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
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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
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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.
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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).
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Bild 3: Konzepte für die Gründungsstrukturen von Offshore-WEA
Fig. 3: Concepts for the support structures of offshore wind energy conversion systems
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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
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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:
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• 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
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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
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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.
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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
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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
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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
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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.
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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
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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
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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
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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
Stahlbau 73 (2004), H.9, S. 716-726. Seite 19
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
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(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.
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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).
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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
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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
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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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