Optimal am Wind: Pitchsysteme - GL Group

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