Die Wind- und Wellenbelastung an den Pfählen von Offshore-Windenergieanlagen simuliert ein Großprojekt, das vom Bundeswirtschaftsministerium mit 1,675 Millionen Euro gefördert wird.

 

Die tragenden Strukturen von Offshore-Windturbinen – zumeist große Stahlrohre (Monopiles) – stehen unter gewaltigen Belastungen von Wind, Wellen und Meeresströmungen. Ein Verbundprojekt der Leibniz Universität Hannover (LUH) und des Fraunhofer-Instituts für Windenergiesysteme (Iwes) untersucht die Eigenschaften von Offshore-Monopiles der aktuellen und nächsten Generation.

Ziel des Projektes "Ho-Pile" (Untersuchungen zum horizontalen Tragverhalten von XL-Monopiles unter zyklischer Beanspruchung) ist es, eine zuverlässige Berechnungsmethode für eine möglichst lange Lebensdauer zu entwickeln. Um die Offshore-Bedingungen nachzustellen, haben die Forschenden die zehn Meter tiefe Grundbauversuchsgrube im Testzentrum Tragstrukturen Hannover (TTH) der LUH unter definierten Rahmenbedingungen mit Sand befüllt, der offshore-typische Eigenschaften hat. Anschließend wurde der Wasserspiegel bis an die Bodenoberkante angehoben.
 
"Reproduzierbare offshore-ähnliche Bedingungen sowie realitätsnahe Verhältnisse von Bodensteifigkeit zu Pfahlsteifigkeit sind wichtig, um später eine verlässliche Datenbasis für die Modellvalidierung zu erhalten", erläutert Severin Spill, Projektleiter am Fraunhofer Iwes. In den vergangenen Monaten wurden drei Pfähle in den Boden eingerammt − mit einem Durchmesser von bis zu 1,50 Metern und einer Einbindelänge von 6,15 Metern. In diesem großen Maßstab von 1:5 sind solche unter realitätsnahen Bedingungen durchgeführte Tests europaweit einzigartig.

Derzeit starten die zyklischen und statischen Belastungstests an den Modellpfählen. Hierzu wurde ein Stahlrohrturm auf die installierten Pfähle montiert. Ein horizontal am Turmkopf befestigter Hydraulikzylinder simuliert die entsprechende Belastungssituation. Mithilfe der Daten soll eine validierte Berechnungsmethode entwickelt werden, die zu einem betriebssicheren Stand von mindestens 20 Jahren beiträgt und gleichzeitig die Kosteneffizienz der Tragstruktur verbessert.

Die bisher verwendeten Berechnungen basieren oft auf ursprünglich für die Öl- und Gasindustrie entwickelten Methoden. Diese können aber nicht ohne Weiteres übertragen werden, denn Monopiles von Offshore-Windenergieanlagen haben in der Regel deutlich größere Abmessungen und sind höheren dynamischen Belastungen ausgesetzt. "Gleichzeitig steigen die technischen Anforderungen durch immer größere Windenergieanlagen und zunehmende Wassertiefen bei herausfordernden Bodenverhältnissen", erläutern die beiden Gesamtprojektleiter Florian Tom Wörden vom Institut für Geotechnik der LUH und Mareike Collmann vom TTH.

Da ein großer Teil der Kosten einer Offshore-Windenergieanlage auf die Gründungsstruktur entfällt, trägt ein verbesserter Designansatz direkt dazu bei, die Gesamtkosten bei der Energiegewinnung zu reduzieren.