungen.<br />
Das R<strong>am</strong>men solcher Großrohre in den<br />
Meeresboden stellt grundsätzlich keine<br />
Herausforderung dar – fast Routine für<br />
Offshore-Spezialisten. Bei der Installation<br />
einer <strong>Wind</strong>energieanlage helfen ihre Erfahrungen<br />
aber nur bedingt weiter. Eine<br />
<strong>Wind</strong>energieanlage mit Monopile-Gründung<br />
steht nicht wie andere Offshore-Installationen<br />
auf vier oder mehr Beinen,<br />
sondern nur auf einem. Ungünstige Lastverhältnisse<br />
sind die Folge. Der Monopile<br />
muss nach dem R<strong>am</strong>men so fest stehen,<br />
dass er nicht nur die Jahrhundertwelle<br />
ertragen kann, sondern insbesondere<br />
auch den dyn<strong>am</strong>ischen Belastungen von<br />
<strong>Wind</strong> und Wellen jahrzehntelang widersteht.<br />
„Die extremen Lasten sind beim<br />
derzeitigen Stand der Vorschriften selten<br />
dimensionierend“, betonen die Experten<br />
vom Germanischen Lloyd. „Die Lasten<br />
aus <strong>Wind</strong> und Wellen dagegen, die jeden<br />
Tag einwirken, also den Monopile ständig<br />
hin- und herbewegen, können für die Auslegung<br />
der Gründung kritischer sein.“ Es<br />
handele sich zwar um äußerst kleine Amplituden,<br />
aber die Vielzahl der Lastwechsel<br />
– durchschnittlich 100 Millionen über<br />
die Lebensdauer des Monopiles – könne<br />
zu Bodenverformungen führen, die eine<br />
Schiefstellung der ganzen Anlage zur Folge<br />
haben. <strong>Wind</strong>schiefe Türme produzieren<br />
keinen Strom.<br />
BEGEHRTE HÄMMER<br />
Für das R<strong>am</strong>men großvolumiger Stahlrohre<br />
verwenden Offshore-Unternehmen doppelt<br />
wirkende Hämmer. Das Prinzip dieser<br />
Hämmer ist einfach: Hydraulik hebt das<br />
Schlaggewicht bis zur vorprogr<strong>am</strong>mierten<br />
Hubhöhe, dann schalten die Ventile auf<br />
den Schlaghub um. Es gibt zwei Bauarten:<br />
Bei den IHC-Hämmern der S-Serie wirkt<br />
ein Gaspuffer <strong>am</strong> Kopf des H<strong>am</strong>mergehäuses<br />
wie eine Feder und beschleunigt das<br />
Schlaggewicht abwärts zusätzlich zur wirkenden<br />
Schwerkraftbeschleunigung. Beim<br />
MHU-H<strong>am</strong>mer (Menck Hydaulik H<strong>am</strong>mer<br />
Underwater) wird hingegen in der obersten<br />
Hubphase der Kolben des Schlaggewichts<br />
mit hydraulischem Druck beaufschlagt und<br />
dadurch zusätzlich beschleunigt. Erreicht<br />
der Monopile nach den ersten Sedimentschichten<br />
felsigen Grund muss der R<strong>am</strong>mvorgang<br />
unterbrochen werden. Dann muss<br />
eine Bohr-R<strong>am</strong>m-Kombination angewendet<br />
werden: Ein Bohrer arbeitet sich innerhalb<br />
des Stahlrohres weiter vor. Der stehenbleibende<br />
Felsrand außerhalb der Kernbohrung<br />
wird schließlich mit weiteren H<strong>am</strong>merschlägen<br />
auf das Stahlrohr weggesprengt.<br />
Keine triviale Angelegenheit ist die Kontrolle<br />
des R<strong>am</strong>mvorgangs, denn selbstverständlich<br />
muss der Monopile nach dem R<strong>am</strong>men<br />
gerade stehen. Unter einem halben Grad<br />
Abweichung von der Vertikalen. Bei den bisherigen<br />
Monopile-Gründungen haben sich<br />
die Ingenieure deshalb meistens mit einem<br />
„Transitionpiece“ oder Übergangsstück beholfen,<br />
um den Aufwand beim R<strong>am</strong>men so<br />
gering wie möglich zu halten. Das Transitionpiece<br />
wird wie ein umgekehrtes Trinkglas<br />
über das Ende des Monopiles gestülpt, genau<br />
ausgerichtet, dann mit einem Spezialbeton<br />
ausgefüllt und fest mit dem Monopile<br />
verbunden.<br />
■<br />
Wenig Erfahrungen –<br />
schwierige Berechnungen<br />
Das Bemessungskonzept für einen Monopile<br />
verlangt also neben dem Nachweis für<br />
das Extremereignis auch den Nachweis<br />
über das Betriebsverhalten der ges<strong>am</strong>ten<br />
Anlage für die Lebensdauer von 20 Jahren<br />
– inbegriffen ist die beschriebene mögliche<br />
Veränderung der Monopile-Bettung.<br />
Genau darin liegt eine große Herausforderung,<br />
da es an geeigneten Nachweisverfahren<br />
fehlt. Die üblichen Normen helfen<br />
bislang nicht weiter. Sie werden für die üblichen<br />
Fälle des Ingenieurbaus entwickelt,<br />
bauen auf jahrzehntelange Erfahrung auf.<br />
Beanspruchungen wie bei den Monopiles<br />
sind dagegen ganz neu, die Erfahrungen<br />
d<strong>am</strong>it dementsprechend gering, und eine<br />
Theorie ist noch nicht entwickelt. Versuche<br />
im Maßstab 1:1 sind sehr teuer und zeitaufwendig,<br />
schließlich ist eine Prognose<br />
für 20 Jahre gefragt. In Kooperation mit<br />
Hochschulinstituten entwickelt der Germanische<br />
Lloyd derzeit entsprechende<br />
Richtlinien. Dabei dienen Grundbauforschungen<br />
im Zuge der Hochgeschwindigkeitsstrecken<br />
der Deutschen Bahn als<br />
Basis. Bis die Ergebnisse der Zus<strong>am</strong>menarbeit<br />
vorliegen, müssen Abschätzungen auf<br />
empirischer Grundlage, wie etwa der entsprechende<br />
Passus der <strong>GL</strong>-Offshore-Richtlinie<br />
aus dem Jahre 2005, zur Auslegung<br />
herangezogen werden. Diese Regel lässt<br />
die Betriebssicherheit über die ges<strong>am</strong>te<br />
Lebensdauer erwarten. Bisher hat sich<br />
der Einsatz von Monopiles in Offshore-<br />
<strong>Wind</strong>parks auf Wassertiefen von maximal<br />
20 Metern beschränkt. In den flachen<br />
Gewässern vor der skandinavischen ▶<br />
beaufort 6 2/2007 7