Bau- und Gebäudewirtschaft - Baukonstruktion - Gründungen Windenergie

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Aktuelle Multi-Megawatt Windenergieanlagen (WEA) stellen sehr hohe Anforderungen an die Tragfähigkeit des Untergrundes und an ihre Fundamente. Die wachsenden Turmhöhen stellen die Ingenieure vor immer größere Herausforderungen, die mit technisch herausragenden und wirtschaftlichen Lösungen zu beantworten sind. Hierfür sind an Land Türme mit Nabenhöhen von über 100 m eine Schlüsseltechnologie.

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Bau- und Gebäudewirtschaft - Baukonstruktion - Gründungen Windenergie

Bau_Gebaeudewirtschaft_02-2_Fotolia_8602971_moodboard-Fotolia-com_AP

 

Aktuelle Multi-Megawatt Windenergieanlagen (WEA) stellen sehr hohe Anforderungen an die Tragfähigkeit des Untergrundes und an ihre Fundamente. Die wachsenden Turmhöhen stellen die Ingenieure vor immer größere Herausforderungen, die mit technisch herausragenden und wirtschaftlichen Lösungen zu beantworten sind. Hierfür sind an Land Türme mit Nabenhöhen von über 100 m eine Schlüsseltechnologie.

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Gründungen Wind Offshore hdt.de Bau­grun­d­er­kun­dung, Bau­grund­ver­bes­se­rung und Grün­dun­gen für Wind­ener­gie­an­la­gen
Die Tagung gibt einen detaillierten Einblick in den erforderlichen Umfang einer Baugrunderkundung sowie in geeignete Baugrundverbesserungsmaßnahmen und spezielle Gründungsvarianten für Windenergieanlagen (WEA).

Neue Standorte können erschlossen werden, z.B. auch in weniger windreichen Bundesländern wie Bayern und Baden-Württemberg. Auch die Vielzahl von kleinen Windenergieanlagen kann im Rahmen von anstehenden Repowering-Maßnahmen durch eine geringere Anzahl an leistungsfähigeren und größeren Windenergieanlagen der Multimegawatt-Klasse ersetzt werden.
Die wachsenden Turmhöhen stellen die Ingenieure vor immer größere Herausforderungen, die mit technisch herausragenden und wirtschaftlichen Lösungen zu beantworten sind. Im Rahmen unserer Veranstaltungen über Türme und Gründungen von Windenergieanlagen werden alle relevanten Themenbereiche behandelt:

  • Lastannahmen und -simulation
  • TragstrukturkonzepteBaugrunduntersuchungen und Gründungen
    • Stahlrohrtürme
    • Fachwerktürme
    • Spannbetontürme in Situ hergestellt und in Fertigteilbauweise
    • Hybride Türme
  • Bemessung von Türmen und Gründungen für WindenergieanlagenEinführung in die Offshore-Windenergie
    • Nachweise im Grenzzustand der Tragfähigkeit
    • Nachweise im Grenzzustand der Ermüdung
  • Erste Erfahrungsberichte mit Offshore-Projekten

Die Auslegung einer Tragstruktur für eine Windenergieanlage ist eine interdisziplinäre Aufgabe. Der rasante technologische Fortschritt wird durch die regelmäßigen Weiterentwicklungen der Regelwerke dokumentiert und spiegelt sich bei den verfügbaren Tragstrukturkonzepten und Werkstoffen bzw. der Werkstoffkombinationen wieder. Entsprechend werden die Inhalte des Seminars regelmäßig aktualisiert und bieten Anlass für erneute Teilnahmen.

Lastannahmen und -simulation

Die Lasten für Onshore-Windenergieanlagen sind nach DIBt-Richtlinie für Windenergieanlagen bzw. in Anlehung an die IEC 61400-1 anzunehmen. Bei der Lastsimulation zur Ermittlung der maßgebenden Beanspruchungen für Turm und Gründung berücksichtigen die verschiedenen Rechenverfahren die Interaktion zwischen Wind- und Betriebslasten aus der Maschine und der Tragstruktur mit unterschiedlicher Genauigkeit. Die wesentlichen Einflussparameter auf die dynamische Strukturantwort werden für die Auslegung der Tragstruktur anschaulich anhand eines Campell-Diagramms erläutert. Je nach möglicher dynamischer Erregung der Tragstruktur kann ein vereinfachtes Verfahren zur Schnittgrößenermittlung oder eine aufwendigere, integrierte Gesamtsimulation zur Anwendung kommen.

Tragstrukturkonzepte

Entscheidenden Einfluss auf das dynamische Verhalten der Tragstruktur, bestehend aus Turmkonstruktion und Gründung, hat das Tragstrukturkonzept:
Reine Stahlbauweisen als Rohrturm- oder aufgelöste Fachwerkkonstruktionen, vorgespannte Betontürme aus Ortbeton oder Fertigteilsegmenten und hybride Turmkonstruktion als Mischbauweise kommen zum Einsatz. Die wesentlichen Parameter für die Wahl des Turm- und Gründungskonzeptes sind die Nabenhöhe, freie Fertigungskapazitäten, die Transportmöglichkeiten von der Produktionsstätte bis zum geplanten Standort der Windenergieanlage und die vorliegenden Baugrundverhältnisse.
Rohrtürme aus Stahl sind bis ca. 100 m Nabenhöhe sehr wirtschaftlich. Mehrere Turmsegmente mit Ringflanschverbindungen werden auf die Baustelle transportiert. Mit großen Schrauben wird das unterste Segment auf der fertiggestellten Gründung befestigt und die weiteren Segmente werden darüber aufgeschraubt. Aus Transportgründen ist der Durchmesser des Segmentes am Turmfuß auf maximal 4,30 m begrenzt.
Höhere Türme, derzeit bis etwa 160 m Nabenhöhe, werden daher im unteren Drittel vor Ort aus Spannbeton hergestellt. Ein aufgesetzter Stahlrohrturm komplettiert die hybride Turmkonstruktion. Alternativ kommt eine reine Betonbauweise in Frage, die örtlich mit Kletterschalung betoniert oder aus Betonfertigteilen aufgestellt wird. Die Vorspannung wird durch Spannglieder im Verbund oder durch extern geführte Litzenpakete aufgebracht.
Aufgrund der aufwendigeren Fertigung, Montage und Wartung einschließlich des Korrosionsschutzes kommen die deutlich leichteren, geschraubten Gittermasttürme aktuell nur wenig zum Einsatz. Gegebenenfalls erlebt diese Bauweise bei stark steigenden Stahlpreisen, besonders wegen der zusätzlichen Stahlnachfrage für die Tragstrukturen von Offshore-Windenergieanlagen, eine Renaissance.

Nachweise und Bemessung

Die Bemessung von Türmen für Windenergieanlagen gliedert sich im Wesentlichen in zwei Bereiche – den Nachweis der Tragfähigkeit und die Auslegung gegen Ermüdung. Die folgende Auflistung fasst die Kernpunkte in Kürze zusammen:

  • Lastzusammenstellung und Kombinationen
  • Stabilitätsnachweis gegen Schalenbeulen oder Knicken von Fachwerkstäben
  • Druckfestigkeit der vorgespannten Betone
  • Detailnachweise an Unstetigkeitsstellen bei Blechdickenabstufungen und Türöffnungen
  • Tragfähigkeit der
    • eingesetzten Verbindungstechnik
    • Ringflansche
    • Schrauben großer Abmessung
    • Geschweißten Konstruktionsdetails
    • Vorgespannten Verankerungen zwischen Stahl- und Betonturmsegmenten
    • Endverankerung von Spanngliedern oder externen geführten Litzenpaketen

 

  • Ermüdungsnachweise
    • Ringflansche, Schweißverbindungen und große Schrauben
    • Einstufung in Kerbfallklassen oder Anwendung des Strukturspannungskonzeptes
    • Höherfeste Betone unter Druckschwellbeanspruchung
    • Spannungsumlagerungen durch Kriechen, Schwinden und Ermüdungsbeanspruchungen
    • Dekompressionnachweis der Spannbetondetails zur Vermeidung großer Schwingspiele in den Spanngliedern

Dieses Seminar stellt die grundlegenden Nachweise vor. Für stählerne Türme stehen im Grenzzustand der Tragfähigkeit die Stabilitätsnachweise im Vordergrund. Die Beulgefahr der schlanken Stahlrohrtürme ist bekannt und wird bisher durch Nachweise nach DIN 18800 erfasst, welche in Kürze durch den Eurocode 3 (DIN EN 1993) ersetzt wird. Nach Eurocode 3 stehen zusätzlich erweiterte Nachweisformate gegen Schalenbeulen zur Verfügung. Besonders beim Beulnachweis von Türmen für Windenergieanlagen in größerer Stückzahl kann sich der hierfür größere Rechenaufwand durch weitere Materialeinsparungen rentieren.
Der Nachweis der Ermüdung ist häufig maßgebend für die Dimensionierung der Tragstruktur, insbesondere im Bereich von Fügestellen, die eine geringere Ermüdungsfestigkeit aufweisen. Während der Lebensdauer von mindestens 20 Jahren von Windenergieanlagen muss die Tragstruktur an Land rund 108 Spannungsschwingspiele ertragen. Die genaue Untersuchung der Bauteildetails, wie z.B. den Ringflanschen als kombiniert geschraubte und geschweißte Verbindungselemente, ist daher unerlässlich.

Baugrunduntersuchungen und Gründungen

Aktuelle Multi-Megawatt Windenergieanlagen (WEA) stellen sehr hohe Anforderungen an die Tragfähigkeit des Untergrundes und an ihre Fundamente. Mit dem kontinuierlichen Größenwachstum während der letzten 30 Jahre stieg die WEA-Nennleistung von etwa 55 kW im Jahre 1984, über 1,0 MW im Jahre 1999/2000 bis hin zur aktuellen Multimegawatt-Klasse mit 6,0 MW oder mehr an. Damit einhergehend stiegen aber auch die Anforderungen an den Baugrund hinsichtlich der einzuhaltenden Mindestwerte für das dynamische Steifemodul, die dynamische Drehfedersteifigkeit und die abzutragende Bodenpressung deutlich an. Neben einer sach- und fachgerechten Baugrunderkundung sind die fundierte Beurteilung der technischen und wirtschaftlichen Möglichkeiten von Baugrundverbesserungsverfahren, die Wahl eines geeigneten Gründungskonzeptes und dessen standortbezogene Optimierung von entscheidender Bedeutung für die Sicherheit und Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagengründungen.

Die Gründung von Windenergieanlagen erfolgt üblicherweise als Flachgründung, die bei schlechten Baugrundverhältnissen durch zusätzliche Pfähle verstärkt wird, um die Lasten in tieferen, tragfähigeren Bodenschichten abzusetzen. Die Gründungstragfähigkeit ist häufig nicht maßgebend für die Auslegung, weil die Bodensteifigkeiten am Turmfuß die Eigenfrequenzen signifikant beeinflussen. Die dynamische Belastung der gesamten Tragstruktur hängt maßgebend von der fachgerechten Auslegung der Gründung ab. Gemäß den Annahmen der Windenergieanlagenhersteller muss die Gründung eine Mindeststeifigkeit erfüllen, um die berücksichtigten Eigenfrequenzen bei der Lastermittlung der Tragstruktur einzuhalten. Die frühzeitige Beratung durch einen geotechnischen Sachverständigen ist zu empfehlen, um eine optimale Kombination aus Turm und Gründung auswählen zu können. Ein entsprechendes Baugrundgutachten ist aufgrund des hohen Schwierigkeitsgrades der Gründung – hier geotechnische Kategorie 3 –in jedem Fall vorgeschrieben. Die erforderlichen umfangreichen Baugrunderkundungen werden diskutiert.
Auch bei der Gründung spielen die hohen Lastspielzahlen eine maßgebende Rolle. Das Baugrundverhalten unter zyklischer Belastung ist richtig einzuschätzen, damit der Turm der Windenergieanlage über die gesamte Lebensdauer auf sicherem Fuße steht. Die Fortschritte im Forschungsbereich für die Gründung von Windenergieanlagen und deren Bemessung werden durch namhafte Gastreferenten erläutert.

Einführung in die Offshore-Windenergie
Der kurze Einblick in die Offshore-Windenergie stellt die wesentlichen Unterschiede, aber auch die Gemeinsamkeiten mit den Onshore-Windenergieanlagen heraus. Mit Bezug auf die derzeit viel diskutierte Energiewende, ist ein Vorteil der Offshore-Standorte die stetigere Energieproduktion und ein höherer Jahresenergieertrag mit bis zu 4.000 Volllaststunden. Ein entscheidender Nachteil ist die schlechtere Zugänglichkeit für Wartungszwecke.
Beim Tragstrukturdesign werden im Offshore-Bereich aufgrund der komplexeren geometrischen Details verschiedene aufwendigere Nachweise, wie das Strukturspannungskonzept, bevorzugt angewendet. Es ist zu erwarten, dass die Onshore-Konstruktionen von den großen Forschungsanstrengungen für Tragstrukturen von Offshore-Windenergielagen nachhaltig profitieren werden. Die Windenergieaktivitäten in Nord- und Ostsee werden deshalb in diesem Seminar thematisiert und sind eine Bereicherung für jeden Planer von Windenergieanlagen an Land.

Quellen:
Univ.-Prof. Dr.-Ing. Peter Schaumann
Leibniz Universität Hannover
Institut für Stahlbau/Institute for Steel Construction

Dipl.-Geol. Christian Schümann, TÜV NORD SysTec GmbH & Co. KG
Abteilung Windenergie Baugrunderkundung und Gründungsberatung, Essen


Abdichtung und Sanierung von dynamisch belasteten Fundamenten an Windenergieanlagen


1. Einführung
Vereinzelt kursieren in den Medien Bilder von umgestürzten, „entwurzelten“ Windenergieanlagen (WEA), die Verunsicherung erzeugen. Die Ursachen dafür liegen im Baugrund und wie bei jedem klassischen Bauwerk im Hoch- und Tiefbau ist die vorgeschaltete Baugrunduntersuchung auch für WEA’s ein Muss.
Schäden am eigentlichen Betonfundament treten häufiger auf, können mehrere Ursachen haben und sind im Allgemeinen auch ohne Gefährdung der Standsicherheit instand zu setzen. Das Hauptinteresse der Wartung und Instandhaltung an WEA in den vergangenen Jahren galt überwiegend der Maschinentechnik, den Rotorsystemen und den Stahlkonstruktionen. Die Problematik der Betonfundamente, zumal sie weitestgehend erdabgedeckt sind, wurde in der Vergangenheit unterschätzt. Zunehmende Risse und Bewegungen am Fundamenteinbauteil (FET) haben zwar die Branche verunsichert, es bestand jedoch kein Grund zu Panikmache. Als dynamisch belastetes Bauteil werden die WEA-Fundamente mehr und mehr inspiziert/gewartet, instandgesetzt/ertüchtigt und als „fundamentaler“ Grundkörper weiterentwickelt sowie den neuen Maschinentürmen angepasst. Damit wird z.B. die Rostbildung der Bewehrung durch Wassereintrag, die zu einer Langzeitgefährdung führen kann, ausgeschlossen.


2. Schadensursachen
Prinzipiell sind drei Partner bei der Errichtung des Fundamentes beteiligt:

  • Hersteller/Konstrukteur der WEA zur Lieferung der „Eingangsdaten“/Anforderungen 

  • Statiker/Planer der WEA-Fundamente zur Umsetzung in ein konkretes Bauteil 

  • Fundamentbauer/Baubetrieb zur Ausführung und Einhaltung der Vorgaben unter konkreten örtlichen Bedingungen.


Diese 3 Partner befinden sich teilweise in einem Hause bzw. werden durch Bauträger/Errichtungs- und Betriebsführungsgesellschaften zentral koordiniert.
Bei den Schadensursachen treten prinzipiell zwei Fehlergruppen auf:

  • Planungsfehler:
    • Lastannahmen/dynamische Bewegungen
    • 
Baugrundbeurteilung
    • 
Ausführungsdetails/Bewegungsentkopplung 

    • Fugenabdichtung/Beschichtungsauswahl 

    • Stand der Technik/Produktentwicklung

 

  • Ausführungsfehler:
    • Betongüte/Transport
    • 
Einbau/Bewehrungsüberdeckung 

    • Witterung/Nachbehandlung 

    • Abdichtung/Fugengeometrie
    • 
Beschichtung/Untergrundvorbehandlung

 


3. Dynamische Bewegungsmessungen und Vorgehensweise im Schadensfall
Da solide Instandsetzungsmaßnahmen mit, wenn auch überschaubaren, Kosten verbunden sind, sollten bei einem Schaden Sachverständige zu Rate gezogen werden, insbesondere auch wenn mehrere Schadensursachen bzw. eine Überlagerung der selbigen vorliegen.
Die Erfahrung zeigt, dass ein Zusammenspiel der am Bauwerk Beteiligten sich dabei positiv auswirkt, da im Streitfall die Hauptkosten bei der Stilllegung von Anlagen u.a. durch Beweissicherungsverfahren etc. verursacht werden. Dieses Zusammenwirken ist dennoch schwierig, da die Beurteilung des Schädigungsgrades mitunter kompliziert ist. Bewegungsmessungen an Rissen und Fundamenteinbauteilen sind zwischenzeitlich Stand der Technik, ebenso existieren zerstörungsfreie Prüfmethoden, die in bestimmte Tiefen des Fundamentes vordringen können. Problematisch erscheint es momentan doch noch, wenn keine offensichtlichen Schäden oder Extreme vorliegen, Grenzwerte bzw. zulässige Bewegungen sowie „Toleranzen“ für die verschiedenen Anlagentypen festzulegen.


4. Neubau, Instandsetzung und Ertüchtigung
Seitdem das Interesse für die WEA-Fundamente zugenommen hat, haben auch Konstrukteure und Errichter seit ca. 2004 der dynamischen Lastübertragung durch entkoppelte Dämmschichten am FET bereits beim Neubau entgegen gewirkt. Ebenso stimmig ist die hochelastische entkoppelte Verlegung von z.B. Polysulfid-Fugenbändern anstelle von herkömmlichen Dichtstoff-Hohlkehlen. Bei korrektem Fundamentbau werden Schwindrisse in Grenzen gehalten. Dennoch können prophylaktisch hochelastische rissüberbrückende Beschichtungen als zusätzlicher Schutz vor Eindringen von Feuchtigkeit dienen.
Bei der Instandsetzung wird neben der Abdichtung des FET zum Betonfundament öfter auch eine Betoninstandsetzung von Abplatzungen und Rissen notwendig. Polymermodifizierte Mörtelsysteme (PCC) sollten am FET entkoppelt eingesetzt werden. Nachträglich eingebaute Abdichtungssysteme von Fugen und Flächen sollten immer hochelastisch, langzeitgetestet und auch für nachträglich auftretende Risse überbrückend wirken.
Sind die Bewegungen am FET zu groß und wird auf eine an den Zug- bzw. Druckflanschen des FET unzureichende Betonverdichtung geschlossen, sind Hochdruckinjektagen und Rissverpressungen notwendig. Dabei sollten feuchteunempfindliche Injektageharze eingesetzt werden, die auch den dynamischen Langzeit-Lastwechseln standhalten. Die Bohrungen zum FET sollten so „schlank“ erfolgen, dass keine Schädigung der Bewehrung eintritt. Da das Verdichten beim Neubau eines hoch bewehrten Betonfundamentes sehr sorgfältig ausgeführt werden muss, gehen einige Hersteller und Betreiber bereits bei der Fundamenterrichtung zur Verlegung von Injektionsschläuchen am FET über, um bei einer notwendigen und durchaus auch sinnvollen Verpressung auf das aufwendige Bohren verzichten können.


5. Monitoring und Ausblick
„Es gibt keinen rissfreien Beton!“ Diese Feststellung sollte alle Betreiber und Eigentümer dazu befähigen, kritisch zu sein aber nicht überzureagieren. Eine partielle und regelmäßige Kontrolle auch im erdberührten Bereich sowie im Inneren der Türme ist sinnvoll. Bei Wassereintritt, Fugenabrissen am FET und Rissen im Beton ≥ 0,3 mm sollte ein Gutachter oder erfahrenes Personal die Anbahnung von Schäden begleiten und unter Kontrolle nehmen. Dies gilt auch, um auf die Einleitung zurück zu kommen, für sich verändernde Gründungs- und Bodenverhältnisse, die ebenso durch zementmodifizierte Untergrundverfestigungen und Injektagen stabilisiert werden können. Der Stand der Technik entwickelt sich weiter, so wie auch innovative Abdichtungs- und Sanierungskonzepte zwischenzeitlich Langzeittests unterzogen und weiter optimiert werden.

Quelle: Klaus Deininger, KTW Umweltschutztechnik GmbH

Neue Standorte können erschlossen werden, z.B. auch in weniger windreichen Bundesländern wie Bayern und Baden-Württemberg. Auch die Vielzahl von kleinen Windenergieanlagen kann im Rahmen von... mehr erfahren »
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Neue Standorte können erschlossen werden, z.B. auch in weniger windreichen Bundesländern wie Bayern und Baden-Württemberg. Auch die Vielzahl von kleinen Windenergieanlagen kann im Rahmen von anstehenden Repowering-Maßnahmen durch eine geringere Anzahl an leistungsfähigeren und größeren Windenergieanlagen der Multimegawatt-Klasse ersetzt werden.
Die wachsenden Turmhöhen stellen die Ingenieure vor immer größere Herausforderungen, die mit technisch herausragenden und wirtschaftlichen Lösungen zu beantworten sind. Im Rahmen unserer Veranstaltungen über Türme und Gründungen von Windenergieanlagen werden alle relevanten Themenbereiche behandelt:

  • Lastannahmen und -simulation
  • TragstrukturkonzepteBaugrunduntersuchungen und Gründungen
    • Stahlrohrtürme
    • Fachwerktürme
    • Spannbetontürme in Situ hergestellt und in Fertigteilbauweise
    • Hybride Türme
  • Bemessung von Türmen und Gründungen für WindenergieanlagenEinführung in die Offshore-Windenergie
    • Nachweise im Grenzzustand der Tragfähigkeit
    • Nachweise im Grenzzustand der Ermüdung
  • Erste Erfahrungsberichte mit Offshore-Projekten

Die Auslegung einer Tragstruktur für eine Windenergieanlage ist eine interdisziplinäre Aufgabe. Der rasante technologische Fortschritt wird durch die regelmäßigen Weiterentwicklungen der Regelwerke dokumentiert und spiegelt sich bei den verfügbaren Tragstrukturkonzepten und Werkstoffen bzw. der Werkstoffkombinationen wieder. Entsprechend werden die Inhalte des Seminars regelmäßig aktualisiert und bieten Anlass für erneute Teilnahmen.

Lastannahmen und -simulation

Die Lasten für Onshore-Windenergieanlagen sind nach DIBt-Richtlinie für Windenergieanlagen bzw. in Anlehung an die IEC 61400-1 anzunehmen. Bei der Lastsimulation zur Ermittlung der maßgebenden Beanspruchungen für Turm und Gründung berücksichtigen die verschiedenen Rechenverfahren die Interaktion zwischen Wind- und Betriebslasten aus der Maschine und der Tragstruktur mit unterschiedlicher Genauigkeit. Die wesentlichen Einflussparameter auf die dynamische Strukturantwort werden für die Auslegung der Tragstruktur anschaulich anhand eines Campell-Diagramms erläutert. Je nach möglicher dynamischer Erregung der Tragstruktur kann ein vereinfachtes Verfahren zur Schnittgrößenermittlung oder eine aufwendigere, integrierte Gesamtsimulation zur Anwendung kommen.

Tragstrukturkonzepte

Entscheidenden Einfluss auf das dynamische Verhalten der Tragstruktur, bestehend aus Turmkonstruktion und Gründung, hat das Tragstrukturkonzept:
Reine Stahlbauweisen als Rohrturm- oder aufgelöste Fachwerkkonstruktionen, vorgespannte Betontürme aus Ortbeton oder Fertigteilsegmenten und hybride Turmkonstruktion als Mischbauweise kommen zum Einsatz. Die wesentlichen Parameter für die Wahl des Turm- und Gründungskonzeptes sind die Nabenhöhe, freie Fertigungskapazitäten, die Transportmöglichkeiten von der Produktionsstätte bis zum geplanten Standort der Windenergieanlage und die vorliegenden Baugrundverhältnisse.
Rohrtürme aus Stahl sind bis ca. 100 m Nabenhöhe sehr wirtschaftlich. Mehrere Turmsegmente mit Ringflanschverbindungen werden auf die Baustelle transportiert. Mit großen Schrauben wird das unterste Segment auf der fertiggestellten Gründung befestigt und die weiteren Segmente werden darüber aufgeschraubt. Aus Transportgründen ist der Durchmesser des Segmentes am Turmfuß auf maximal 4,30 m begrenzt.
Höhere Türme, derzeit bis etwa 160 m Nabenhöhe, werden daher im unteren Drittel vor Ort aus Spannbeton hergestellt. Ein aufgesetzter Stahlrohrturm komplettiert die hybride Turmkonstruktion. Alternativ kommt eine reine Betonbauweise in Frage, die örtlich mit Kletterschalung betoniert oder aus Betonfertigteilen aufgestellt wird. Die Vorspannung wird durch Spannglieder im Verbund oder durch extern geführte Litzenpakete aufgebracht.
Aufgrund der aufwendigeren Fertigung, Montage und Wartung einschließlich des Korrosionsschutzes kommen die deutlich leichteren, geschraubten Gittermasttürme aktuell nur wenig zum Einsatz. Gegebenenfalls erlebt diese Bauweise bei stark steigenden Stahlpreisen, besonders wegen der zusätzlichen Stahlnachfrage für die Tragstrukturen von Offshore-Windenergieanlagen, eine Renaissance.

Nachweise und Bemessung

Die Bemessung von Türmen für Windenergieanlagen gliedert sich im Wesentlichen in zwei Bereiche – den Nachweis der Tragfähigkeit und die Auslegung gegen Ermüdung. Die folgende Auflistung fasst die Kernpunkte in Kürze zusammen:

  • Lastzusammenstellung und Kombinationen
  • Stabilitätsnachweis gegen Schalenbeulen oder Knicken von Fachwerkstäben
  • Druckfestigkeit der vorgespannten Betone
  • Detailnachweise an Unstetigkeitsstellen bei Blechdickenabstufungen und Türöffnungen
  • Tragfähigkeit der
    • eingesetzten Verbindungstechnik
    • Ringflansche
    • Schrauben großer Abmessung
    • Geschweißten Konstruktionsdetails
    • Vorgespannten Verankerungen zwischen Stahl- und Betonturmsegmenten
    • Endverankerung von Spanngliedern oder externen geführten Litzenpaketen

 

  • Ermüdungsnachweise
    • Ringflansche, Schweißverbindungen und große Schrauben
    • Einstufung in Kerbfallklassen oder Anwendung des Strukturspannungskonzeptes
    • Höherfeste Betone unter Druckschwellbeanspruchung
    • Spannungsumlagerungen durch Kriechen, Schwinden und Ermüdungsbeanspruchungen
    • Dekompressionnachweis der Spannbetondetails zur Vermeidung großer Schwingspiele in den Spanngliedern

Dieses Seminar stellt die grundlegenden Nachweise vor. Für stählerne Türme stehen im Grenzzustand der Tragfähigkeit die Stabilitätsnachweise im Vordergrund. Die Beulgefahr der schlanken Stahlrohrtürme ist bekannt und wird bisher durch Nachweise nach DIN 18800 erfasst, welche in Kürze durch den Eurocode 3 (DIN EN 1993) ersetzt wird. Nach Eurocode 3 stehen zusätzlich erweiterte Nachweisformate gegen Schalenbeulen zur Verfügung. Besonders beim Beulnachweis von Türmen für Windenergieanlagen in größerer Stückzahl kann sich der hierfür größere Rechenaufwand durch weitere Materialeinsparungen rentieren.
Der Nachweis der Ermüdung ist häufig maßgebend für die Dimensionierung der Tragstruktur, insbesondere im Bereich von Fügestellen, die eine geringere Ermüdungsfestigkeit aufweisen. Während der Lebensdauer von mindestens 20 Jahren von Windenergieanlagen muss die Tragstruktur an Land rund 108 Spannungsschwingspiele ertragen. Die genaue Untersuchung der Bauteildetails, wie z.B. den Ringflanschen als kombiniert geschraubte und geschweißte Verbindungselemente, ist daher unerlässlich.

Baugrunduntersuchungen und Gründungen

Aktuelle Multi-Megawatt Windenergieanlagen (WEA) stellen sehr hohe Anforderungen an die Tragfähigkeit des Untergrundes und an ihre Fundamente. Mit dem kontinuierlichen Größenwachstum während der letzten 30 Jahre stieg die WEA-Nennleistung von etwa 55 kW im Jahre 1984, über 1,0 MW im Jahre 1999/2000 bis hin zur aktuellen Multimegawatt-Klasse mit 6,0 MW oder mehr an. Damit einhergehend stiegen aber auch die Anforderungen an den Baugrund hinsichtlich der einzuhaltenden Mindestwerte für das dynamische Steifemodul, die dynamische Drehfedersteifigkeit und die abzutragende Bodenpressung deutlich an. Neben einer sach- und fachgerechten Baugrunderkundung sind die fundierte Beurteilung der technischen und wirtschaftlichen Möglichkeiten von Baugrundverbesserungsverfahren, die Wahl eines geeigneten Gründungskonzeptes und dessen standortbezogene Optimierung von entscheidender Bedeutung für die Sicherheit und Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagengründungen.

Die Gründung von Windenergieanlagen erfolgt üblicherweise als Flachgründung, die bei schlechten Baugrundverhältnissen durch zusätzliche Pfähle verstärkt wird, um die Lasten in tieferen, tragfähigeren Bodenschichten abzusetzen. Die Gründungstragfähigkeit ist häufig nicht maßgebend für die Auslegung, weil die Bodensteifigkeiten am Turmfuß die Eigenfrequenzen signifikant beeinflussen. Die dynamische Belastung der gesamten Tragstruktur hängt maßgebend von der fachgerechten Auslegung der Gründung ab. Gemäß den Annahmen der Windenergieanlagenhersteller muss die Gründung eine Mindeststeifigkeit erfüllen, um die berücksichtigten Eigenfrequenzen bei der Lastermittlung der Tragstruktur einzuhalten. Die frühzeitige Beratung durch einen geotechnischen Sachverständigen ist zu empfehlen, um eine optimale Kombination aus Turm und Gründung auswählen zu können. Ein entsprechendes Baugrundgutachten ist aufgrund des hohen Schwierigkeitsgrades der Gründung – hier geotechnische Kategorie 3 –in jedem Fall vorgeschrieben. Die erforderlichen umfangreichen Baugrunderkundungen werden diskutiert.
Auch bei der Gründung spielen die hohen Lastspielzahlen eine maßgebende Rolle. Das Baugrundverhalten unter zyklischer Belastung ist richtig einzuschätzen, damit der Turm der Windenergieanlage über die gesamte Lebensdauer auf sicherem Fuße steht. Die Fortschritte im Forschungsbereich für die Gründung von Windenergieanlagen und deren Bemessung werden durch namhafte Gastreferenten erläutert.

Einführung in die Offshore-Windenergie
Der kurze Einblick in die Offshore-Windenergie stellt die wesentlichen Unterschiede, aber auch die Gemeinsamkeiten mit den Onshore-Windenergieanlagen heraus. Mit Bezug auf die derzeit viel diskutierte Energiewende, ist ein Vorteil der Offshore-Standorte die stetigere Energieproduktion und ein höherer Jahresenergieertrag mit bis zu 4.000 Volllaststunden. Ein entscheidender Nachteil ist die schlechtere Zugänglichkeit für Wartungszwecke.
Beim Tragstrukturdesign werden im Offshore-Bereich aufgrund der komplexeren geometrischen Details verschiedene aufwendigere Nachweise, wie das Strukturspannungskonzept, bevorzugt angewendet. Es ist zu erwarten, dass die Onshore-Konstruktionen von den großen Forschungsanstrengungen für Tragstrukturen von Offshore-Windenergielagen nachhaltig profitieren werden. Die Windenergieaktivitäten in Nord- und Ostsee werden deshalb in diesem Seminar thematisiert und sind eine Bereicherung für jeden Planer von Windenergieanlagen an Land.

Quellen:
Univ.-Prof. Dr.-Ing. Peter Schaumann
Leibniz Universität Hannover
Institut für Stahlbau/Institute for Steel Construction

Dipl.-Geol. Christian Schümann, TÜV NORD SysTec GmbH & Co. KG
Abteilung Windenergie Baugrunderkundung und Gründungsberatung, Essen


Abdichtung und Sanierung von dynamisch belasteten Fundamenten an Windenergieanlagen


1. Einführung
Vereinzelt kursieren in den Medien Bilder von umgestürzten, „entwurzelten“ Windenergieanlagen (WEA), die Verunsicherung erzeugen. Die Ursachen dafür liegen im Baugrund und wie bei jedem klassischen Bauwerk im Hoch- und Tiefbau ist die vorgeschaltete Baugrunduntersuchung auch für WEA’s ein Muss.
Schäden am eigentlichen Betonfundament treten häufiger auf, können mehrere Ursachen haben und sind im Allgemeinen auch ohne Gefährdung der Standsicherheit instand zu setzen. Das Hauptinteresse der Wartung und Instandhaltung an WEA in den vergangenen Jahren galt überwiegend der Maschinentechnik, den Rotorsystemen und den Stahlkonstruktionen. Die Problematik der Betonfundamente, zumal sie weitestgehend erdabgedeckt sind, wurde in der Vergangenheit unterschätzt. Zunehmende Risse und Bewegungen am Fundamenteinbauteil (FET) haben zwar die Branche verunsichert, es bestand jedoch kein Grund zu Panikmache. Als dynamisch belastetes Bauteil werden die WEA-Fundamente mehr und mehr inspiziert/gewartet, instandgesetzt/ertüchtigt und als „fundamentaler“ Grundkörper weiterentwickelt sowie den neuen Maschinentürmen angepasst. Damit wird z.B. die Rostbildung der Bewehrung durch Wassereintrag, die zu einer Langzeitgefährdung führen kann, ausgeschlossen.


2. Schadensursachen
Prinzipiell sind drei Partner bei der Errichtung des Fundamentes beteiligt:

  • Hersteller/Konstrukteur der WEA zur Lieferung der „Eingangsdaten“/Anforderungen 

  • Statiker/Planer der WEA-Fundamente zur Umsetzung in ein konkretes Bauteil 

  • Fundamentbauer/Baubetrieb zur Ausführung und Einhaltung der Vorgaben unter konkreten örtlichen Bedingungen.


Diese 3 Partner befinden sich teilweise in einem Hause bzw. werden durch Bauträger/Errichtungs- und Betriebsführungsgesellschaften zentral koordiniert.
Bei den Schadensursachen treten prinzipiell zwei Fehlergruppen auf:

  • Planungsfehler:
    • Lastannahmen/dynamische Bewegungen
    • 
Baugrundbeurteilung
    • 
Ausführungsdetails/Bewegungsentkopplung 

    • Fugenabdichtung/Beschichtungsauswahl 

    • Stand der Technik/Produktentwicklung

 

  • Ausführungsfehler:
    • Betongüte/Transport
    • 
Einbau/Bewehrungsüberdeckung 

    • Witterung/Nachbehandlung 

    • Abdichtung/Fugengeometrie
    • 
Beschichtung/Untergrundvorbehandlung

 


3. Dynamische Bewegungsmessungen und Vorgehensweise im Schadensfall
Da solide Instandsetzungsmaßnahmen mit, wenn auch überschaubaren, Kosten verbunden sind, sollten bei einem Schaden Sachverständige zu Rate gezogen werden, insbesondere auch wenn mehrere Schadensursachen bzw. eine Überlagerung der selbigen vorliegen.
Die Erfahrung zeigt, dass ein Zusammenspiel der am Bauwerk Beteiligten sich dabei positiv auswirkt, da im Streitfall die Hauptkosten bei der Stilllegung von Anlagen u.a. durch Beweissicherungsverfahren etc. verursacht werden. Dieses Zusammenwirken ist dennoch schwierig, da die Beurteilung des Schädigungsgrades mitunter kompliziert ist. Bewegungsmessungen an Rissen und Fundamenteinbauteilen sind zwischenzeitlich Stand der Technik, ebenso existieren zerstörungsfreie Prüfmethoden, die in bestimmte Tiefen des Fundamentes vordringen können. Problematisch erscheint es momentan doch noch, wenn keine offensichtlichen Schäden oder Extreme vorliegen, Grenzwerte bzw. zulässige Bewegungen sowie „Toleranzen“ für die verschiedenen Anlagentypen festzulegen.


4. Neubau, Instandsetzung und Ertüchtigung
Seitdem das Interesse für die WEA-Fundamente zugenommen hat, haben auch Konstrukteure und Errichter seit ca. 2004 der dynamischen Lastübertragung durch entkoppelte Dämmschichten am FET bereits beim Neubau entgegen gewirkt. Ebenso stimmig ist die hochelastische entkoppelte Verlegung von z.B. Polysulfid-Fugenbändern anstelle von herkömmlichen Dichtstoff-Hohlkehlen. Bei korrektem Fundamentbau werden Schwindrisse in Grenzen gehalten. Dennoch können prophylaktisch hochelastische rissüberbrückende Beschichtungen als zusätzlicher Schutz vor Eindringen von Feuchtigkeit dienen.
Bei der Instandsetzung wird neben der Abdichtung des FET zum Betonfundament öfter auch eine Betoninstandsetzung von Abplatzungen und Rissen notwendig. Polymermodifizierte Mörtelsysteme (PCC) sollten am FET entkoppelt eingesetzt werden. Nachträglich eingebaute Abdichtungssysteme von Fugen und Flächen sollten immer hochelastisch, langzeitgetestet und auch für nachträglich auftretende Risse überbrückend wirken.
Sind die Bewegungen am FET zu groß und wird auf eine an den Zug- bzw. Druckflanschen des FET unzureichende Betonverdichtung geschlossen, sind Hochdruckinjektagen und Rissverpressungen notwendig. Dabei sollten feuchteunempfindliche Injektageharze eingesetzt werden, die auch den dynamischen Langzeit-Lastwechseln standhalten. Die Bohrungen zum FET sollten so „schlank“ erfolgen, dass keine Schädigung der Bewehrung eintritt. Da das Verdichten beim Neubau eines hoch bewehrten Betonfundamentes sehr sorgfältig ausgeführt werden muss, gehen einige Hersteller und Betreiber bereits bei der Fundamenterrichtung zur Verlegung von Injektionsschläuchen am FET über, um bei einer notwendigen und durchaus auch sinnvollen Verpressung auf das aufwendige Bohren verzichten können.


5. Monitoring und Ausblick
„Es gibt keinen rissfreien Beton!“ Diese Feststellung sollte alle Betreiber und Eigentümer dazu befähigen, kritisch zu sein aber nicht überzureagieren. Eine partielle und regelmäßige Kontrolle auch im erdberührten Bereich sowie im Inneren der Türme ist sinnvoll. Bei Wassereintritt, Fugenabrissen am FET und Rissen im Beton ≥ 0,3 mm sollte ein Gutachter oder erfahrenes Personal die Anbahnung von Schäden begleiten und unter Kontrolle nehmen. Dies gilt auch, um auf die Einleitung zurück zu kommen, für sich verändernde Gründungs- und Bodenverhältnisse, die ebenso durch zementmodifizierte Untergrundverfestigungen und Injektagen stabilisiert werden können. Der Stand der Technik entwickelt sich weiter, so wie auch innovative Abdichtungs- und Sanierungskonzepte zwischenzeitlich Langzeittests unterzogen und weiter optimiert werden.

Quelle: Klaus Deininger, KTW Umweltschutztechnik GmbH

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