und umwelttechnische Aspekte von Off-shore Windenergieanlagen ...

GIGAWIND 

Bau- und umwelttechnische Aspekte 

von Off-shore Windenergieanlagen 

Förderkennzeichen: 0329894A 

Abschlussbericht 2000-2003 

März 2004

Forschungsvorhaben: Bau- und umwelttechnische Aspekte von Off-shore 

Windenergieanlagen 

Zahlungsempfänger: Universität Hannover 

Förderkennzeichen: 0329894A 

Laufzeit des Vorhabens: 1.10. 2000 – 30.09. 2003 

Berichtszeitraum: 2000-2003 

Projektträger: PTJ, Forschungszentrum Jülich GmbH 

gefördert durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie

Vorwort 

In diesem Schlussbericht werden die Ergebnisse des dreijährigen Forschungsprojekts Bau- 

und umwelttechnische Aspekte von Offshore-Windenergieanlagen zusammengefasst, das 

von der Forschungsgruppe GIGAWIND an der Universität Hannover mit Beteiligung der 

Universität Duisburg-Essen bearbeitet wurde. Das Projekt wurde von Oktober 2000 bis 2003 

anfänglich vom BMWi und später vom BMU gefördert und vom Projektträger Jülich betreut. 

Die beteiligten Wissenschaftler bedanken sich ganz ausdrücklich für das in sie gesetzte 

Vertrauen. Sie glauben sich mit Erfolg bemüht zu haben diesem gerecht zu werden. 

Für detaillierte Informationen wird ausdrücklich auf die die Jahresberichte 2001, 2002 und 

2003 verwiesen, die im Internet unter www.gigawind.de als downloads verfügbar gemacht 

werden. Dort findet man auch die Tagungsunterlagen der drei Symposien (Juni 2001, 

September 2002, März 2004), die von GIGAWIND unter Beteiligung externer Referenten 

durchgeführt wurden. Bei jeweils über 200 Teilnehmern vor allem auch aus der Praxis hat 

sich diese Veranstaltungsreihe zu einem anerkannten Forum für den fachlichen Austausch 

zwischen den wissenschaftlich tätigen und den praktizierenden Ingenieuren entwickelt. 

Zusätzlich sind auf der Webseite viele sonstige Veröffentlichungen der Beteiligten aufgelistet, 

die meist ebenfalls herunter geladen werden können. 

Trotz dreijähriger Förderung bleiben natürlich noch viele Fragen offen, z. B. die Validierung 

von Modellen betreffend. Zum Zeitpunkt der Erstellung des Berichts zeichnet sich ab, dass 

die Forschungsgruppe GIGAWIND weiter gefördert werden wird und damit auch zukünftig 

über ihre Ergebnisse berichten kann. 

Beteiligte Institute und Personen 

Themenkreis Strömung, Seegang, Kolk 

Institut für Strömungsmechanik, Universität Hannover 

Prof. Dr.-Ing. W. Zielke (auch Projektkoordinator), Dipl.-Ing. K. Mittendorf, Dr. rer. 

nat. B. Nguyen, Dipl.-Ing. G. Ungruh 

Themenkreis Schall 

Curt-Risch-Institut, Universität Hannover 

Dipl.-Ing. W.-J Gerasch, Dipl.-Ing. A. Uhl 

Themenkreis Baugrund und Gründung 

Institut für Grundbau und Bodenmechanik, Universität Duisburg-Essen 

Prof. Dr.-Ing. W. Richwien, Dr.-Ing. K. Lesny , Dipl.-Ing. J. Wiemann 

Themenkreis Turm 

Institut für Stahlbau, Universität Hannover 

Prof. Dr.-Ing. P. Schaumann, Dipl.-Ing. P. Kleineidam

Inhaltsverzeichnis Abschlussbericht GIGAWIND 

Inhaltsverzeichnis 

1 Zusammenfassung.................................................................................................... 1 

2 Beeinflussung von Meeresströmungen................................................................... 5 

2.1 Ziele............................................................................................................................ 5 

2.2 Modelluntersuchungen ............................................................................................... 5 

2.3 Darstellung der Ergebnisse......................................................................................... 7 

3 Ermittlung von Seegang und Wellenlasten.......................................................... 10 

3.1 Einleitung ................................................................................................................. 10 

3.2 Numerische Seegangssimulation.............................................................................. 11 

3.3 Extremwertanalyse der simulierten Seegangsparameter.......................................... 15 

3.4 Ermittlung von Wellen- und Seegangslasten ........................................................... 16 

4 Schallabstrahlung und -ausbreitung .................................................................... 20 

4.1 Problemstellung........................................................................................................ 20 

4.2 Zielsetzung ............................................................................................................... 20 

4.3 Vorgehensweise ....................................................................................................... 20 

4.4 Eingangsgrößen........................................................................................................ 21 

4.5 Modelle..................................................................................................................... 23 

4.6 Parameterstudien ...................................................................................................... 24 

4.7 Berechnung der Ausgangsgröße und Vergleich mit Messwerten ............................ 25 

5 Baugrund................................................................................................................. 28 

5.1 Baugrundbedingungen in der Nordsee..................................................................... 28 

5.2 Baugrundbedingungen in der Ostsee........................................................................ 28 

5.3 Charakteristische Bodenparameter........................................................................... 29 

5.4 Baugrunduntersuchungen......................................................................................... 29 

5.5 Bodenmechanische Laborversuche .......................................................................... 30 

6 Tragstruktur – Gründung ..................................................................................... 32 

6.1 Bemessung der Gründungsstrukturen für Extremereignisse.................................... 33 

6.2 Berücksichtigung von Kolken.................................................................................. 35 

6.3 Prognose des Betriebsverhaltens.............................................................................. 36 

6.4 Probabilistischer Bemessungsansatz ........................................................................ 36 

7 Tragstruktur – Turm ............................................................................................. 38 

7.1 Schwingungsverhalten ............................................................................................. 38 

7.2 Ermüdungssicherheit................................................................................................ 38 

7.2.1 Umgebungsbedingungen und Seegangslasten ......................................................... 40 

7.2.2 Deterministisches Konzept....................................................................................... 40 

7.2.3 Berechnungen im Zeitbereich .................................................................................. 41 

7.2.4 Berechnungen im Frequenzbereich.......................................................................... 41 

Seite I

Inhaltsverzeichnis Abschlussbericht GIGAWIND 

7.2.5 Vergleich der Konzepte............................................................................................ 42 

7.2.6 Berechnungsumgebung Han-Off.............................................................................. 42 

7.3 Konstruktive Details................................................................................................. 43 

7.3.1 Rohrknotenverbindungen......................................................................................... 43 

7.3.2 Beultragfähigkeit bei „Grouted-Joints“.................................................................... 44 

8 Kolkbildung ............................................................................................................ 45 

8.1 Empirische Formeln zur Ermittlung der Kolktiefe .................................................. 45 

8.2 Einfluss des Strömungsregimes auf die Kolkbildung .............................................. 46 

8.3 Kolkentwicklung unter Berücksichtigung von wechselnden 

Strömungsgeschwindigkeiten................................................................................... 46 

9 Ausblick................................................................................................................... 48 

10 Literatur.................................................................................................................. 49 

10.1 Veröffentlichungen aus dem Forschungsprojekt...................................................... 49 

10.2 Sonstige Literatur ..................................................................................................... 52 

Seite II

2 Beeinflussung von Meeresströmungen Abschlussbericht GIGAWIND 

1 Zusammenfassung 

Die geplanten Offshore-Windenergieanlagen sprengen die bisher bekannten Dimensionen. 

Dies betrifft sowohl die Größe der einzelnen Anlagen mit bis zu 5 MW Nennleistung bei 

Nabenhöhen von mehr als 100 m über dem Meeresboden als auch die Zahl von mehreren 

hundert Anlagen in einem Park. Der stufenweise Ausbau der Offshore-Windenergie sieht eine 

Gesamtleistung von 25 000 MW vor. Bis 2010 sollen davon 3.000 MW an küstenfernen 

Standorten in der Nord- und Ostsee mit Wassertiefen um 30 m installiert sein, welches einem 

Investitionsvolumen von rund 6 Mrd. Euro entspricht. 

Die Wirtschaftlichkeit der Windparks hängt sowohl von der Kosten der Errichtung als auch 

von der Verfügbarkeit und Lebensdauer und damit von der Tragfähigkeit sowie 

Ermüdungsfestigkeit der Tragkonstruktion einschließlich Gründung ab. Eine Beeinflussung 

der Umwelt durch Schall- und Erschütterungsabstrahlung, durch Veränderung von 

Strömungen und Morphologie sowie das Gefährdungspotenzial für die Schifffahrt sind bei 

den Planungen ebenfalls zu berücksichtigen. 

Dies war der Hintergrund, vor dem sich im Jahre 2000 die Forschungsgruppe GIGAWIND 

bildete und sich beim BMWi mit Erfolg um die Förderung eines dreijährigen 

Forschungsprojekts bemühte. Aus den vielen Problemstellungen wählte sie sich entsprechend 

ihrer Expertise die Tragstruktur (Abbildung 1-1) als Schwerpunkt ihrer Arbeit, und zwar mit 

den Themen: 

Seegang und Seegangslasten, Beeinflussung von Meeresströmungen 

Schallstrahlung und -ausbreitung in Bau- und Betriebsphase 

Baugrunduntersuchungen und Gründungen 

Konstruktion und Ermüdung für Tragstrukturen 

Die Themenwahl berücksichtigt, dass im Vergleich zu Anlagen an Land der Kostenzuwachs 

bei der Errichtung von Offshore-Anlagen vor allem in der Gründung liegt (neben den Kosten 

der Netzanbindung), siehe Abbildung 1-2, und dass die Schallimmission in den Wasserkörper 

unmittelbar von der Konstruktion beeinflussbar ist. 

Mit diesem Bericht werden Ergebnisse des dreijährigen Forschungsprojekts vorgelegt, eines 

Projekts in dem in jedem der vier beteiligten Institute ein Mitarbeiter aus Projektmitteln 

finanziert werden konnte. Nachfolgend werden einige highlights zkizziert, die bereits Eingang 

in die Praxis gefunden haben. 

Seite 1


Abbildung 1-1: Konzepte der Tragstruktur 

spez. Kosten ( €/kW ) 

2000 

1500 

1000 

500 

0 

Onshore Offshore 

Abbildung 1-2: Geschätzte Kosten für Onshore- und Offshore-WEA 

Turbine & Turm 

Gründung 

Netzanbindung 

Infrastruktur 

Planung 

Ganz am Anfang standen Untersuchungen zur Sichtbarkeit von Offshore-Windparks in 

Abhängigkeit von Entfernung, Wetter und Farbwahl, ein Thema, das für die touristische 

Industrie von großer Bedeutung ist. 

Seite 2


Zum Thema Schallabstrahlung während der Bau- und Betriebsphase wurde ein 

Prognoseverfahren entwickelt, mit dem Schalldruckpegel mittels eine FE-Modellierung 

berechnet werde können. Erste Vergleiche mit Messungen, die ja sehr aufwendig und 

schwierig sind, zeigen, dass die Modellierung zu wirklichkeitsnahen Ergebnissen führt. 

Zum Themenbereich Umwelteinwirkungen ist auch die Modellierung des Einflusses von 

Windparks auf großräumige Strömungen, z. B. der Gezeitenströmungen in der Nordsee, zu 

rechnen. Hier konnte schon im ersten Jahr des Projekts gezeigt werden, dass sich die 

Strömungen im Bereich der Parks zwar standortabhängig, immer aber nur um sehr wenige 

Prozent verändern. Unmittelbar an den Bauwerken kommt es natürlich zu Erhöhungen der 

gezeiten- und wellenbedingten Strömungen mit der Gefahr der Kolkbildung. Hier musste die 

Untersuchung aus Kapazitätsgründen auf die Erstellung einer Studie zum Stand der 

Wissenschaft eingeschränkt werden, die allerdings deutlich machte, wie unzulänglich die 

Prognosefähigkeit von Kolkbildung im marinen Bereich ist. Diese Schlussfolgerung wird 

dazu führen, dass bald gesonderte experimentelle und theoretische durchgeführt werden, z. B. 

am Großen Wellenkanal der Universitäten Hannover und Braunschweig. 

Im Themenbereich Lasten hat sich die Forschergruppe vor allem dem Themenbereich 

Wellenbelastung gewidmet. Der Seegang in der Nordsee wurde für einen Zeitraum von 

mehreren Jahren berechnet, für diese Berechnungen sowie für Messungen wurden 

Extremwertanalysen durchgeführt. Diese Ergebnisse finden Eingang in ein 

Computerprogramm zur Berechnung von Ermüdungs- und Extremlasten nicht nur auf 

Monopiles sondern auch auf Tripoid- und Jacketkonstruktionen, das einen sehr großen 

Zuspruch gefunden hat. Inzwischen ist es von über 40 Firmen und Forschungsinstitutionen 

angefordert worden und eingesetzt. 

Natürlich wurde es auch innerhalb der Forschungsgruppe eingesetzt, z .B. bei der Erprobung 

numerischer Verfahren im Rahmen des Nachweises gegen Ermüdung der Tragstrukturen. 

Dazu wurden deterministische Bemessungskonzepte entwickelt und Simulationsrechnungen 

im Zeitbereich und Analysen im Frequenzbereich durchgeführt. Ein Schwerpunkt bei diesen 

strukturmechanischen Untersuchungen waren Rohrknoten, wie sie bei Tripoid-Strukturen 

vorkommen. Sie wurden auf Tragfähigkeit und Ermüdungsverhalten untersucht. Dabei 

konnten z.B. für die Tragfähigkeitsuntersuchungen die Anwendung empirischer Gleichungen 

auch außerhalb des ursprünglichen Anwendungsbereiches belegt werden. Weiterhin konnte in 

einem bewertenden Vergleich festgestellt werden, dass die Ermittlung von 

Strukturspannungen mit parametrisierten Formeln als gute Grundlage für 

Entwurfsrechnungen verwendet werden kann. Auch konnten in numerischen Untersuchungen 

die Einflüsse von „Grouted Joint“-Verbindungen auf den Beulnachweis für typische 

Monopile-Abmessungen als gering eingestuft werden. Auch diese entwickelten Verfahren 

und Erkenntnisse werden bereits bei in Planung befindlichen Offshore Windparks eingesetzt. 

Was die Gründung der Windanlagen angeht so ist als erstes eine Auswertung vorhandener 

Daten zu den Baugrundbedingungen in der Nordsee und eine Zusammenstellung des state of 

the art zur Gründung von Offshore-Windenergieanlagen zu erwähnen, die in Buchform 

erschien. Darin ist auch der Mindestumfang für die Vor- und Ausführungsplanung von 

Offhore-Windenergieanlagen definiert. Dieses Büchlein hat in der Fachöffentlichkeit eine 

Seite 3


sehr gute Aufnahme gefunden und hat z. B. auch Eingang in die Festlegungen des BSH zum 

Mindestumfang von Baugrunduntersuchungen gefunden. 

Für die Praxis ebenso wichtig sind die durchgeführten vergleichenden Bemessungen und 

Bewertungen verschiedener Gründungssystem (Schwergewichtsgründung, Monopile, Jacket, 

Tripoid), in die natürlich die zuvor erwähnten Ergebnisse zu den Lasten und zur statischen 

Auslegung einflossen. Die vertieften Untersuchungen zum Monopile zeigten z. B., dass die 

aus der Offshore-Praxis übernommenen Bemessungsansätze nicht ohne weiteres übernommen 

werden konnten. Aus dieser Erkenntnis entstanden Weiterentwicklungen z. B. des Ansatzes 

für einen Pfahlwiderstand und die Steifigkeit des Systems Pfahl-Boden innerhalb einer 

Gesamtberechnung. 

Eine sehr wichtige Erkenntnis der bodenmechanischen Untersuchungen ist, dass die 

reversiblen Formänderungen des Bodens unter der wiederkehrenden Belastung durch Wellen 

(immerhin rd. 120 bis 150 Millionen Wellenbelastungen innerhalb von 50 Jahren) zu 

veränderten Bettungsbedingungen bis hin zum Verlust der Gebrauchsfähigkeit führen können. 

Dies war den Anlagenplanern und auch den Genehmigungsbehörden als das Projekt anfing 

nicht bewusst. Heute bestimmt diese Frage die wissenschaftliche und die praktische 

Diskussion. 

Seite 4


2 Beeinflussung von Meeresströmungen 

2.1 Ziele 

Ziel der Untersuchungen war es, Methoden aufzuzeigen, mit deren Hilfe eine denkbare 

Veränderung von Meeresströmungen durch Windparks abgeschätzt werden kann, sowie dies 

exemplarisch für einige Standorte zu tun. 

Bei der Untersuchung der Einwirkung der Windenergieanlagen auf die Strömung ist zwischen 

zwei Phänomenen zu unterscheiden: 

1. Eine Erhöhung der Strömungsgeschwindigkeit unmittelbar seitlich der einzelnen 

Anlagen und Ablösewirbel hinter ihnen. Diese Einwirkung erstreckt sich auf wenige 

Meter bis Zehnermeter. Ihre Abschätzung ist angebracht, wenn die Möglichkeit einer 

Kolkbildung an den Bauwerken beurteilt werden soll. 

2. Eine großflächige Reduzierung der Meeresströmung im Bereich des Windparks 

dadurch, dass dieser insgesamt einen verstärkten Strömungswiderstand darstellt. 

Das zweite Phänomen wurde mittels eines hydrodynamisch-numerischen Modells der 

Deutschen Bucht untersucht. Die standortspezifische Beantwortung der Frage nach einer 

Reduzierung der Meeresströmung oder ähnlicher Fragen könnte im Rahmen einer 

Umweltverträglichkeitsuntersuchung (UVU) bzw. einer Umweltverträglichkeitsprüfung 

(UVP) gefordert werden. Dabei wurde vorerst auf die Bedingungen der Nordsee abgehoben, 

da sich für die Ostsee durch eine Salinitätsschichtung noch besondere Aspekte ergeben. 

Allerdings lassen sich viele der Schlussfolgerungen übertragen. 

2.2 Modelluntersuchungen 

Für eine korrekte Modellierung des Strömungswiderstandes der Anlage mit einem 

numerischen Modell sind einige Schwierigkeiten zu bewältigen. Eine genaue Erfassung des 

Strömungswiderstandes erfordert eine hohe räumliche Diskretisierung der unmittelbaren 

Umgebung der Anlage und ein extrem kleiner Zeitschritt. Da dies zu nicht mehr vertretbaren 

Rechenzeiten führt, wurden einige Vereinfachungen getroffen. 

Dafür bietet sich an, die Widerstandskräfte einer als Zylinder idealisierten Windenergieanlage 

analytisch zu berechnen, und sie als Senkenterm in der Impulsbilanz des Strömungsmodells 

zu berücksichtigen. Indirekt kann man dies über den Koeffizienten des verwendeten 

Bodenschubspannungsansatzes des Strömungsmodells realisieren. Rauheiten 

unterschiedlicher physikalischer Herkunft (Sohlrauheiten, Sohlform oder Hindernisse) können 

überlagert werden (vgl. Schröder, 1990 und Rouvé, 1994). Die aus Bodenreibung und 

Strömungswiderstandskraft resultierende Gesamtkraft kann als eine lokal größere 

Bodenreibungskraft angesehen werden und im 2D-Modell durch die Erhöhung des 

Bodenreibungskoeffizienten in den entsprechenden Bereichen umgesetzt werden. 

Seite 5


Im Rahmen des GIGAWIND-Projektes ist diese Vorgehensweise in Verbindung mit einem 

numerischen Modell durchgeführt wurden (vgl. Mittendorf et al., 2001). Dort konnte gezeigt 

werden, dass sich bei einer flächenhaften Verteilung des Strömungswiderstandes in einem 

gedachten Parkgebiet Strömungsänderungen einstellen, die der summierten Wirkung der 

Einzelwiderstände entsprechen. 

Außerdem konnte gezeigt werden, dass der um den Einfluss der Windenergieanlagen 

erweiterte Reibungskoeffizient unabhängig von der Strömungsgeschwindigkeit ist, das 

Energiegefälle und damit der Reibungseinfluss jedoch mit zunehmender 

Strömungsgeschwindigkeit steigen. 

Zur Abschätzung des Einflusses der Windparks unter realen Verhältnissen, wurden drei an 

unterschiedlichen Standorten in der Deutschen Bucht geplante Windparks betrachtet (vgl. 

Abbildung 2-1). 

Abbildung 2-1: Deutsche Bucht mit geplanten Offshore-Windparks 

Im geplanten Windpark Borkum-Riffgrund sollen auf einer Fläche von ca. 1000 km 2 833 

Anlagen aufgestellt werden. In der Nähe von Helgoland befindet sich das Planungsgebiet des 

Windparks Schleswig-Holsteinische Nordsee für den rund 100 Windenergieanlagen auf einer 

Fläche von 100 km 2 vorgesehen sind. Im Bereich der Wesermündung sollen 128 Anlagen auf 

einer Fläche von ca. 50 km 2 errichtet werden. Für alle Anlagen ist von einem Durchmesser 

von 6,0 m ausgegangen worden, der Abstand der Anlagen untereinander in transversaler und 

longitudinaler Richtungen beträgt je 600,0 m. 

Mit vorhandenen Wasserstands- und Winddaten für die Zeiträume September 1997, Februar 

2000 und Mai 1999 wurden für je einen Monat die Strömungsverhältnisse in der Deutschen 

Bucht mit und ohne Windparks simuliert. 

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2.3 Darstellung der Ergebnisse 

Für die Auswertung wurden zwei Systeme, eines mit und eines ohne Bebauung, mit 

identischen Rand- und Anfangsbedingungen gerechnet und anschließend von einander 

subtrahiert. Es ergibt sich somit eine Zeitreihe der Geschwindigkeitsdifferenzen. Für die 

statistische Auswertung werden nur die Beträge der Geschwindigkeitsdifferenzen 

herangezogen, wobei es sich innerhalb des Parks um Reduktionen handelt. 

Um einen Eindruck über die Häufigkeiten und Größenordnung der 

Geschwindigkeitsreduktion im Parkgebiet zu bekommen, wurde für jeden Standort und jeden 

Berechnungsmonat ein Histogramm der Geschwindigkeitsdifferenzen erstellt. Die 

Histogramme zeigen die Häufigkeit einer Geschwindigkeitsdifferenz als Anteil des 

betrachteten Zeitraums. Ihnen kann deutlich entnommen werden, dass die kleinen 

Geschwindigkeitsreduzierungen die größten Häufigkeiten besitzen (vgl. Abbildungen 2). Eine 

vollständige Darstellung befindet sich im Jahresbericht 2001 (Zielke [Hrsg.], 2002). 

Im nächsten Schritt wurden die statistischen Parameter der Zeitreihe der 

Geschwindigkeitsdifferenzen bestimmt. Die mittleren prozentualen 

Geschwindigkeitsänderungen und die Änderung des Mittelwertes in Prozent sind in der 

Tabelle 2-1 wieder zu finden: 

Abbildung 2-2: Geschwindigkeitsdifferenzen für die Standorte Borkum und Helgoland 

Trägt man die prozentuale Geschwindigkeitsdifferenz über die „ungestörte“ 

Strömungsgeschwindigkeit (vgl. Abbildung 2-3) auf, so ergibt sich mit zunehmender 

Geschwindigkeit eine Verringerung der prozentualen Änderung. In den folgenden 

Abbildungen wurde für jeden der drei Standorte zusätzlich noch eine Kurvenanpassung für 

die prozentuale Änderung durchgeführt. 

Seite 7


Standort Wesermündung Feb 00 Mai 99 Sep 97 

max. prozentuale Geschwindigkeitsänderung 5,2 4,5 4,9 

min. prozentuale Geschwindigkeitsänderung 0,0014 0,0047 0,0017 

mittlere prozentuale Geschwindigkeitsänderung 2,2 2,2 2,2 

Änderung des Mittelwertes in Prozent 2,1 2,1 2,1 

Standort Borkum Feb 00 Mai 99 Sep 97 





Standort Helgoland Feb 00 Mai 99 Sep 97 





Tabelle 2-1: Extrem- und Mittelwerte der Strömungsgeschwindigkeitsdifferenzen 

Abbildung 2-3: Prozentuale Änderung der Geschwindigkeit in Abhängigkeit der ungestörten 

Strömung 

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In dieser Studie konnte weiterhin gezeigt werden, dass es standortspezifisch Unterschiede in 

der Beeinflussungen der Meeresströmung gibt, die auf die standorteigenen Strömungs- und 

Bathymetrieverhältnisse zurückzuführen sind. Die größte mittlere prozentuale 

Geschwindigkeitsänderung konnte beim Standort Wesermündung ermittelt werden, sie 

beträgt rund 2,13 %. Beim Standort Borkum konnten 0,92 % und im Gebiet um Helgoland 

1,35 % festgestellt werden. 

Die Berechnungen mit den drei repräsentativen Windfarmen in der Nordsee haben gezeigt, 

dass es zwar generell zu einer Reduktion der Strömungsgeschwindigkeit im Parkbereich 

kommen kann, dass diese aber nur wenige Prozent beträgt und kaum bedeutsam sein dürfte. 

In unmittelbarer Umgebung des Parkgebietes kommt es zu einer Erhöhung der 

Strömungsgeschwindigkeiten in der gleichen Größenordnung wie die Reduktion. 

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3 Ermittlung von Seegang und Wellenlasten Abschlussbericht GIGAWIND 

3 Ermittlung von Seegang und Wellenlasten 

3.1 Einleitung 

Die bei den Behörden vorhandenen Seegangsmessungen stammen von einigen wenigen 

Messbojen in der Deutschen Bucht (vgl. Abbildung 3-1 für einige Beispiele). 

Abbildung 3-1: BSH Bojen in der Deutschen Bucht 

Durch die Entwicklung der numerischen Mathematik und der Verfügbarkeit sehr 

leistungsfähiger und bezahlbarer Computer, gewinnt die numerische Simulation des Seegangs 

zunehmend an Bedeutung. So genannte Seegangssimulationsprogramme können für die 

örtlich und zeitlich begrenzten Messungen eine Ergänzung bzw. Alternative darstellen. Auf 

diese Weise können für jeden beliebigen Standort und für fast beliebig große Zeiträume die 

für eine Bemessung notwendigen statistischen Seegangsparameter berechnet werden. 

Um Annahmen über standortabhängige Extremlasten und typische Dauerbelastungen für 

Offshore-Windenergieanlagen in der Deutschen Bucht infolge Seegangs treffen zu können, 

wurden computergestützte Seegangssimulationen für einen 12-Jahres-Zeitraum durchgeführt. 

Bei der Modellierung handelt es sich um ein Hindcast. Das Seegangsgeschehen der Jahre 

1989 bis 2000 wurde auf Basis historischer Winddaten (aus Messungen oder auch aus 

meteorologischen Modellen) für einen Bereich der Nordsee nachgebildet. 

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3.2 Numerische Seegangssimulation 

Eine detailierte Beschreibung der zum Einsatz gekommenen Modelle und deren Verknüpfung 

wurde in den Jahresberichten 2001, 2002 und 2003 gegeben (Zielke [Hrsg.], 

2002,2003,2004). Die Abbildung 3-2 gibt noch einmal einen Überblick über die betriebene 

Modellkette. 

Shelf-Modell 

Seegang am 

Modellrand 

Modell der deutschen Bucht 

Wind 

Wind 

Ergebnisse 

Abbildung 3-2: Modelkette zur Seegangssimulation in der Deutschen Bucht 

S (ω,θ) 

zz 

3.5 

3 

2.5 

2 

1.5 

1 

0.5 

0 

4 

3 

Prisma Modell 

Die für die statistische Seegangsmodellierung erforderlichen flächendeckenden 

Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen entstammen dem PRISMA Interpolations- 

Modell des Max-Planck Institutes für Meteorologie (Luthard, 1987). Der Seegang für das 

Europäische Shelf wurde mit der Software WaveWatch-III (Tolman, 1999) berechnet. Die auf 

diese Weise ermittelten Seegangsparameter wurden als Randbedingungen und der Wind 

direkt aus dem PRISMA-Modell in das wesentlich feiner aufgelöste Deutsche Buchtmodell 

eingespeist. Hierbei kam die Software SWAN (Simulating WAves Nearshore, Holthuijsen, 

2000) zum Einsatz. 

Als Ergebnis stehen für den gesamten Zeitraum von 1989 bis 2000 die simulierten 

Seegangsparameter für die Deutsche Bucht in Form von 3 Stunden-Werten mit einer 

räumlichen Auflösung von dx = 0.0152° und dy = 0.09° (Altgrad dezimal bei 200 x 200 

Gitterpunkten) zur Verfügung. Das Modellgebiet erstreckt sich in West-Ost-Richtung über 

225,9 km und in Nord-Süd-Richtung über 198 km ; das Modellgebiet umfasst demnach eine 

Fläche von 44728,2 km 2 . Zusätzlich zu den Seegangsdaten sind in jedem Berechnungspunkt 

auch noch die mittleren Windgeschwindigkeiten mit Richtungen vorhanden. 

2 

1 

0 

Direction θ [rad] 

-1 

-2 

-3 

-4 

0 

0.5 

1 

ω [rad/s] 

1.5 

2 

2.5 

3 

Seite 11


Für die Verifikation der Seegangssimulationen in der Deutschen Bucht wurden 

Bojenmessungen des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) an folgenden 

Standorten und für folgende Zeiträume herangezogen: 

• Hörnum/Sylt 54°43'00''N 8°12'00''E 1995 (mit Messausfällen) 

• Helgoland 54°09'27''N 7°53'39''E 1989 bis 2000 (mit Messausfällen) 

• UFS Elbe 54°00'00''N 8°06'50''E 1995 (mit Messausfällen) 

• Westerland/Sylt 55°00'00''N 7°54'12''E 1995 (mit Messausfällen) 

• NSB II 55°00'00''N 6°20'00''E 1997 (mit Messausfällen) 

Die Simulationsergebnisse sollen zum einen für die Festlegung von Extremwellen definierter 

Häufigkeit dienen und zum anderen das lokale Seegangsklima beschreiben. Ausgehend von 

einer nur 12 Jahre umfassenden Datenbasis ist dies Vorhaben schon als kritisch anzusehen, 

deshalb ist eine äußerst genaue Betrachtung und Verifikation der Simulationsdaten 

erforderlich. Bei dem großen Datenumfang bieten sich hierfür statistische Methoden an. Die 

Verifikation der Simulationsergebnisse erfolgte in mehreren Schritten: 

1. Für einen zusammenhängenden Zeitraum, der keine Messlücken aufweist, wurde der 

Verlauf der simulierten und gemessenen signifikanten Wellenhöhen verglichen und 

die statistischen Parameter Mittelwert, Varianz, Schiefe und Wölbung (Kurtosis) 

bestimmt. 

2. Für den gleichen Zeitraum wurden die relativen und kumulierten Häufigkeiten der 

signifikanten Wellenhöhen ermittelt und einander gegenübergestellt. 

3. Mittels eines Kolmogoroff-Smirnow-Tests wurde ermittelt, ob die 

Simulationsergebnisse und die Messungen auf die gleiche Grundgesamtheit 

zurückzuführen sind. 

Seite 12


Ein Vergleich der signifikanten Wellenhöhen aus Simulation und Messung zeigt eine recht 

gute Übereinstimmung. In der Abbildung 3-3 werden die wichtigsten Simulationsergebnisse 

für vier ausgewählte Standorte mit den Bojenmessungen verglichen. 

Abbildung 3-3: Signifikante Wellenhöhen aus Messung und Simulation 

Abbildung 3-4 gibt die Summenhäufigkeitsverläufe der signifikanten Wellenhöhen eines 

Standortes für die Messung und für beide Simulationen wieder. Hierzu wurden die 

Wellenhöhen bzgl. Ihrer Größe in Klassen eingeteilt und die Häufigkeit des Auftretens 

innerhalb einer Klasse durch Auszählen ermittelt. Die relative Häufigkeit ergibt sich durch die 

Division mit der Gesamtzahl der Stichprobe- bzw. Messwerte. Die Klassenbreite beträgt 25 

cm. Die Aufsummierung der relativen Häufigkeiten führt zu der kumulierten Häufigkeit. 

Seite 13


F(x) 

1 

0.9 

0.8 

0.7 

0.6 

0.5 

0.4 

0.3 

0.2 

0.1 

Buoy 

WaveWatch 

Swan 

Empirical CDF 

0 

0 0.5 1 1.5 

sing. Wave Height [m] 

2 2.5 3 3.5 

Abbildung 3-4: Kumul. Häufigekeiten der sign. Wellenhöhe, aus Simulation und Messung 

(1 Jahr umfassend) 

Die aus der SWAN-Simulation resultierenden Ergebnisse folgen recht genau dem Verlauf der 

Messung. Im mittleren Bereich werden die signifikanten Wellenhöhen etwas überschätzt, d.h. 

in der Simulation sind mehr Wellen mit geringerer Höhe als in der Messung vorhanden. Mit 

zunehmender Wellenhöhe allerdings nähert sich der Kurvenverlauf weiter an den der 

Messung an. Größere signifikante Wellenhöhen treten demzufolge mit einer vergleichbaren 

Häufigkeit in der Simulation und Messung auf. Dies ist eine wesentliche Voraussetzung, um 

anhand der simulierten Daten Extremereignisse extrapolieren zu können. Bei den 

Ergebnissen, die mittels WaveWatch erzielt worden sind, ist zu erkennen, dass niedrigere 

Wellenhöhen eine größere und hohe Wellen eine geringere Häufigkeit besitzen als dies bei 

den Bojenmessungen der Fall ist. 

Diese Beobachtungen lassen sich aber nicht für alle untersuchten Beobachtungspunkte 

verallgemeinern. Für einige Standorte (z.B. NSB-II) lassen sich bessere Ergebnisse mit 

WaveWatch erzielen. Der Tiefwasserbereich wird von SWAN und küstennahe Standorte von 

WaveWatch-III weniger gut modelliert. Dies ist auf die etwas unterschiedliche Modellphysik 

von SWAN und WaveWatch zurückzuführen. Die Einschränkungen sind bei WaveWatch für 

küstennahe Standorte mit geringen Tiefen gegeben. SWAN hingegen berücksichtigt Effekte, 

wie z.B. Dissipation durch tiefenbedingtes Wellenbrechen, bei geringer werdender 

Wassertiefe und eignet sich daher für die Modellierung von Flachwasserbereichen. Die 

Berücksichtigung der Diffraktion wird von beiden Modellen nicht unterstützt. SWAN und 

WaveWatch-III ergänzen sich gut, somit ist es für fast alle potentiellen Windpark-Standorte 

innerhalb der Deutschen Bucht möglich, Seegangsparameter zu ermitteln und bei der Planung 

und Auslegung der Tragstrukturen zu berücksichtigen. 

Seite 14


3.3 Extremwertanalyse der simulierten Seegangsparameter 

Offshore-Windenergieanlagen sollen im Allgemeinen so bemessen sein, dass sie einem 

Extremereignis (z.B. einer extremen Welle), welches nur einmal während eines längeren 

Zeitraumes auftritt, standhalten. Dieser Zeitraum ist oftmals wesentlich größer als der, für den 

die Informationen über Wellenhöhen oder Windgeschwindigkeiten zur Verfügung stehen. 

Dies erfordert eine Extrapolation der Daten auf die gewünschte längere Periode, um die 

notwendigen Bemessungsgrößen zu bestimmen. Zur Festlegung der Wiederkehrperiode sollte 

man sich an der wirtschaftlichen Lebensdauer orientieren, die ja nach Anspruch meist mit 20, 

50 oder 100 Jahren angenommen wird. 

Im Rahmen des Forschungsprojektes wurden nur die Ergebnisse aus der Seegangssimulation 

statistisch analysiert und auf extreme Ereignisse hin ausgewertet. So kann dann z.B. ein 

Extremereignis mit definiertem Wiederintervall standortabhängig (innerhalb des 

Modellgebietes) angegeben werden. 

Im Bereich der Extremwertanalyse existiert eine Vielzahl theoretischer 

Verteilungsfunktionen. Hier wurden lediglich die Weibull, die Gumbel und die Allgemeine- 

Extremwert-Verteilungsfunktion (GEV) betrachtet. Anhand dieser Funktion mit den 

entsprechenden Parametern wird dann die Wellenhöhe extrapoliert, die mit der gewünschten 

Wiederkehrperiode korrespondiert. Auf diese Weise erhält man die gesuchte signifikante 

Entwurfswellenhöhe. 

WaveWatch Gumbel Weibull Allgemeine Extrem 

Hs50 Hs100 Hs50 Hs100 Hs50 Hs100 [cm] [cm] [cm] [cm] [cm] [cm] 

Monthly Maxima Series 832,48 865,86 - - 980,74 1046,81 

Annual Maxima Series 830,82 849,96 917,42 975.03- 863,07 885,32 

POT - Method 774,81 787,51 - - 1061,99 1171,1 

SWAN Gumbel Weibull Allgemiene Extrem 

Hs 50 Hs 100 Hs 50 Hs 100 Hs 50 Hs 100 

[cm] [cm] [cm] [cm] [cm] [cm] 

Monthly Maxima Series 1079 1171,1 846,8 886,49 1021,07 1094,45 

Annual Maxima Series 917,88 974,02 818,72 835,65 864,77 890,69 

POT - Method - - - - 1169,49 1312,41 

Tabelle 3-1 Extrapolierte sign. Wellenhöhen, Helgoland 

Die Güte der Anpassung wurde diesmal mittels eines Kolmogoroff-Smirnow-Tests und eines 

nω 2 -Tests überprüft. Das Signifikanzniveau lag bei α=0.1. Für den Standort Helgoland sind 

die Ergebnisse in der Tabelle 3-1 zusammengefasst. 

Basierend auf dieser extremen signifikanten Wellenhöhe kann dann die Design-Welle 

bestimmt werden. 

Seite 15


Ausgehen von den jetzt definierten Seegangsbedingungen sollen nun die daraus 

resultierenden Lasten auf die Tragstruktur der OWEA bestimmt werden. Die Wellenlasten 

sind von maßgeblichem Einfluss und zwar sowohl als selten vorkommende Extremlasten als 

auch als andauernde Ermüdungslasten. 

3.4 Ermittlung von Wellen- und Seegangslasten 

Die Lasten auf Offshore-Windenergieanlagen können mit der Morison-Gleichung (Morison et 

al., 1950) näherungsweise bestimmt werden. Hierbei werden vereinfachend die Annahmen 

getroffen, dass sich das Bauwerk durch beliebig angeordnete und verhältnismäßig schlanke 

Zylinder idealisieren lässt und dass das Verhältnis zwischen Bauwerksdurchmesser D und 

Wellenlänge L nicht größer 1/5 ist. In diesem Fall spricht man von hydrodynamisch 

transparenten Strukturen und die Wellenlast ergibt sich als Summe von Widerstands- und 

Trägheitskraft. 

2 ⎡ πD 

∂υ 

N ρ ⎤ 

N = ⎢cm 

ρ + cD 

Dυ 

N υ ⎥ds ⎣ 4 ∂t 

2 ⎦ 

dF N 

Abbildung 3-5 Ermittlung der Wellenlast auf schlanken Zylinder nach der Morison-Formel 

(Clauss et al., 1992) 

Die hierfür erforderliche Kenntnis der hydrodynamischen Eigenschaften der Welle liefert 

abhängig vom betrachteten Standort (Wassertiefe) und der Wellenhöhe eine lineare oder nicht 

lineare Wellentheorie. 

Für die oben genannten Aspekte wurden am Institut für Strömungsmechanik im Rahmen des 

Forschungsprojektes theoretische Ansätze und Berechnungswerkzeuge erarbeitet. Für eine 

vereinfachte Anwendung der Berechnungsmethoden zur Wellenlastermittlung wurde das 

Programm WaveLoads entwickelt. Die Software ermöglicht die Berechnung der Kinematik 

linearer und nichtlinearer Wellentheorien. Wellenhöhe und Wellenperiode bzw. Wellenlänge 

stellen die Eingangsgrößen für die verschiedenen Wellentheorien dar, mit denen die 

Orbitalgeschwindigkeiten und Beschleunigungen der Wasserpartikel bestimmt werden 

können. Mit der ermittelten Wasserpartikelkinematik wird mit dem Ansatz nach Morison die 

Wellenlast bestimmt. Folgende Theorien stehen zur Verfügung: 

- Airy 

- Stokes 2 

- Stokes 3 

- Stokes 5 

- Lagrange Wellentheorie in der Formulierung nach Woltering 

- Streamfunktion in der Formulierung nach Dean 

Seite 16


- Streamfunktion in der Formulierung nach Fenton 

- Fourier Wellenmodell nach Sobey. 

Neben der Berechnung der Lasten infolge regelmäßiger Wellen besteht auch die Möglichkeit, 

basierend auf gemessenen oder analytischen Seegangs- bzw. Richtungsspektren, eine 

Seegangslastsimulation durchzuführen. So können Seegangspektren oder signifikante 

Seegangsparameter eingelesen werden und aus ihnen eine repräsentative Zeitreihe der Last 

berechnet werden. Die Analyse im Zeitbereich ist notwendig zur Beurteilung der 

Dauerfestigkeit der Windenergieanlagen. Für die Abschätzung der Dauerfestigkeit einer 

Anlage ist die Extremwelle von untergeordneter Bedeutung, vielmehr ist die Häufigkeit der 

Lastwechsel entscheidend. 

Die Simulation von Seegang auf Grundlage eines Spektrums oder signifikanter 

Wellenparameter wird meist mit der Deterministische-Spektrale-Amplituden-Methode (DSA) 

durchgeführt. Die freie Wasseroberfläche wird als Überlagerung von N stochastisch 

unabhängigen Elementarwellen (Airy-Wellen) verschiedener Amplituden mit zufälligen 

Phasen, Wellenlängen und Ausbreitungsrichtungen angesehen (vgl. Clauss et al., 1992). Bei 

gleicher Ausbreitungsrichtung aller Elementarwellen kann die Wellenerhebung im Ursprung 

wie folgt dargestellt werden: 

N 

∑ 

n= 

1 

z( t) 

= A cos( ϖ + ϕ ) 

Die Amplituden ergeben sich über den folgenden Zusammenhang aus dem Spektrum: 

A ( ω) = 2 ⋅ S( 

ω) 

∆ω 

n 

t 

N 

A: Amplitude, 

S: Energiedichte und 

ω: Frequenz. 

Zur Erzeugung einer Stichprobe kann das Spektrum in N Streifen eingeteilt werden. Zur Wahl 

der Streifenbreite können drei unterschiedliche Varianten benutzt werden. Streifen mit 

konstanter Breite ∆ω, dass sich die N gewählten Intervalle ∆ω irrational zu einander verhalten 

oder letztlich eine Unterteilung des Frequenzbereichs in der Form, dass alle Elementarwellen 

die gleiche Amplitude haben (vgl. Mittendorf et al., 2002). 

Die DSA-Methode ermöglicht zusätzlich noch die Richtungsinformationen eines 2D- 

Spektrums in die Simulation mit einzubeziehen. Das Richtungsspektrum ergibt sich aus der 

Multiplikation des Frequenzspektrums mit einer Richtungsfunktion. 

S( ω, θ ) = S( 

ω) 

⋅ D( 

θ ) 

In der Software WaveLoads wurde zum einen das Cosine-Power-Modell von Pierson (1955) 

umgesetzt und als Vertreter der Hyperbolic-Type-Modelle ist zusätzlich noch die 

Formulierung von Banner (1990) implementiert worden, welche eine Abhängigkeit der 

Richtung von der Frequenz zeigt. Die Amplituden für eine lineare Überlagerung ergeben sich 

aus dem Richtungsspektrum zu: 

A j 

ij = 2 ⋅ Si 

⋅ D ⋅ ∆f∆θ 

Aij: Amplitude, 

Si: Energiedichte 

Dj: Richtungsfunktion 

θ: Winkel und 

Seite 17


ω: Frequenz. 

Abbildung 3-6 zeigt ein Pierson-Moskowitz-Spektrum (Hs= 6.5 m, Tp= 10.0 s) nach der 

Multiplikation mit der Richtungsfunktion des Cosine-Power-Modells (Hauptrichtung 0°). Die 

aus diesem Spektrum resultierenden Amplituden sind in Abbildung 3-7 wiedergegeben. Die 

Funktionsweise ist in der Abbildung 3-8 wiedergegeben. 

η [m] 

20 

15 

10 

5 

0 

-5 

S zz (ω,θ) 

3.5 

3 

2.5 

2 

1.5 

1 

0.5 

0 

4 

3 

2 

1 


0 

-1 

-2 

-3 

-4 

0 

Abbildung 3-6: PM-Spektrum mit 

Hs=6.5m und Tp=10.0s 

Einzelwelle oder Spektrum 

camille 

regular fourier approx. 

-10 

0 5 10 15 20 25 

Time [s] 

2 

1.5 

S zz (ω,θ) 

3.5 

3 

2.5 

1 

0.5 

0.5 

0 

4 

3 

2 

1 

0 

-1 

-2 

-3 

-4 


Abbildung 3-8: Wellenlastermittlung mit WaveLoads 

1 

0 

ω [rad/s] 

0.5 

1 

1.5 

ω [rad/s] 

1.5 

2 

2 

2.5 

3 

2.5 

3 

Amplitude [m] 

0.25 

0.2 

0.15 

0.1 

0.05 

0 

4 

WaveLoads 

3 

2 

1 

0 

direction [-] 

Zeitreihe der Lasten 

-1 

-2 

-3 

-4 

0 

0.5 

1 

ω [rad/s] 

Abbildung 3-7: Amplituden des 

Richtungsspektrums 

1.5 

Geometrie 

2 

2.5 

Seite 18 

3


Die Software WaveLoads wurde mit dem Ziel entwickelt, den Prozess der 

Wellenlastermittlung auf schlanke Offshore-Bauwerke möglichst einfach und effektiv zu 

gestalten. Zur Steigerung des Bedienkomforts und der Bereitstellung eines einfachen 

Werkzeugs zum Preprocessing wurde eine grafische Oberfläche für das Programm 

WaveLoads entwickelt. Die Oberfläche gliedert sich in drei Karteikarten zur Dateneingabe, 

für regelmäßige Wellen, für Seegang und für die Struktur. 

Nach Eingabe der notwendigen Parameter erfolgt auf Knopfdruck die Berechnung der 

Wellenlasten. Die Berechnungsergebnisse werden in mehreren sich öffnenden Karteikarten 

dargestellt. Zu sehen sind die Wasseroberfläche, je Substruktur die integrierten Morison- 

Lasten in allen drei Raumrichtungen, sowie die Momente um eine oder mehrere gewählte 

Koordinaten. 

Die Benutzeroberfläche wurde wie das übrige Programm auch in C++ programmiert und 

stützt sich auf die QT-Bibliothek, welche für viele Betriebssysteme vorhanden ist. 

Seite 19

4 Schallabstrahlung und -ausbreitung Abschlussbericht GIGAWIND 

4 Schallabstrahlung und -ausbreitung 

4.1 Problemstellung 

Die Verlagerung der Standorte von Windenergieanlagen vom terrestrischen in den marinen 

Bereich führt zu neuen Fragestellungen im Bereich der Umweltbelastung. Das Einbringen 

großer maschinenbaulicher Anlagen und Bauwerke in die offene See ist ein großräumiger und 

langfristiger technischer Eingriff in den marinen Lebensraum. Durch Bauarbeiten (z.B. 

Rammvorgänge) und Anlagenbetrieb wird Schall in den Wasserkörper abgestrahlt, der das 

Verhalten von Fischen und marinen Säugetieren beeinträchtigen kann. Daher sind 

Lärmprognosen auf der Basis von verifizierten und validierten Rechenmodellen zum Schutz 

der Meeresbewohner notwendig. Die kritische Betrachtung möglicher Auswirkungen von 

Offshore-Windparks kann für den Bereich der Deutschen Bucht sowie der südwestlichen 

Ostsee auf Wale und Robben beschränkt werden. Da Schweinswale die einzige in deutschen 

Gewässern permanent heimische Walart ist, und bei ihnen eine hohe Sensibilität gegenüber 

technischen Eingriffen in ihren Lebensraum zu erwarten ist, wird diese Art bei der 

Betrachtung der möglichen Auswirkungen von Windkraftanlagen als Schlüsselart für die 

marinen Säugetiere behandelt. 

4.2 Zielsetzung 

Im Rahmen dieses Forschungsvorhabens wird die akustische Belastung des Meeres in der 

Umgebung von Offshore-Windenergieanlagen untersucht. Zur Beurteilung der 

Umweltverträglichkeit wird die zu erwartende Schallabstrahlung und die Schallausbreitung 

im Meer in Abhängigkeit von der Entfernung zur Schallquelle, der Wassertiefe und der 

Erregung berechnet. Anders als beim Luftschall (Einwirkung auf den Menschen) wird der 

gesamte Frequenzbereich der Erregung berücksichtigt. Außerdem entfällt die auf der 

Hörempfindlichkeit des Menschen basierende Bewertung des Schallpegels. 

4.3 Vorgehensweise 

Für die Lösung des vorliegenden Problems, der Berechnung des Schalldruckpegels im Meer 

während der Bau- und Betriebsphase von Offshore-WEA, wird zunächst untersucht, wie der 

Schalleintrag in den Meereskörper erfolgt. Daraus ergeben sich die Eingangsgrößen für die 

Modelle zur Berechnung des Schalldruckpegels. Vor der Berechnung bzw. der Prognose 

werden die Eingangsgrößen auf der Basis von theoretischen Untersuchungen bzw. Messungen 

quantifiziert. Parallel dazu erfolgt die Modellbildung. Hierbei geht es um die problemgerechte 

Beschreibung der Ausbreitung der akustischen Wellen im Meereskörper unter 

Berücksichtigung der aus den Eingangsgrößen resultierenden Randbedingungen für die 

Lösung der akustischen Wellengleichung. 

Seite 20


Abildung.4-1 FE-Modell (ANSYS) 

Für die Beschreibung des mathematischen Modells werden die FE-Methode und analytische 

Methoden eingesetzt (vgl. Abbildung 4-1). Mit den wesentlichen bekannten Eingangsgrößen 

und den Modellen wird der Einfluss der Modellparameter auf die Ausbreitung, die Amplitude 

und den Frequenzinhalt des Schalldrucks untersucht. Mit den Eingangsdaten bereits 

durchgeführter Offshore-Rammarbeiten wird der Schalldruck im Wasser während der 

Bauphase berechnet. Mit den Eingangsdaten einer Onshore-WEA wird der zu erwartende 

Schalldruck in der Betriebsphase prognostiziert. Der abschließende Vergleich zwischen 

Prognose und Messung erfolgt am Beispiel von Schallimmissions-Messungen während 

Rammarbeiten im Offshore-Bereich. 

4.4 Eingangsgrößen 

Für die Berechnung bzw. die Prognose des Schalldruckpegels (Ausgangsgröße) müssen die 

Eingangsgrößen des Modells für die Berechnung der Schallausbreitung bekannt sein. Bei den 

Landanlagen handelt es sich dabei im Wesentlichen um den von der Gondel und den 

Rotorblättern abgestrahlten Luftschall. Im Offshore-Bereich wird der auf der 

Wasseroberfläche auftreffende Luftschalldruck als Eingangsgröße für die Lärmprognose 

betrachtet. Ein Teil dieses Schalldrucks wird in den Wasserkörper transmittiert. Wegen des 

großen Unterschiedes der Kennimpedanzen von Luft und Wasser wird der Luftschall an der 

Wasseroberfläche nahezu vollständig reflektiert. Daher wird der Schalleintrag in den 

Wasserkörper über den direkten Luftweg vernachlässigt. 

Die Schwingungen der Tragstruktur (WEA-Turm) bei Onshore-Anlagen leisten nur einen 

geringen Beitrag zum Gesamtschallpegel, da es sich bei dem angrenzenden Medium um Luft 

handelt. Im Offshore-Bereich ist die infolge Bau und Betrieb schwingende Tragstruktur bzw. 

Gründungskonstruktion der WEA wegen der hohen akustischen Kopplung von Stahl und 

Wasser als primäre Schallquelle anzusehen. Daher müssen die Erregerkräfte ermittelt werden, 

die bezüglich Angriffspunkt und Frequenzinhalt in der Lage sind die akustisch relevanten 

Seite 21


Moden der Struktur anzuregen. In diesem Zusammenhang bewirken die Wind- und 

Wellenlasten keine wesentliche Schalldruckänderung im Wasser. 

Wird der Meeresboden während der Rammarbeiten für die Errichtung der 

Gründungskonstruktion einer Offshore-WEA zu Schwingungen angeregt, so erfolgt 

gleichzeitig eine Energieeinleitung in das Meereswasser. Der schwingende Meeresboden führt 

zu Druckänderungen im Meeresköper und ist neben der schwingenden Struktur als weitere 

wesentliche Schallquelle zu betrachten. 

Für die Tragkonstruktion von Offshore-Windenergieanlagen kommt nach derzeitigem 

Planungsstand ein Monopile, ein Tripod oder eine Jacketkonstruktion in Betracht. Die 

Untersuchungen zur Schallemission werden daher auf die Schallabstrahlung 

kreiszylindrischer Hohlprofile aus Stahl beschränkt. Diese Profile sind Teile der 

Tragkonstruktion über dem Meeresboden oder Pfähle, die während des Bauvorganges in den 

Boden gerammt werden. Das Strukturmodell beschränkt sich auf einen senkrecht im Wasser 

stehenden Kreiszylinder aus Stahl, der als Monopile oder als Rammpfahl angesehen werden 

kann. Mit der Annahme eines rotationssymmetrischen richtungsunabhängigen 

Schalldruckfeldes handelt es sich bei den akustisch relevanten Strukturmoden um 

Eigenschwingungen mit über den Umfang konphaser Amplitude. Die Schwingungserregung 

der Struktur erfolgt in axialer Richtung am Kopf des Zylinders. Diese Erregerkraft ist die 

Eingangsgröße für die Berechnung der Schallabstrahlung und der Schallausbreitung infolge 

Strukturschwingungen. Der zeitliche Verlauf der Erregerkraft und der Frequenzinhalt ist 

abhängig vom Bauverfahren. 

Beim Einsatz einer Impulsramme wird das Rammgut durch eine Folge von Einzelschlägen 

periodisch belastet. Für die Prognose des Schallpegels im Wasser wurde der Einzelschlag 

betrachtet. Für die Bestimmung der Größenordnung dieser Eingangsgröße wurden beim 

Rammen der Verankerungspfähle der Forschungsplattform FINO I Dehnungsmessungen 

durchgeführt. Der gemessene Dehnungs-Zeit-Verlauf entspricht näherungsweise einem 

Halbsinus-Impuls. Aus den Messungen wurden die Parameter Impulsdauer und Maximale 

Impulskraft bestimmt. Das Erregerspektrum ist breitbandig. Die Breite des Spektrums richtet 

sich nach der Impulsdauer. 

Beim Einsatz von Rüttlern kann die Erregerkraft als periodisch angesehen werden. Die 

Grundfrequenz und die Amplitude der Erregerkraft für die derzeit im Offshore-Bereich 

verfügbaren Rüttler richtet sich nach den Angaben des Herstellers. Für die Prognose des 

Schalldrucks wird die Fliehkraft eines Rüttlers für große Rohrdurchmesser angenommen. 

In der Betriebsphase der Windenergieanlage wird die Erregerkraft von der Gondel über den 

Turm in die Gründungskonstruktion übertragen. Der Frequenzinhalt und die Amplitude dieser 

Kraft ist im wesentlichen abhängig von der Nennleistung der WEA, dem Anlagentyp 

(mit/ohne Getriebe) und der Gondelmasse. Zur Bestimmung der Größenordnung dieser 

Erregerkraft wurde eine Schwingungsmessung an einer Onshore-Windenergieanlage (E112) 

durchgeführt. Mit einer Nennleistung von 4,5 MW und einer Gondelmasse von ca. 500 t 

erreicht die E112 die Größe der geplanten Offshore-Windenergieanlagen. Das 

Erregerspektrum ist durch eine Vielzahl von Harmonischen geprägt. Je nach Anlagentyp 

Seite 22


werden die maximalen Kraftamplituden bei unterschiedlichen Frequenzen auftreten, sodass 

das Spektrum der E112 nur überschlägig als Eingangsgröße für die Betriebsphase angesehen 

werden kann. 

Werden Stahlpfähle oder Monopiles in den Boden gerammt, so werden im Boden 

Schwingungen angeregt. Ein Teil der Rammenergie wird verwandt, um das Rammgut auf 

Tiefe zu bringen und ein Teil der Energie wird über den Meeresboden in die Umgebung 

transportiert. Wird der Meeresboden während der Rammarbeiten zu Schwingungen angeregt, 

so erfolgt gleichzeitig eine Energieeinleitung in das Meereswasser. Die Schwingungen des 

Meeresbodens führen zu Druckänderungen im Meereswasser. 

Das Curt-Risch-Institut hat ein Prognoseverfahren entwickelt, mit dem die 

Schwingungsamplituden auf der Halbraumoberfläche berechnet werden können. Die 

Berechnung kann unabhängig von der Einbringmethode (Impulsramme, Rüttler) durchgeführt 

werden. Die prognostizierten Schwingungsamplituden auf dem Meeresboden mit einem, aus 

Messungen ermittelten, typischen Zeitverlauf sind die Eingangsgrößen für die Berechnung 

des Schalldruckes. 

4.5 Modelle 

Für die Beschreibung der Ausbreitung der akustischen Wellen im Meereskörper wird das 

Modell des kreiszylindrischen Flachwasserkanals mit konstanter Wassertiefe und konstanter 

Schallgeschwindigkeit verwendet. Dieses Modell entspricht einem Kreiszylinder mit einem 

unendlichen Radius, in dessen Längsachse ein Stahlzylinder (Pfahl, Monopile) angeordnet ist. 

Der Stahlzylinder kann in mehrere Sektionen mit konstanter Wanddicke aufgeteilt werden. 

Am unteren Rand des Zylinders kann der Einfluss des Bodens mit Federkonstanten 

berücksichtigt werden (im FE-Modell). An der Unter- und Oberseite des Wasserzylinders 

bzw. am Meeresboden und an der Wasseroberfläche wird der Schall vollständig reflektiert. 

Für die Berechnung wird nur ein Ausschnitt des Wasserzylinders betrachtet 

(Rotationssymmetrie). Die Lösung der Wellengleichung mit den entsprechenden 

Randbedingungen aus den Eingangsgrößen erfolgt analytisch (als stationäre Lösung für eine 

periodische Erregung mit der modalen Methode) oder numerisch mittels FEM. Bei der 

Berechnung der Schallabstrahlung des Stahlzylinders wird die Interaktion zwischen Struktur 

und Wasser berücksichtigt. In der Bauphase (Rammvorgang) wird nur der erste Schlag 

berechnet. Damit erfolgt die Berechnung unabhängig von der Eindringtiefe des Pfahles. Bei 

der Berechnung der Schallabstrahlung des Meeresbodens wird die Schwinggeschwindigkeit 

bzw. der Schwingweg als Randbedingung formuliert. Im FE-Modell wird das Schallfeld zur 

Begrenzung der Rechenzeit nur bis zu einem Radius kleiner 100m berechnet. Der Schalldruck 

in größeren Entfernungen zur Schallquelle kann näherungsweise mit dem Ausbreitungsgesetz 

für Zylinderwellen berechnet werden. 

Seite 23


Abbildung 4-2: FE-Modell (ANSYS) 

Weiterhin ist die Berechnung des Schalldruckes im Flachwasserkanal infolge einer 

punktförmigen Luftschallquelle (z.B. WEA-Gondel als Kugelstrahler) mit einem analytischen 

Modell und einem FE-Modell möglich (vgl. Abbildung 4-2). 

4.6 Parameterstudien 

Mit der modalen Methode zur Beschreibung der Schallausbreitung im Meereskörper werden 

die Eigenfrequenzen des Flachwasserkanals berechnet. Die Größe dieser Eigenfrequenzen ist 

abhängig von der Wassertiefe. Die erste Eigenfrequenz ist die Grenzfrequenz. Die 

Amplituden von Schallwellen (in der Bauphase beim Einsatz eines Rüttlers) mit Frequenzen 

unterhalb der Grenzfrequenz nehmen mit wachsender Entfernung zur Schallquelle stark ab. 

Bei einer transienten Eingangsgröße (Bauphase) antwortet der Stahlzylinder in seinen 

Eigenfrequenzen, deren Größe vom Durchmesser, von der Wanddicke und der Länge 

abhängig ist. Bei einer periodischen Eingangsgröße (Betriebsphase) können einzelne 

Harmonische des Erregerspektrums in der Nähe der Eigenfrequenzen des Stahlzylinders 

liegen, wodurch trotz geringer Kraftamplitude hohe Schalldruckpegel entstehen können. Bei 

langen, dünnwandigen Stahlzylindern (Pfähle, Monopile) sollte die Frequenz der ersten 

axialsymmetrischen Eigenschwingungsform (Dehnschwingung) nicht im Frequenzbereich des 

Erregerspektrums liegen. 

In der Bauphase beim Einsatz von Impulsrammen ist, neben den Pfahldaten, die Impulskraft 

und die Impulsdauer des Einzelschlages maßgebend für die Höhe des Schalldruckpegels. Mit 

zunehmender Impulsdauer verlagert sich die Schlagenergie zu den tiefen Frequenzen, was 

Seite 24


eine Minderung des Schallpegels zur Folge hat. Die Berechnungen ergeben einen Unterschied 

von ca. 15 dB für eine Impulsdauer von 1ms und 10ms. 

In der Bauphase beim Einsatz von Rüttlern ist die Amplitude der Unwuchtkraft, die 

Arbeitsfrequenz des Rüttlers und der Pfahldurchmesser maßgebend für die Höhe des 

Schalldruckpegels. Bei Wassertiefen < 25m kann mit einer Arbeitsfrequenz unterhalb der 

Grenzfrequenz des Flachwasserkanals der Schallpegel wesentlich vermindert werden. 

Tendenziell gilt: Je tiefer die Erregerfrequenz desto geringer der Schallpegel. 

4.7 Berechnung der Ausgangsgröße und Vergleich mit Messwerten 

Mit dem analytischen Modell wird der stationäre Schalldruck bei einem axialsymmetrisch 

schwingenden Kreiszylinder (periodische Erregerkraft) als Schallquelle berechnet. Mit dem 

FE-Modell wird der Schalldruck für eine transiente oder periodische Erregerkraft auf dem 

Rand des Kreiszylinders bzw. für den prognostizierten Weg-Zeit-Verlauf auf dem 

Meersboden berechnet. Beide Modelle bzw. Berechnungsmethoden liefern bei gleicher 

Eingangsgröße dasselbe Ergebnis. Der Schalldruck p(r,z) bzw. p(r,z,t) wird im zylindrischen 

Koordinatensystem (vgl. Abbildung 2) berechnet. Wird der Schalldruck infolge einer 

transienten Eingangsgröße im Zeitbereich berechnet, kann das Ergebnis als Spitzenwert 

angegeben werden. Bei einer periodischen Eingangsgröße wird der effektive Schalldruck nach 

dem Parsevalschen Theorem berechnet. In großer Entfernung zur Schallquelle kann der 

Schalldruck mit dem für das Nahfeld berechneten Wert nach dem Ausbreitungsgesetzt für 

Zylinderwellen bestimmt werden. 

Mit dem gemessenen Erregerspektrum einer Onshore-Windenergieanlage (vgl Abbildung 4-3) 

wird der Schalldruckpegel in der Betriebsphase einer Offshore-Windenergieanlage 

abgeschätzt. Die Berechnung ergibt in der Entfernung von 5m zur Schallquelle einen 

Schalldruckpegel von ca. 152dB in einem Frequenzbereich von 0 bis 2kHz (vgl. Abbildung 4- 

4). 

Abbildung 4-3 Erregerspektrum der Windenergieanlage E112 

Seite 25


⎛ 2 

LP 

= 10⋅ 

lg 

⎜ pˆ 

2 ∑ i 

⎝ p0 

i 

L = 152dB 

P 

r = 5m 

Abbildung 4-4 Immissionen im Betrieb 

Mit dem gemessenem Kraftverlauf eines Einzelschlages beim Rammen der 

Verankerungspfähle der Forschungsplattform FINO I wird beispielhaft der zu erwartende 

maximale Schalldruckpegel während der Bauphase einer Offshore-Windenergieanlage 

abgeschätzt. Die Berechnung ergibt in der Entfernung von 15m zur Schallquelle (Wassertiefe 

30m) einen Spitzenpegel von ca. 200dB in einem Frequenzbereich von 0 bis 400Hz. Für den 

Fall, dass ein Rüttler zum Einsatz gekommen wäre, hätte der Schallpegel um ca. 25dB 

reduziert werden können. 

Abbildung 4-5 Vergleich der Spektren aus Messung und Berechnung 

2 

⎞ 

⎟ 

⎠ 

Seite 26


Die Berechnung des Schalldruckpegels beim Rammen des Gründungsrohres für die 

Errichtung der Messplattform für den Windpark SKY2000 ergibt einen Wert von 200 dB in 

40m Entfernung zum Emissionsort bei einer Wassertiefe von ca. 21m. 

Aus dem Vergleich von berechneten und gemessenen Schalldrücken wird ersichtlich, dass mit 

den Modellen bei bekannten Eingangsgrößen eine gute Übereinstimmung zwischen 

Berechnung und Messung erzielt werden kann (vgl. Abbildung 4-5). 

Die Ergebnisse müssen im Hinblick auf eine mögliche Beeinträchtigung mariner Säugetiere 

von Biologen bewertet werden. Als Maßnahmen zur Verminderung der akustischen Belastung 

des marinen Lebensraumes können die Methode der akustischen Vergrämung, der Einsatz 

von Blasenschleiern oder die Beschichtung der Tragstruktur diskutiert werden. Beim Einsatz 

von Impulsrammen führt die Verringerung der Impulsdauer zu einem geringeren Schallpegel. 

Alternative Einbringmethoden (z.B. Einsatz von Rüttlern oder das Pressen der Pfähle) sind 

gegenüber der Impulsrammung weniger lärmintensiv. 

Seite 27

5 Baugrund Abschlussbericht GIGAWIND 

5 Baugrund 

5.1 Baugrundbedingungen in der Nordsee 

Der Baugrund in der Nordsee ist durch holozäne Sedimente mit nur geringer Tragfähigkeit 

über pleistozänen Böden geprägt. Die holozänen Sedimente sind schluffige Sande und 

sandige Schluffe, teilweise auch Klei, dann mit organischen Bestandteilen. Die Dicke der 

holozänen Sedimente kann zwischen 1 m und mehr als 15 m betragen, an den meisten 

Standorten ist sie geringer als rd. 10 m. Details zu den Bodenarten des Holozäns können dem 

Jahresbericht 2001 (Zielke [Hrsg.], 2002: Kap. 5.1.2, S. 28 ff.) sowie Wiemann et al. (2002), 

Lesny et al. (2002a) entnommen werden. 

Die unter dem Holozän folgenden Bodenarten des Pleistozäns sind Fein- und Mittelsande, 

gelegentlich auch Grobsande, in den meisten Fällen mit dichter bis sehr dichter Lagerung, 

hochgradig überkonsolidierter Geschiebelehm und hochgradig überkonsolidierter Ton 

(Lauenburger Ton). Die Schichtenfolge des Pleistozäns kann als Abfolge verschiedener 

Eiszeiten mit zwischengeschalteten Warmperioden lokal sehr unterschiedlich sein 

(Jahresbericht 2001, Kap. 5.1.3). Am Übergang zwischen Holozän und Pleistozän sowie im 

Pleistozän können Steinlagen und Blöcke von bis zu 10 m 3 eingebettet sein. 

Besondere Probleme für die Gründung von Windenergieanlagen können im Bereich von 

Erosionsrinnen entstehen. Diese Rinnen sind in Zwischeneiszeiten (Warmzeiten) durch 

Schmelzwasser ausgeräumt und anschließend wieder mit Weichböden aller Art verfüllt 

worden. Im Bereich dieser Rinnen stehen gut tragfähige Böden erst in sehr großer Tiefe an. 

An vielen Standorten von Windenergieanlagen in der Nordsee dürfen unter einer holozänen 

Deckschicht von wenigen Metern Dicke zunächst ausschließlich nichtbindige Bodenarten 

anstehen. In diese können Geschiebemergelschichten mit unterschiedlichen Dicken und meist 

geringerer Tragfähigkeit sowie Findlinge eingelagert sein. 

5.2 Baugrundbedingungen in der Ostsee 

Auch die Schichtenfolge des Baugrunds in der Ostsee ist von holozänen Böden über 

pleistozänen Schichten geprägt, allerdings haben die in der Ostsee auftretenden Bodenarten 

durchweg andere Eigenschaften als diejenigen in der Nordsee. 

Die Böden des Holozäns sind in der Ostsee verbreitet dicke Schlickpakete mit einem höheren 

Sandanteil in den küstennahen Bereichen. Nach bodenmechanischer Ansprache handelt es 

sich um Schluff und Sand mit organischen Zwischenschichten, marinen Faulschlammtorf 

(Gyttja), verfestigten Kalkschlamm und verfestigte Kalkmudde. Diese Bodenarten sind nur 

gering tragfähig. 

Die holozänen Böden können in der Ostsee bis in Tiefen von mehr als rd. 30 m unter die 

Gewässersohle reichen und ihre Festigkeit ist im Allgemeinen sehr gering. Die Bodenarten 

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des Pleistozän sind meist sehr fest. Hierbei handelt es sich überwiegend um hochgradig 

überkonsolidierten Geschiebelehm mit eingelagerten Findlingen, bei Rügen ist auch Kreide 

anzutreffen. Grundsätzlich ist die Schichtenfolge in der Ostsee komplexer als die in der 

Nordsee, und es liegen bisher nur sehr wenige für den Gründungsentwurf verwertbare 

Informationen vor. 

5.3 Charakteristische Bodenparameter 

Für Vorentwürfe sind im Jahresbericht 2001 (Zielke [Hrsg.], 2002: Kap. 5.3), die 

charakteristischen Bodenparameter für die Gründungsböden in der Nordsee zusammengestellt 

(auch Wiemann et al., 2002). Diese Werte sind auf der sicheren Seite liegende mittlere 

Erfahrungswerte eines größeren Bodenbereichs. Die später auf der Grundlage von Bohrungen, 

Sondierungen und Laborversuchen ermittelten Bemessungswerte können sowohl über wie 

auch unter diesen Werten liegen. Für die Ostsee stehen solche Bodenparameter noch nicht zur 

Verfügung. 

5.4 Baugrunduntersuchungen 

Offshore Strukturen sind generell sehr komplex und der Entwurf der Gründung erfordert 

daher immer die Durchführung von sorgfältig ausgewählten Baugrunduntersuchungen sowie 

bodenmechanischen Laboruntersuchungen. 

Ziel der Baugrunduntersuchungen ist die Erkundung der konkreten Schichtenfolge sowie die 

Gewinnung von Bodenproben für die Laborversuche. 

Die Einzelbauwerke von Windfarmen sind über eine große Fläche angeordnet, sodass es 

erforderlich ist, in einem ersten Untersuchungsschritt die generelle Schichtenfolge innerhalb 

des Planungsgebiets zu erkunden. Hierzu eignen sich vor allem geophysikalische 

Feldmessungen, die durch mehrere Messprofile die Grundlage für ein generelles 

Schichtenmodell des zu untersuchenden Bereichs liefern. Je nach den zu erwartenden 

Bodenarten und dem konkreten Ziel der Untersuchungen stehen geeignete geophysikalische 

Untersuchungen zur Verfügung. In Wiemann et. al. (2002) sind die wichtigsten dieser 

Verfahren zusammengestellt, ihre jeweilige Eignung für konkrete Aufgaben wird bewertet. 

Geologische Kartierungen erfassen für den Bereich der Nord- und Ostsee in den meisten 

Fällen nur die Bodenarten an der Gewässersohle, tiefere Aufschlüsse sind nur in den Flächen 

vorhanden, die für die Gewinnung von Rohstoffen (Quarzsand) ausgewiesen sind, diese 

Flächen stehen für Windfarmen in der Regel nicht zur Verfügung. 

Bodenmechanische Untersuchungen erfordern grundsätzlich Bohrungen und Sondierungen in 

einer zweckmäßigen Kombination. Ziel der Bohrungen ist die Erkundung der konkreten 

Schichtenfolge und zugleich die Gewinnung von Bodenproben für die weitergehenden 

Laborversuche. Die Tiefe der Bohrungen muss sich an der jeweils vorgesehenen Gründung 

orientieren und so tief sein, dass der eigentliche Bereich der Lastableitung zweifelsfrei 

Seite 29


erkundet wird. Sie sollten stets bis in eine Bodenart reichen, deren geologische Entstehung 

einwandfrei zugeordnet werden kann. 

Ergänzend zu den Bohrungen wird die Lagerungsdichte bzw. Konsistenz der anstehenden 

Bodenarten durch Sondierungen erkundet. Hierfür sind vor allem Drucksondierungen (CPT = 

Cone Penetration Test), daneben aber auch Bohrlochrammsondierungen geeignet. Unsere 

Vorstellungen zu den erforderlichen Bohrungen und Sondierungen für die verschiedenen 

Gründungsarten sind in Wiemann et. al. (2002) vorgestellt. Diese Vorschläge sind vom 

Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH Hamburg) als Genehmigungsbehörde 

für die Anlagen in der Ausschließlichen Wirtschaftszone in den Standard 

Baugrunderkundungen - Mindestanforderungen für Gründungen von Offshore– 

Windenergieanlagen aufgenommen worden (BSH Bericht 7004, 2003). Sie werden somit im 

Rahmen der Genehmigungsplanung für Offshore–Windenergieanlagen verbindlich gefordert. 

5.5 Bodenmechanische Laborversuche 

Ziel bodenmechanischer Laborversuche ist die nähere Charakterisierung der anstehenden 

Bodenarten durch Ermittlung ihrer Körnungslinien, ihrer Konsistenzen und ggf. der 

Ermittlung bestimmter Inhaltsstoffe wie z. B. Kalk und die Ermittlung der für die 

erdstatischen Nachweise benötigten Rechenwerte. Sie unterscheiden sich für verschiedene 

Gründungen, wie in Wiemann et. al. (2002) ausgeführt. Auch die von uns entwickelte Liste 

der für einzelne Gründungsarten jeweils notwendigen Laborversuche sowie deren Umfang ist 

von BSH in den Standard Baugrunduntersuchungen (BSH Bericht 7004, 2003) übernommen 

worden. 

Bohrungen und Sondierungen im Offshore Bereich setzen den Einsatz von Bohrschiffen oder 

Hubinseln voraus. Dabei muss bei schwerem Wetter mit Wartezeiten gerechnet werden, weil 

die Schiffe zu unruhig liegen oder die Hubinseln nicht versetzt werden können. In der 

Nordsee wird die Zahl der Tage, an denen gebohrt oder sondiert werden kann, mit nur rd. 200 

pro Jahr angenommen. Bohrungen und Sondierungen in der offenen See sind teuer, und sie 

beinhalten ein großes Zeit- und Kostenrisiko. Daher ist es zwingend erforderlich, dass die 

Bohr- und Sondierarbeiten durchgehend an Bord des Bohrschiffs oder der Hubinsel 

überwacht werden und dass erste Laboruntersuchungen zur Charakterisierung der Böden 

bereits an Bord in einem entsprechend ausgerüsteten Labor durchgeführt werden. Der 

verantwortliche Berater für die Gründung hat diese Untersuchungen in einem solchem 

Umfang anzuordnen, dass Anzahl und Tiefe der Bohrungen den Anforderungen des 

Gründungsentwurfs genügen. Es ist nämlich aus Kostengründen nicht zu vertreten, später an 

einen bereits erkundeten Standort zurückzukehren und ggf. noch anstehende oder nicht 

genügend tief geführte Aufschlüsse nachzuholen. Auch dieser Grundsatz ist explizit in den 

Standard Bodenerkundungen des BSH (BSH Bericht 7004, 2003) übernommen worden. 

Zur Abschätzung des Bauwerksverhaltens unter Betriebsbedingungen werden sehr spezielle 

bodenmechanische Laborversuche benötigt, bei denen Effekte wie „ratcheting“ und 

„zyklische Degradation“ bewertet werden können. Über die Betriebsdauer von 50 Jahren wird 

die Gründungsstruktur nämlich mit 120 bis 150 Millionen Wellen kleiner oder mittlerer 

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Wellenhöhe belastet, die zudem aus unterschiedlichen Richtungen einwirken. Hinzu kommen 

die ebenfalls periodischen Rotorlasten. Es ist sicherzustellen, dass die aus diesen 

Betriebslasten resultierenden Spannungen im Boden unterhalb eines Schwellenwerts bleiben, 

oberhalb dessen nach bodenmechanischen Erkenntnissen eine überproportionale Zunahme der 

bleibenden Verformungen erwartet werden muss. Die Regeln für eine solche Bemessung 

haben wir im Rahmen bodenmechanischer Grundlagenforschung erarbeitet (Richwien und 

Lesny, 2004), sie müssen für die Gründungen von Windenergieanlagen entsprechend 

umgesetzt werden. Die Arbeiten hierzu sind noch nicht abgeschlossen. 

Seite 31

6 Tragstruktur – Gründung Abschlussbericht GIGAWIND 

6 Tragstruktur – Gründung 

Für die Gründung von Windenergieanlagen kommen grundsätzlich 

Schwergewichtsfundamente, Tripods, Jackets und Monopiles in Frage. Eine alternative 

Gründungsvariante ist die Saugpfahlgründung (Abb. 6-1). 

Abbildung 6-1: Gründungsstrukturen für Offshore–Windenergieanlagen 

Schwergewichtsgründungen erfordern tragfähige Bodenarten bereits ab der Gewässersohle, 

mit zunehmender Wassertiefe nehmen die zur Lastableitung erforderlichen Massen jedoch 

überproportional zu. Jackets und Tripods erlauben einen hohen Grad der Vorfertigung, die 

Lastableitung in den Baugrund ist mit Pfählen üblichen Durchmessers und üblicher Länge 

möglich. Allerdings werden auch bei diesen Gründungen die Stahlmassen mit zunehmender 

Wassertiefe sehr groß (Richwien et al., 2001, Wiemann 2002). 

Beim Monopile trägt ein Pfahl mit etwa dem Durchmesser des Turms alle Bauwerkslasten in 

den Baugrund ab. Der Vorteil sind die relativ kleinen Bauwerksmassen und die klare 

Lastabtragung, allerdings fehlen bisher Erfahrungen mit dem Einbringen von Pfählen des 

benötigten Durchmessers und der erforderlichen Länge. 

Im Jahresbericht 2002 (Zielke [Hrsg.], 2003) ist aufgezeigt, welche Abmessungen jeweils 

eine Schwergewichtsgründung, ein Tripod und ein Monopile für eine beispielhafte 

Gründungssituation haben, zudem sind für dieses Beispiel die erforderlichen Massen 

gegenüber gestellt (Abb. 6-2). 

Seite 32


Abbildung 6-2: Vergleich der erforderlichen Massen verschiedener Gründungsstrukturen für eine 

beispielhafte Gründungssituation (Jahresbericht 2002) 

Lässt man die erforderlichen Massen für die Kolksicherung außer Betracht, werden die 

größten Stahlmassen für den Tripod und die größten Betonmassen für das 

Schwergewichtsfundament benötigt. Außerdem zeigt unsere Vergleichsrechnung, dass auch 

im Fall einer Monopilegründung beachtliche Betonmassen benötigt werden, um dem 

Gründungspfahl die erforderliche Steifigkeit zu geben. Insofern kann die 

Schwergewichtsgründung keinesfalls von vornherein als unwirtschaftlich verworfen werden 

(Richwien et al., 2002). 

6.1 Bemessung der Gründungsstrukturen für Extremereignisse 

Schwergewichtsgründungen, Tripods und auch Jackets können im Rahmen der bewährten 

Bemessungsregeln für singuläre Extremereignisse dimensioniert werden. Bei dem Monopile 

ist das mit dem aus der Offshore–Technik bekannten p–y-Verfahren formal ebenfalls 

möglich, allerdings müssen dabei folgende Einschränkungen bedacht werden. 

Seite 33


Das p-y-Verfahren ist empirisch begründet und wurde bisher für Pfähle mit im Vergleich zur 

Vertikallast nur geringer horizontaler Belastung und einem Durchmesser von bis zu rd. 1,5 m 

angewandt. Im Falle des Monopiles sind die Pfähle jedoch überwiegend horizontal belastet 

und ihr Durchmesser ist mit rd. 5 bis 7 m deutlich größer. 

Für horizontal belastete Pfähle von 1 m Durchmesser konnte gezeigt werden (vgl. Abb. 3), 

dass das p-y-Verfahren im Vergleich zu einer FE–Modellierung mit elastoplastischem und 

hypoplastischem Stoffgesetz für den gewählten nichtbindigen Boden zu vergleichbaren 

Biegelinien und Bettungsverteilungen führt (Jahresbericht 2003, Richwien et al., 2004b, 

Wiemann et al., 2004). Mit zunehmendem Pfahldurchmesser weichen Biegelinien und 

Bettungsverteilung jedoch voneinander ab, die Bettungssteifigkeit des Bodens wird beim p-y- 

Verfahren im Vergleich zu den FE–Berechnungen überschätzt (Abb. 6-3). Die 

Kopfauslenkungen und Winkelverdrehungen ergeben sich nach den FE–Berechnungen 

deutlich größer als nach dem p-y-Verfahren, zur Einspannung müssten die Pfähle also 

deutlich länger sein. 

Abbildung 6-3: Bettungsverhalten von Monopiles mit 1 m bzw. 6 m Durchmesser nach der p-y- 

Methode im Vergleich zu FE–Berechnungen mit elastoplastischem und hypoplastischem Stoffgesetz 

(Jahresbericht 2003). 

Dieser Methodenvergleich macht deutlich, dass es problematisch ist, das empirische p-y- 

Verfahren auf die Pfahlabmessungen und die Belastungssituation eines Monopiles zu 

übertragen. Zwar dürfte die Standsicherheit eines mit dem p-y-Verfahren berechneten 

Monopiles nicht gefährdet sein, jedoch können die errechneten Pfahlkopfauslenkungen u. U. 

zu gering sein. 

Zur Weiterentwicklung des p-y-Verfahrens auf die Randbedingungen des Monopiles werden 

dringend Bauwerksmessungen benötigt. Es wurde gezeigt, dass die Weiterentwicklung des 

p-y-Verfahrens formal durch eine Berücksichtigung des Pfahldurchmessers im 

Bettungsmodul erfolgen könnte (Jahresbericht 2003, Wiemann, 2004). Dieser Ansatz bedarf 

jedoch ebenfalls der experimentellen Überprüfung (Abb. 6-4). 

Seite 34


Abbildung 6-4: Bettungsverhalten eines Monopiles bei verbessertem p-y-Ansatz im Vergleich zur 

herkömmlichen p-y-Methode (Jahresbericht 2003). 

6.2 Berücksichtigung von Kolken 

Grundsätzlich ist die Lage der Gewässersohle ein maßgebender Parameter für die 

Gründungsbemessung. Nach allen bisherigen Erfahrungen muss allerdings damit gerechnet 

werden, dass um die Gründungsstruktur herum Kolke entstehen und somit die Gewässersohle 

im Laufe der Zeit tiefer liegt als beim Bau. Dies ließe sich in einer rechnerisch entsprechend 

tiefer angenommenen Gewässersohle berücksichtigen, sofern die zu erwartende Kolktiefe 

zuverlässig bestimmt werden kann. Dies ist jedoch nach allen bisherigen Untersuchungen 

nicht der Fall. Unabhängig davon führt die vorsorgliche Annahme einer tieferen 

Gewässersohle zu einer nicht erheblichen Vergrößerung der Bauteilabmessungen und damit 

zu einer entsprechenden Verteuerung der Gründungen. Die vorsorgliche Annahme einer nicht 

belegten Kolktiefe bei Hunderten von Bauwerken ist somit wirtschaftlich kaum zu begründen. 

Gleiches gilt für die vorsorgliche Anordnung eines konstruktiven Kolkschutzes. Abgesehen 

davon, dass es im Rahmen des gesicherten Wissens derzeit kaum möglich ist, den zu 

schützenden Bereich um die Gründungsstruktur zuverlässig zu begrenzen, erfordert ein 

konstruktiver Kolkschutz die laufende Überwachung und nach den bisherigen Erfahrungen oft 

genug auch aufwändige Unterhaltungsarbeiten, weil sich im Laufe der Zeit Beschädigungen 

am Kolkschutz einstellen. 

Erste Untersuchungen haben ergeben, dass konstruktive Kolksicherungen die 

Bauwerksmassen beachtlich vergrößern (vgl. Abb. 6-2) und dass es nicht möglich ist, mit dem 

derzeitigen Kenntnisstand Kolkabmessungen an den Gründungen von Offshore– 

Windenergieanlagen zuverlässig vorherzusagen (Richwien et al., 2002). Gründungen sind also 

auch mit Blick auf die mögliche Kolkgefährdung zu bewerten. Diese Arbeiten werden 

fortgesetzt. 

Seite 35


6.3 Prognose des Betriebsverhaltens 

Die Gründungsstruktur einer Offshore–Windenergieanlage wird während einer 50–jährigen 

Betriebszeit durch rd. 120 bis 150 Millionen Wellen kleiner und mittlerer Höhe aus 

verschiedenen Richtungen belastet. Hierzu kommen die ebenfalls periodischen Einwirkungen 

aus den Rotorlasten. Die über die Gründungsstruktur in den Boden einzuleitenden 

horizontalen Lasten sind überwiegend niederfrequente periodische Lasten mit veränderlichen 

Einwirkungsrichtungen. 

Es ist allgemein bekannt, dass Formänderungen in Böden vorwiegend irreversibel sind. Jeder 

Belastungszyklus bewirkt eine erneute irreversible kleine Formänderung des Bodens, sofern 

das Belastungsniveau das jeweils vorhergehende erreicht oder überschreitet. Die bleibenden 

Formänderungsinkremente können sich aufaddieren, woraus letztendlich eine Veränderung 

der Bettungssteifigkeit folgt. Die bodenmechanischen Vorgänge sind bekannt und bereits 

ausführlich beschrieben (Richwien und Lesny, 2004). 

Im Rahmen der Bemessung der Gründung müssen die Bauteilabmessungen so festgelegt 

werden, dass das zyklische Spannungsniveau unterhalb des kritischen Spannungsniveaus für 

den jeweils anstehenden Boden bleibt. In diesem Fall nimmt die Größe der plastischen 

Formänderungsinkremente mit der Zahl der Lastzyklen mehr oder weniger schnell ab, so dass 

sich die Bettungsbedingungen ab einer endlichen Anzahl von Lastzyklen nur noch wenig 

ändern. Ein solches stabiles Verhalten muss das Ziel der Bemessung sein. An geeigneten 

Bemessungsregeln wird zur Zeit gearbeitet. Diese Arbeiten bauen auf zwei Stoffgesetzen auf, 

die am Institut für Grundbau und Bodenmechanik der Universität Duisburg–Essen entwickelt 

worden sind (Richwien und Lesny, 2004). 

6.4 Probabilistischer Bemessungsansatz 

Wir befürworten für die Bemessung der Gründung von Offshore–Windenergieanlagen einen 

probabilistischen Bemessungsansatz. Für eine zu vereinbarende Versagenswahrscheinlichkeit 

kann mit einem solchen Ansatz die Gründungskonstruktion optimiert werden. Die Grundzüge 

eines probabilistichen Bemessungsansatzes sind in Richwien und Lesny (2003) erarbeitet 

(Abb. 6-5). 

Seite 36


Legende 

S > R 

Kolkbildung 

S > R 

Zwischenereignis 

Kolktiefe 

> z 

Versagensmechanismus 

nicht weiter verfolgt 

Bedingung 

(mit Wenn-Dann-Verknüpfung) 

Oder-Verknüpfung 

(Folge tritt ein, wenn mind. 

eine Ursache eintritt) 

Wenn-Dann-Verknüpfung 

(Folge tritt ein, wenn Ursache 

und Bedingung eintreten) 

1 

Bettung des Pfahls 

unzureichend 

(SLS) 

S > R 

Kolkbildung 

S > R 

Kolktiefe 

> z > z 

2 

Auslenkung der 

Gondel 

∆× 

> ∆ × max 

? 

Versagen des Turms 

(Durchbiegung, Bruch) 

(ULS/SLS) 

? 

Umknicken des 

Monopiles durch 

Schiffsstoß 

S > R 

1 

Verlust der 

seitlichen Bettung 

(laterale Tragfähigkeit) 

Versagen der 

Gründung 

(Bruch des umgebenden 

Bodens) 

Bruch der Monopile- 

Gründung 

(ULS) 

Verlust von Spitzendruck 

/ Mantelreibung 

(axiale Tragfähigkeit) 

S > R S > R 

Versagen der 

Struktur 

(Monopile) 

Kolktiefe 

> 

z > z 

Kolkbildung 

S > R 

Abbildung 6-5: Fehlerbaum für die Bemessung einer Monopilegründung nach einem 

probabilistischen Bemessungsansatz (Richwien und Lesny, 2003) 

2 

1 

Seite 37

7 Tragstruktur – Turm Abschlussbericht GIGAWIND 

7 Tragstruktur – Turm 

Alle weltweit aufgestellten Offshore-Windenergieanlagen (Offshore-WEA) haben 

Stahlrohrtürme. Bis auf einen Park in geringer Wassertiefe sind auch die Gründungskörper als 

Stahlrohrkonstruktionen (Monopile) ausgebildet. Wenn die ehrgeizigen Pläne zur Errichtung 

von Offshore-Windparks in den europäischen Meeren verwirklicht werden, hat dies 

erhebliche Auswirkungen auf die Marktentwicklung der Stahl produzierenden und 

verarbeitenden Industrien, siehe z.B. Schaumann, P. und Kleineidam, P. (2002c). 

Tragstrukturen für Offshore-WEA sind kombinierten Beanspruchungen aus Wind, 

Anlagenbetrieb und Seegang ausgesetzt. Die zu erwartenden dynamischen Eigenschaften der 

Tragstrukturen, die durch die signifikanten hohen Massen der Gondeln bestimmt werden, 

stellen eine neue Entwicklung für Offshore Strukturen dar. Daher wurden die Schwerpunkte 

der Untersuchungen am Institut für Stahlbau an der Fragestellung orientiert, welche Aspekte 

etablierter Offshore-Berechnungskonzepte aufgrund der besonderen Gegebenheiten bei 

Offshore-WEA angepasst bzw. weiterentwickelt werden müssen. Die Aspekte sind auf der 

einen Seite kombiniert mit den Beanspruchungen und Berechnungskonzepten und auf der 

anderen Seite mit den verwendeten konstruktiven Details. Um dieser Frage nachzugehen, 

wurden Untersuchungen zum Schwingungsverhalten der Tragstruktur als maßgebende 

Einflussgröße für die ebenfalls untersuchten Konzepte zur Lebensdauerbewertung 

durchgeführt. Zudem wurde das Trag- und Ermüdungsverhalten maßgebender konstruktiver 

Details untersucht. 

7.1 Schwingungsverhalten 

Das dynamische Verhalten der Tragstrukturen hat einen maßgebenden Einfluss auf die 

aerodynamischen Beanspruchungen und die Belastungen aus dem Seegang. Die 

Eigenfrequenzen der Strukturen dürfen daher nicht in einem Bereich mit maßgebenden 

Anregungen aus dem Betrieb der Anlage, das ist insbesondere die Frequenz der 

Rotordrehzahl sowie die Blattdurchgangsfrequenz, oder den Frequenzen mit hohen Anteilen 

aus der Wellenanregung. Diese Anforderungen führen in Verbindung mit typischen 

Bodeneigenschaften zu möglichen Einsatzgrenzen für bestimmte Strukturtypen, wie z.B. in 

Schaumann und Kleineidam (2001a) und Schaumann und Kleineidam (2001b) ausgeführt. Für 

Monopile- und Tripod-Strukturen wurden in diesem Zusammenhang die Einflüsse 

verschiedener Struktureigenschaften sowie der elastischen Eigenschaften des Bodens in 

horizontaler und vertikaler Richtung untersucht, siehe Schaumann und Kleineidam (2002a). 

7.2 Ermüdungssicherheit 

Die etablierten Konzepte für den Nachweis gegen Ermüdung reichen von deterministischen 

Methoden, die häufig für Öl- und Gasplattformen eingesetzt werden, bis zu Berechnungen im 

Zeitbereich. Berechnungen im Zeitbereich sind momentan das Standardverfahren für die 

Auslegung von Onshore-WEA der Multi-Megawattklasse, um die Einflüsse aus dem 

Anlagenbetrieb und die Gesamtdynamik realitätsnah zu erfassen. Die zurzeit verfügbaren 

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Berechnungsprogramme für Onshore-WEA sind in den letzten Jahren auf den Offshore- 

Bereich erweitert worden. Allerdings sind sie momentan noch nicht in der Lage, aufgelöste 

Strukturen wie Tripods oder Jackets zu berücksichtigen. Solche Strukturen werden diskutiert 

für die Windparks in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ). Die 

Berechnungsprogramme können daher noch nicht für eine integrierte Auslegung verwendet 

werden, so dass die aerodynamischen Beanspruchungen und die Seegangslasten in geeigneter 

Weise miteinander zu kombinieren sind. Die im Rahmen des Projektes durchgeführten 

Arbeiten konzentrieren sich auf den Teilbereich der Seegangsbeanspruchungen. Verschiedene 

Methoden für die Lebensdaueranalyse von Offshore-Tragstrukturen unter besonderer 

Berücksichtigung der Randbedingungen für Offshore-WEA wurden untersucht. Im 

Vordergrund standen das deterministische Konzept sowie Berechnungen im Zeit- und 

Frequenzbereich, wie im Folgenden näher ausgeführt wird, siehe auch Abbildung 7-1. 

Deterministisches 

Konzept 

Wave height h [m] 

Wellenhöhen-Überschreitungs- 

Diagramm 

Spannungs-Wellenhöhen- 

Diagramm 

Langzeitstatistische Beschreibung 

der Umgebungsbedingungen 

z.B. Wellenverteilungsdiagramm 

Berechnungen im 

Zeitbereich 

Zeitreihe der Wellenkinematik 

Einzelwellen Analyse Transiente Analyse 

∆σ [N/mm²] 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

100 102 104 106 0 

100 102 104 106 120 

80 

40 

108 10 Log n [-] 

8 -] 

0 

0 5 10 15 20 25 h [m] 

ζ [m] 

1,0 

0,5 

0,0 

-0,5 

-1,0 

600 605 610 615 620 t [s] 

σ 

Spannungszeitreihe 

Schädigung 

ε 

S ζζ (f) [m²s] 

Berechnungen im 

Frequenzbereich 

2 

1 

0 

0 0,3 0,6 0,9 f [Hz] 

600 

300 

Wellenspektrum 

Transfer-Funktion 

0 

0 0,3 0,6 0,9 f [Hz] 

Spannungsspektrum 

Schadenssumme Rainflow-Auszählung Formel nach Dirlik 

Abbildung 7-1: Verwendete Berechnungskonzepte zur Schädigungsbewertung 

von Offshore-Tragstrukturen unter Seegangsbeanspruchungen 

S σσ (f) [N²s/mm 4 ] 

Seite 39


7.2.1 Umgebungsbedingungen und Seegangslasten 

Informationen über die langzeitstatistischen Eigenschaften der Seegangsbedingungen können 

für Offshore-Standorte aus Messungen oder Simulationsrechnungen ermittelt werden. Für die 

typischen Standorte, die im Rahmen der Projektbearbeitung untersucht worden sind, wurden 

sowohl Ergebnisse aus Simulationsrechnungen, die am Institut für Strömungsmechanik 

durchgeführt worden sind, als auch Messdaten verwendet. 

Die Berechnung von Wellenlasten nimmt eine zentrale Rolle für die Bemessung von 

Tragstrukturen von Offshore-WEA ein. Dies trifft sowohl für die Berechnung der Wellen im 

Grenzzustand der Tragfähigkeit als auch im Grenzzustand der Ermüdung zu. 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 in Schaumann und Kleineidam 

(2001c) beschrieben. Für die Berechnungen, die am Institut für Stahlbau durchgeführt worden 

sind, wurde neben eigenen Entwicklungen (Han-Off, siehe Abschn. 7.2.6) das Programm 

WaveLoads eingesetzt, das am Institut für Strömungsmechanik entstanden ist. 

7.2.2 Deterministisches Konzept 

Das deterministische Konzept wird von verschiedenen Richtlinien als Basiskonzept für den 

Nachweis gegen Ermüdung von Offshore-Strukturen angegeben und ist detailliert in 

Schaumann und Kleineidam (2002b) 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. 

Zusätzlich muss die Strukturantwort für eine ausreichende Anzahl an Wellenhöhen untersucht 

werden, um ein Spannungs-Wellenhöhendiagramm abzuleiten. Das Diagramm verbindet die 

Wellenhöhe mit einer zugehörigen Spannungsschwingbreite für jedes untersuchte Kerbdetail. 

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, siehe dazu die Ausführungen im Jahresbericht 2002 (Zielke [Hrsg.], 2003: 

Kap. 7). 

Für Offshore-WEA mit Monopile-Gründung sind mit diesem Verfahren 

Vergleichsrechnungen durchgeführt worden, um die Auswirkungen unterschiedlicher 

Annahmen in Bezug auf die verwendeten Vorschriften, die Umweltbedingungen und 

Abmessungen zu bewerten. Es konnte gezeigt werden, dass die standortbezogenen 

Umweltbedingungen sich maßgeblich auf die ermittelten Ergebnisse auswirken. Die 

verschiedenen Vorschriften führen zu vergleichbaren Ergebnissen, obwohl Unterschiede in 

der Methodik der Schädigungsbewertung festzustellen sind, siehe dazu auch Schaumann und 

Kleineidam (2002d). 

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7.2.3 Berechnungen im Zeitbereich 

Da bei der Anwendung des deterministischen Konzepts bestimmte Annahmen getroffen 

werden müssen, um das Strukturverhalten zu simulieren, ist das Verfahren mit einigen 

Unsicherheiten behaftet. Die Berechnungen im Zeitbereich stellen eine Alternative mit einer 

realistischeren Beschreibung des Strukturverhaltens dar. Bei den Berechnungen im 

Zeitbereich werden Wellenenergiespektren verwendet, um Zeitreihen der 

Wasserspiegelauslenkung durch Überlagerung von linearen Teilwellen zu erreichen. Die 

Strukturlasten werden durch Auswertung der überlagerten Wasserpartikelkinematik mit der 

Morison-Gleichung ermittelt. Da die verwendete lineare Wellentheorie theoretisch nur bis zur 

Ruhigwasserlinie definiert ist, wurde die Kinematik der Wasserpartikel nur bis zu dieser Höhe 

berechnet. Um eine Belastung auch auf den Strukturbereichen oberhalb der Ruhigwasserlinie 

zu erreichen, die nur zeitweise unter Wellenbeanspruchung liegen, wurde das Wheeler- 

Stretching-Verfahren verwendet. 

Die Strukturantwort kann durch geeignete Analyseverfahren ermittelt werden. Um die 

dynamischen Einflüsse einzubeziehen, wurden transiente Berechnungen im Zeitbereich 

durchgeführt, die Strukturmassen und Dämpfungseigenschaften berücksichtigten. Das 

Vorgehen ist ausführlicher in Schaumann, Böker, Kleineidam, (2003) beschrieben. 

Für die Lebensdauerbewertung wird die Schadensakkumulationshypothese nach 

Palmgren/Miner angewendet. Um die dafür erforderliche Anzahl der auftretenden 

Spannungsschwingbreiten unterschiedlicher Klassenbreiten zu ermitteln, wurden die 

Spannungszeitreihen mit Hilfe der Rainflow-Methode ausgezählt. 

Es wurden Untersuchungen im Hinblick auf den Einfluss verschiedener Simulationsparameter 

durchgeführt. Die Ergebnisse zeigen zum Beispiel, 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. Die auftretende 

Zufälligkeit der Ergebnisse muss im Zusammenhang mit der Gesamtanzahl der 

Realisierungen für das jeweils vorliegende Scatter-Diagramm bewertet werden, siehe 

Abschnitt 7.3 für weitere Details. 

7.2.4 Berechnungen im Frequenzbereich 

Da die Beschreibung der Seegangszustände mit Hilfe der Seegangsspektren im 

Frequenzbereich erfolgt, liegt es nahe, auch die Strukturantwort im Frequenzbereich zu 

ermitteln. Daher wurden im Rahmen dieses Forschungsprojektes auch Untersuchungen im 

Frequenzbereich durchgeführt. In diesem Zusammenhang sind zwei Fragestellungen von 

großer Bedeutung. Zunächst muss geklärt werden, wie die Strukturantwort im 

Frequenzbereich bestimmt werden kann, und außerdem ist die Schädigungsbewertung im 

Frequenzbereich durchzuführen. 

Eine Verbindung zwischen dem stochastischen Wellenprozess und dem stochastischen 

Spannungsprozess kann im Frequenzbereich für jedes Kerbdetail durch eine so genannte 

Transferfunktion beschrieben werden. Für Strukturen ohne räumliche Einflüsse, wie z.B. 

Monopiles, können analytische Zusammenhänge abgeleitet werden. Für Tiefwasser- 

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Plattformen ist in der Offshore-Industrie die so genannte „Hybride Zeit- und 

Frequenzbereichsanalyse“ bekannt. 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 Zeck muss die Zeitreihe unter 

Verwendung z.B. der schnellen Fourier-Transformation zunächst in den Frequenzbereich 

übertragen werden, um dann im Verhältnis zum Anregungsspektrum die Transfer-Funktion 

ableiten zu können, siehe z.B. Schaumann, Kleineidam (2004). Die Schädigungsbewertung im 

Frequenzbereich wird unter Verwendung der Formel nach Dirlik zur Bestimmung der 

Wahrscheinlichkeitsdichte der Spannungsschwingbreiten durchgeführt. Das Verfahren, das 

üblicherweise angewendet wird, um eine äquivalente Spannungsschwingbreite zu ermitteln, 

wurde zur Berücksichtigung allgemeiner Wöhlerlinien auf die Ermittlung einer äquivalenten 

aufnehmbaren Schwingspielzahl erweitert. Die Verwendung allgemeiner Wöhlerlinien mit 

verschiedenen Neigungen wird in den Richtlinien für Offshore-WEA vorgeschrieben, siehe 

dazu auch Schaumann, Kleineidam (2004). 

7.2.5 Vergleich der Konzepte 

Wegen der großen Unterschiede in der benötigten Rechenzeit wurde die Qualität der 

Lebensdauerprognosen der beschriebenen Methoden im Hinblick auf die Strukturauslegung 

vergleichend bewertet. Die Ergebnisse der Berechnungen im Zeitbereich, im Frequenzbereich 

und bei Verwendung des deterministischen Konzeptes zeigen den Einfluss der 

standortbezogenen Umweltbedingungen. 

Es wird davon ausgegangen, dass Berechnungen im Zeitbereich eine zutreffende 

Beschreibung der Beanspruchungen und der Strukturantworten ermöglichen. Die 

Untersuchungen legen den Schluss nahe, dass das deterministische Konzept gut für die 

Durchführung von Entwurfsrechnungen geeignet ist, wie in Schaumann, Böker, Kleineidam, 

(2003) im Vergleich zu Berechnungen im Zeitbereich gezeigt wurde. Unsicherheiten 

entstehen aus der Zuordnung einer geeigneten Wellenperiode zu den einzelnen Wellenhöhen. 

Das deterministische Konzept sollte nur vorbehaltlich einer genaueren dynamischen Analyse 

angewendet werden, wenn eine signifikante Anzahl von Wellen mit mittleren Perioden in der 

Nähe der Eigenperioden der Struktur zu erwarten ist. Dies kann zum Beispiel für typische 

Tragstrukturen von Offshore-WEA in der Ostsee erwartet werden, siehe dazu Schaumann, 

Illig, Kleineidam, Reiche (2004). Die Verwendung des deterministischen Konzeptes führte in 

diesen Fällen zu sehr konservativen Werten der berechneten Schädigung. Es wird davon 

ausgegangen, dass die Berechnungen im Frequenzbereich das dynamische Strukturverhalten 

besser beschreiben können. 

7.2.6 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 

Seite 42


die Bestimmung der Strukturantwort unter den Beanspruchungen wird das kommerzielle FE- 

Programm ANSYS © verwendet. Im Rahmen des Postprocessings können 

Rohrknotenverbindungen mit dem Strukturspannungskonzept bewertet werden, siehe 

Schaumann, Illig, Kleineidam, Reiche (2004), sowie Schädigungsberechnungen im 

Zeitbereich mit der Rainflow-Methode bzw. im Frequenzbereich nach Durchführung einer 

FFT z.B. mit dem Verfahren nach Dirlik bewertet werden. Zur Ermittlung der anzusetzenden 

Wellenlasten existiert eine Schnittstelle zu dem Programm WaveLoads, das am Institut für 

Strömungsmechanik entstanden ist. Parallel dazu sind auch eigene Programmentwicklungen 

im Bereich der Wellenlasten implementiert worden. 

7.3 Konstruktive Details 

Neben den Untersuchungen zu den Berechnungskonzepten und Beanspruchungen von 

Offshore-Tragstrukturen wurden Untersuchungen zu den Widerständen einzelner 

konstruktiver Details durchgeführt, die bei Offshore-WEA zu erwarten sind und den 

etablierten Bereich der Offshore-Technik verlassen. Dabei wurden sowohl 

Rohrknotenverbindungen für Tripods im Hinblick auf ihr Trag- und Ermüdungsverhalten 

untersucht als auch der Einfluss von „Grouted Joint“-Verbindungen auf das Beulverhalten 

von Offshore-WEA mit Monopile Gründung. 

7.3.1 Rohrknotenverbindungen 

Für die Konstruktion von Offshore-WEA kommen unterschiedliche Konstruktionsformen in 

Frage, wie z.B. im Jahresbericht 2001 (Zielke [Hrsg.], 2002: Kap.7) beschrieben. Während in 

den bisher realisierten Offshore-Windparks singulär Schwerkraftfundamente in der Regel 

jedoch so genannte Monopile-Gründungen eingesetzt worden sind, sind für die geplanten 

Parks in tieferem Wasser auch aufgelöste Strukturen wie Tripod- und Jacket-Strukturen zu 

erwarten. 

Die Tragfähigkeiten von stählernen Rohrknoten lassen sich in ebenen Anschlüssen mit Hilfe 

der Bemessungsregeln nach den unterschiedlichen Vorschriften gut bestimmen. Der 

Parameterbereich für diese empirischen Ansätze ist begrenzt, da sie auf Versuchen beruhen. 

Mit einem anhand von Versuchsergebnissen validierten FE-Modell wurden Tragfähigkeiten 

für ebene Knoten bestimmt, die den zulässigen Parameterbereich verlassen. Im untersuchten 

Bereich liefern die empirischen Formeln konservative Tragfähigkeiten. 

An dem FE-Modell einer Tripod-Gründung wurden weiterhin die Auswirkungen der 

speziellen räumlichen Beanspruchungsverhältnisse untersucht. Bei Annahme eines Y- 

Anschlusses konnte die Tragfähigkeit des Knotens für die untersuchten Beanspruchungen gut 

vorausgesagt werden. Über die Untersuchungen wurde in Schaumann, Cosack, Kleineidam 

(2002) berichtet. 

Die Nachweise gegen Ermüdung sind oft maßgebend für die Auslegung von Offshore- 

Windenergieanlagen. Als typisches Detail für die Gründungsvariante Tripod wurden daher 

Rohrknotenverbindungen unter diesem Aspekt betrachtet. Im Rahmen der Bearbeitung des 

Forschungsprojektes wurden numerische Vergleichsuntersuchungen zur Bewertung von 

parametrisierten Ansätzen zur Bestimmung von Spannungskonzentrationsfaktoren an 

Seite 43


Rohrknotenverbindungen durchgeführt, die an Versuchsergebnissen validiert wurden. Es 

konnte festgestellt werden, dass sich die parametrisierten Ansätze vor allem für 

Entwurfsrechnungen sehr gut eignen, während sich für Ausführungsplanungen durchaus 

numerische Simulationen der Rohrknoten lohnen können. Zusätzlich wurden Untersuchungen 

zu komplexen Beanspruchungszuständen durchgeführt. Detaillierter sind Informationen dazu 

in Schaumann, Illig, Kleineidam, Reiche (2004) enthalten. 

7.3.2 Beultragfähigkeit bei „Grouted-Joints“ 

Bei Offshore-WEA mit Monopile-Gründung werden für die Verbindung des Gründungspfahls 

mit dem Turm überwiegend „Grouted Joint“-Verbindungen eingesetzt. Dabei werden 

Stahlrohre unterschiedlichen Durchmessers ineinander gesteckt und unter Verwendung 

hochfesten Zements (Grout) miteinander verbunden. Im Gegensatz zu dem Einsatz einer 

solchen Verbindung in der konventionellen Offshore-Technik ist für Offshore-WEA mit einer 

überwiegenden Biegebeanspruchung zu rechnen. In den Richtlinien für allgemeine Offshore- 

Bauwerke ist dieser Fall nicht geregelt. Die Lastübertragung über den Grout kann zu hohen 

lokalen Beanspruchungen führen. Daher wurde unter Verwendung von numerischen 

Berechnungen der Einfluss dieser Lasteinleitungseffekte auf den Beulsicherheitsnachweis 

untersucht und überprüft, ob herkömmliche Verfahren für Beulnachweise an 

Kreiszylinderschalen angewendet werden können. Typische Dehnungsverteilungen im 

Versagenszustand sind in Abbildung 7-2 dargestellt. 

Abbildung 7-2: Plastische Vergleichsdehnung im Versagenszustand von 

„Grouted-Joint“-Verbindungen mit unterschiedlichen relativen Übergreifungslängen αG 

unter Biegebeanspruchung bei geometrisch und stofflich nichtlinearer Berechnung 

Die durchgeführten Untersuchungen legen nahe, dass für die untersuchten Parameterbereiche 

der Beulnachweis für überwiegende Biegebeanspruchungen mit bekannten analytischen 

Verfahren geführt werden kann, wenn Mindestwerte für die Übergreifungslänge, so wie 

bisher üblich, eingehalten werden, siehe Jahresbericht 2003, Abschnitt 7.4.2. 

Seite 44

8 Kolkbildung Abschlussbericht GIGAWIND 

8 Kolkbildung 

Im Rahmen des Projektes erfolgte eine Untersuchung einiger existierender empirischer 

Formeln zur Vorhersage von Kolken. Dabei ist neben dem Strömungsregime insbesondere die 

zeitliche Entwicklung des Kolkes von Bedeutung. Die Ergebnisse dieser Studie zeigen, dass 

eine verlässliche Berechnung seegangserzeugter Kolke derzeit nicht möglich ist. Numerische 

Modelle, die die Strömung und die Bodenevolution dreidimensional berechnen, sind noch 

Gegenstand der Forschung. Experimentelle großmaßstäbliche Untersuchungen sind 

erforderlich. 

8.1 Empirische Formeln zur Ermittlung der Kolktiefe 

Die einfachste und schnellste Möglichkeit der Kolkberechnung stellen die empirischen 

Gleichungen dar. Diese sind vom Praktiker leicht anzuwenden und zu interpretieren. In der 

Literatur existieren zahlreiche empirische Formeln, die die Kolkbildung für unterschiedliche 

Gegebenheiten voraussagen. Diese sind jeweils nur innerhalb bestimmter Parameterbereiche 

anwendbar und aufgrund von Maßstabsproblemen nicht übertragbar. Problematisch ist, dass 

die jeweiligen Gültigkeitsbereiche meist nicht ausreichend dokumentiert sind. Zudem wird 

die Vielzahl von Konstruktionen, die bei der Gründung von Offshore-Windenergieanlagen 

möglich ist, nicht erfasst. Beim Bau von Offshore-WEA sind Pfeilerdurchmesser bis über 

10m und Wassertiefen bis über 30m zu berücksichtigen. Generell muss festgestellt werden, 

dass der Großteil der verfügbaren Formeln zur Ermittlung der Kolktiefe für weit kleinere 

Durchmesser und Wassertiefen entwickelt wurde. In dem für Offshore-WEA relevanten 

Maßstab liefern sie in der Regel unrealistisch große Werte (siehe Abb. 8-1). Über Kolktiefen 

an Offshore-WEA kann daher zurzeit keine verlässliche Aussage getroffen werden. 

Kolktiefe S [m] 

25 

20 

15 

10 

5 

Melville 

Breusers 

Sumer S/D=1.3 

0 

0 2 4 6 8 10 

Pfeilerdurchmesser D [m] 

Kolktiefe S [m] 

25 

20 

15 

10 

5 

Laursen und Toch 1956 

Laursen 1963 

Qadar 1981 

Ansari und Qadar 1994 

S.C. Jain 

S.C. Jain 

Shen II 

Coleman 

Hancu I 

0 

0 2 4 6 8 10 

Pfeilerdurchmesser D [m] 

Abbildung 8-1: Kolktiefe S in Abhängigkeit vom Pfeilerdurchmesser D für verschiedene 

Ansätze der Kolkberechnung. 

Ein generelles Problem bei der Beurteilung der Ergebnisse sind zudem die fehlenden 

Vergleichsdaten. Anhand von großmaßstäblichen Messungen sollten daher entsprechende 

Seite 45


Daten ohne den Einfluss von Maßstabseffekten gewonnen werden. Das Forschungszentrum 

Küste (FZK) plant im „Großen Wellenkanal“ in Hannover „Großmaßstäbliche 

Kolkuntersuchungen infolge Seegang an Monopile-Gründungen in sandigen Böden“. 

Zusätzlich ist eine Weiterentwicklung von numerischen Methoden sinnvoll, um die 

entscheidenden Prozesse der Kolkbildung in Zukunft auch mit ihrer Hilfe abbilden zu können. 

8.2 Einfluss des Strömungsregimes auf die Kolkbildung 

Offshore-Windenergieanlagen sind in der Regel sowohl Belastungen aus stationärer und 

alternierender Strömung (Tide) sowie aus oszillierender Strömung (Wellen) ausgesetzt. 

Untersuchungen von (Sumer & Fredsoe, 2001) zeigen den Einfluss des jeweiligen 

Strömungsregimes auf die Kolkbildung. Die Abbildung 8-2 liefert einen Zusammenhang 

zwischen dem Verhältnis der stationären zur gesamten Strömungsgeschwindigkeit und der 

Kolktiefe. Es wird deutlich, dass die stärkste Kolkbildung aus stationärer Strömung resultiert, 

so dass sich die weiteren Untersuchungen jeweils auf Kolkbildung in gleichmäßiger 

Strömung beziehen. 

Abbildung 8-2: Einfluss des Strömungsregimes auf die Endkolktiefe (Sumer & Fredsoe, 

2001). 

8.3 Kolkentwicklung unter Berücksichtigung von wechselnden 

Strömungsgeschwindigkeiten 

Da Offshore-Windenergieanlagen häufig in Gebieten mit tidebedingter Änderung der 

Strömungsrichtung stehen, bleibt zu untersuchen, ob ein stationärer Zustand mit 

Gleichgewichtskolktiefe überhaupt erreicht wird. (Ungruh und Zielke, 2003) geben an, dass 

Seite 46


die Gleichgewichtskolktiefe erst nach ca. 1 Tag erreicht wird. Da es tidebedingt zu einer 

Änderung der Strömungsrichtung nach 6 Stunden kommt, stellt sich die Frage, in wie weit ein 

Kolk nach 25% seiner Entwicklungszeit vorangeschritten ist. 

Nach (Melville und Coleman, 2000) kann die Kolkbildung anhand der folgenden Formel 

ermittelt werden 

Strömungsgeschwindigkeit v [m/s] 

1.4 

1.2 

1 

0.8 

0.6 

0.4 

0.2 

0 

0 1 2 3 4 5 6 7 

Zeit t [h] 

S = KhD · KI · Kd · Ks · Kθ · Kt. (1) 

Diese stellt einen Zusammenhang zwischen der Kolktiefe S und Kennwerten bezüglich dem 

Verhältnis von Bauwerksbreite zu Wassertiefe (KhD), der Intensität der Strömung (KI), der 

Sedimentgröße (Kd), dem Grundriss (Ks) und der Anordnung des Bauwerkes (Kθ) sowie der 

Zeit (Kt) her. Die Abbildung 8-3 zeigt die zeitliche Entwicklung des Faktors Kt im Verlauf 

einer Tide. In Abhängigkeit vom Verhältnis der vorhandenen zur kritischen 

Strömungsgeschwindigkeit können sich Werte ergeben, die deutlich kleiner 1 sind. In diesen 

Fällen wäre nicht mit dem Erreichen eines Gleichgewichtszustandes innerhalb der ersten 6 

Stunden zu rechnen. Zu beachten ist bei diesen Betrachtungen, dass die 

Gleichgewichtskolktiefe von der Strömungsgeschwindigkeit abhängig ist und somit nicht als 

konstant angenommen werden kann. 

Kt 

1 

0.9 

0.8 

0.7 

0.6 

0.5 

0.4 

0.3 

0.2 

Ucr=0.5 m/s 

Ucr=1.0 m/s 

Ucr=1.5 m/s 

0.1 

Ucr=2.0 m/s 

Ucr=2.5 m/s 

0 

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 

Zeit/GG−Zeit 

Abbildung 8-3: Zeitlicher Verlauf der Strömungsgeschwindigkeiten (links) und des Faktors 

Kt (rechts) während einer Tide. 

Seite 47

9 Ausblick Abschlussbericht GIGAWIND 

9 Ausblick 

Erst während der Projektdurchführung ist seitens des Bundes die Entscheidung gefallen, dass 

Messplattformen in der Nord- und Ostsee gebaut werden, die auch Messdaten zur 

Weiterentwicklung der Tragstruktur von Offshore-Windenergieanlagen (OWEA) liefern 

(FINO I und FINO II). Sie schaffen die einzigartige Möglichkeit, die physikalischen Ansätze 

und die mathematischen Modelle, die im Forschungsprojekt entwickelt werden, anhand von 

Messdaten zu validieren. Mitglieder der Forschungsgruppe haben bei der Konzeption des 

Messprogramms mitgewirkt. 

Die Notwendigkeit Modelle zu validieren, ist im Ingenieurwesen zwar immer gegeben, hat 

aber für OWEA einen besonders hohen Stellenwert. Im Normalfall werden im Bauwesen 

Unikate hergestellt, bei denen die Optimierung der Baukonstruktion bezüglich Sicherheit und 

Baukosten nicht so bedeutsam ist wie bei der jetzt anstehenden Produktion und Installation 

Hunderter von Anlagen gleichen Typs, deren Rentabilität derzeit noch ungewiss ist. Die 

Optimierung hat mit physikalisch begründeten theoretischen Modellen der Belastungen und 

der Konstruktion zu erfolgen wie sie von der Forschungsgruppe GIGAWIND entwickelt 

werden. Eine Optimierung der Konstruktion setzt voraus, dass diese Modelle besonders hohen 

Ansprüchen bezüglich ihrer Übereinstimmung mit der Natur genügen, was nur durch eine 

Validierung anhand von Naturmessdaten erreicht werden kann. Auch für die 

Betriebsüberwachung sind validierte Modelle von herausragender Bedeutung. 

Die in diesem Bericht beschriebenen Ergebnisse sind Ausgangspunkt und Ermutigung für die 

weitere Zusammenarbeit der Gruppe GIGAWIND an diesen zukünftigen Aufgaben. 

Seite 48

10 Literatur Abschlussbericht GIGAWIND 

10 Literatur 

10.1 Veröffentlichungen aus dem Forschungsprojekt 

Cottin, N.; Uhl, A. (2002): Modell nullter Ordnung zur Beschreibung der Ausbreitung 

akustischer Wellen im Flachwasser bei einer Punktschallquelle oberhalb der 

Wasseroberfläche; Bericht zum Forschungsprojekt GIGAWIND, Curt-Risch- 

Institut, Universität Hannover; www.cri.uni-hannover.de 

Gerasch, W.-J.; Uhl, A. (2001): Schallabstrahlung des Turmmantels von Offshore- 

Windenergieanlagen, Symposium Offshore-Windenergie, Bau- und 

umwelttechnische Aspekte , 25.06.2001, Hannover 

Gerasch, W.-J.; Uhl, A. (2004): Prognose des Schalldruckpegels im Meereswasser während 

der Bau- und Betriebsphase von Offshore-WEA, 3. Symposium Offshore- 

Windenergie, Bau- und umwelttechnische Aspekte, 16.03.2004, Hannover 

Göthel, O.; Zielke, W. (2003): Parallelisierung und Visualisierung für morphidynamische 

Berechnungen. 4. FZK-Kolloquium „Küsten- Morphodynamik und 

Küstenschutzbauwerke.“, Hannover 

Lesny, K.; Richwien, W.; Wiemann, J. (2002a): Gründungstechnische Randbedingungen für 

den Bau von Offshore-Windenergieanlagen in der Deutschen Bucht. Bauingenieur 

(2002) 77, S. 431-438 

Lesny, K.; Wiemann, J.; Richwien, W. (2002b): Foundation of offshore wind turbines. First 

German-Chinese Joint Symposium on Costal an Ocean Engineering, University of 

Rostock, April 10th – 12th 2002, Rostock, pp. 257-264 

Mittendorf, K.; Hoyme, H.; Zielke, W. (2001): Beeinflussung der Meeresströmung durch 

Windparks. Symposium Offshore-Windenergie, Bau- und umwelttechnische 

Aspekte, 25.06.2002, Hannover 

Mittendorf, K.; Nguyen, B. (2002): User Manual – A computerprogram to calculate wave 

loading on vertival and inclined tubes. Institut für Strömungsmechanik und 

Elektronisches Rechnen im Bauwesen, Universität Hannover 

Mittendorf, K., Nguyen, B.; Zielke, W., „Seegang und Seegangsbelastung“, 2. Symposium 

Offshore-Windenergie, Bau- und umwelttechnische Aspekte, 09.09.2002, 

Hannover 

Mittendorf, K., Nguyen, B.; Zielke, W., „Seegang und Seegangsbelastung II“, 3. Symposium 


Hannover 

Mittendorf, K.; Zielke, W., „Pysical effects of offshore wind-energy-converters to their 

natural surroundings, Paper und Poster, 1st World Wind Energy Conference and 

Exhibiton, Berlin, Juni 2002, Mittendorf, K., Strybny, J., Uhl, A., Gerasch, W. 

und Zielke, W. 

Nguyen, B.; Mittendorf, K. (2002): Theory Manual – A computerprogram to calculate wave 

loading on vertival and inclined tubes. Institut für Strömungsmechanik und 

Elektronisches Rechnen im Bauwesen, Universität Hannover 

Richwien, W.; Lesny, K.; Wiemann, J. (2001): Gründungskonzepte für Offshore- 

Windenergieanlagen. Symposium Offshore-Windenergie, Bau- und 

umwelttechnische Aspekte, 25.06.2001, Hannover 

Seite 49


Richwien, W.; Lesny, K.; Wiemann, J. (2002): Nachweise und Sicherheitskonzepte für die 

Gründung von Offshore-Windenergieanlagen in der Deutschen Bucht. 2. 

Symposium Offshore-Windenergie, Bau- und umwelttechnische Aspekte, 

09.09.2002, Hannover 

Richwien, W.; Lesny, K. (2003): Ein probabilistisches Nachweiskonzept für die Gründung 

von Offshore-Windenergieanlagen. Erneuerbare Energien 13 (2003), Heft 2, S. 

30-35 

Richwien, W.; Lesny, K. (2004a): Windfarmen in der Nordsee – Fundamente für 

Windmühlen auf hoher See; Essener Unikate: Ingenieurwissenschaft – 

Grundlagen und Anwendung 

Richwien, W.; Lesny, K.; Wiemann, J. (2004b): Zur Bemessung einer Monopile-Gründung 

für Offshore-Windenergieanlagen; eingereicht bei: Geolex 

Schaumann, P.; Kleineidam, P. (2001a): Entwurf und Bemessung der Tragkonstruktion von 

Offshore-WEA. Symposium Offshore-Windenergie, Bau- und umwelttechnische 

Aspekte, 25.06.2001, Hannover. 

Schaumann, P.; Kleineidam, P. (2001b): Zur Konzeption der Tragkonstruktionen von 

Offshore-Windenergieanlagen. Erneuerbare Energien 07/2001, S. 32-35. 

Schaumann, P.; Kleineidam, P. (2001c): Support Structures of OWECS in a Water Depth of 

about 30 m. Offshore Wind Energy, Special Topic Conference, Brussels, 10-12 

December 2001 

Schaumann, P.; Cosack, N.; Kleineidam, P. (2002): Untersuchungen zur Tragfähigkeit von 

Rohrknoten für Offshore-WEA mit Tripod-Gründung. DEWEK 2002 - 6. 

Deutsche Windenergie Konferenz, 23.-24. Oktober 2002, Wilhelmshaven. 

Schaumann, P.; Kleineidam, P. (2002a): Support Structures and Foundation Concepts for 

OWECS. 1st World Wind Energy Conference and Exhibition 4-8 July 2002, 

Berlin, Germany. 

Schaumann, P.; Kleineidam, P. (2002b): Einflüsse auf die Ermüdung der Tragstruktur. 2. 

Symposium Offshore-Windenergie Bau- und umwelttechnische Aspekte, 9. 

September 2002, Hannover. 

Schaumann, P.; Kleineidam, P. (2002c): Offshore-Windenergie - Eine neue Herausforderung 

für den Stahlbau. Dokumentation 658, Vortragsreihe II Deutscher Stahlbautag 

2002: Brücken- und Ingenieurbau, Düsseldorf: Bauen mit Stahl e.V. 2002, S. 35- 

40. 

Schaumann, P.; Kleineidam, P. (2002d): Sensitivitätsuntersuchungen zur Ermüdung der 

Tragstrukturen von Offshore-WEA unter Seegangsbeanspruchungen. Erneuerbare 

Energien 11/2002, S. 25-30. 

Schaumann, P.; Böker, C.; Kleineidam, P. (2003): Development and Evaluation of Different 

Fatigue Design Methods for OWECs under Wave Loading. EWEC 2003 – 

European Wind Energy Conference, Madrid, 16-19. June 2003. 

Schaumann, P.; Illig, C.; Kleineidam, P.; Reiche, S. (2004): Lebensdaueranalysen von 

Offshore-Tragstrukturen für Entwurfs- und Ausführungsplanung. 3. Symposium 

Offshore-Windenergie Bau- und umwelttechnische Aspekte, 16. März 2004, 

Hannover. 

Seite 50


Schaumann, P.; Kleineidam, P. (2004): Fatigue Design of Support Structures for Offshore 

Wind Energy Converters. Global Windpower 2004, Chicago, Illinois 28 th – 31 st of 

March 2004. 

Strybny, J.; Schulz, D. (2001): Sichtbarkeitsanalyse für Offshore-Windparks. Symposium 


Hannover 

Uhl, A. (2002a): Schwingungs- und Schallmessung an einer WEA; Bericht zum 

Forschungsprojekt GIGAWIND, Curt-Risch-Institut, Universität Hannover; 

www.cri.uni-hannover.de 

Uhl, A. (2002b): Abschätzung des Wasserschallpegels aus einer punktförmigen Schallquelle 

oberhalb der Wasseroberfläche; Bericht zum Forschungsprojekt GIGAWIND, 

Curt-Risch-Institut, Universität Hannover; www.cri.uni-hannover.de 

Uhl, A. (2002c): Schwingungsverhalten und Schallabstrahlung kreiszylindrischer Profile in 

Wasser; Bericht zum Forschungsprojekt GIGAWIND, Curt-Risch-Institut, 

Universität Hannover; www.cri.uni-hannover.de 

Uhl, A. (2002d): Berechnung des Schallfeldes in der Umgebung einer WEA mit ANSYS. 

Bericht zum Forschungsprojekt GIGAWIND, Curt-Risch-Institut, Universität 

Hannover, www.cri.uni-hannover.de 

Uhl, A.; Cottin, N. (2002): Beschreibung des Schalleintrags in den Wasserkörper aus einer 

punktförmigen Luftschallquelle (WEA-Gondel); Bericht zum Forschungsprojekt 

GIGAWIND, Curt-Risch-Institut, Universität Hannover; www.cri.unihannover.de 

Uhl, A.; Gerasch, W.-J. (2002): Schallabstrahlung der Tragkonstruktion von Offshore- 

Windenergieanlagen und Schallausbreitung im Flachwasser, 2. Symposium 

Offshore-Windenergie, Bau- und umwelttechnische Aspekte, September 2002, 

Hannover 

Ungruh, G.; Zielke, W. (2003): Kolkberechnung an Offshore-Bauwerken: a state of the art 

review. Institut für Strömungsmechanik und Elektronisches Rechnen im 

Bauwesen, Universität Hannover 

Wiemann, J.; Lesny, K.; Richwien, W. (2002): Gründung von Offshore-Windenergieanlagen 

– Gründungskonzepte und geotechnische Grundlagen. Mitteilungen aus dem 

Fachgebiet Grundbau und Bodenmechanik der Universität Essen, Heft 29, Hrsg.: 

Prof. Dr.-Ing. W. Richwien, Verlag Glückauf, Essen 

Wiemann, J. (2002): Gründungskonzepte zur Errichtung von Offshore-Windparks. 27. 

Baugrundtagung Mainz, Spezialsitzung „Forum für junge Geotechnik- 

Ingenieure“, S. 61 

Wiemann, J.; Lesny, K.; Richwien, W. (2004): Anwendbarkeit von Standardverfahren zur 

Bemessung von Pfahlgründungen für Offshore-WEA. 3. Symposium Offshore- 

Windenergie, Bau- und umwelttechnische Aspekte, 16.03.2004, Hannover 

Wiemann, J. (2004): Zur Anwendbarkeit von Standardverfahren zur Bemessung von Pfählen 

für Offshore-Windenergieanlagen. 28. Baugrundtagung Leipzig, Spezialsitzung 

„Forum für junge Geotechnik-Ingenieure“ (akzeptierter Vortrag) 

Zielke, W. (2000): Hydro- und morphodynamische Auswirkungen von Offshore- 

Windkraftanlagen. In: Technische Eingriffe in marine Lebensräume – 

Tagungsband des Workshops des Bundesamtes für Naturschutz Internationale 

Naturschutzakademie Insel Vilm, Oktober 1999 

Seite 51


Zielke, W. [Hrsg.] (2002): Jahresbericht 2001 zum Forschungsprojekt: Bau- und 

umwelttechnische Aspekte von Off-shore Windenergieanlagen, gefördert durch 

das BMWi, Förderkennzeichen 0329894A. Hannover 

Zielke, W. (2002): Research on Offshore-Wind Energy at the University of Hannover. First 

German-Chinese Joint Symposium on Costal an Ocean Engineering, University of 

Rostock, April 10th – 12th 2002, Rostock, pp. 247-256 

Zielke, W. (2002): Structural and Environmental Aspects of Offshore Wind Energy 

Converters. DCA-Europa, 7. Jahres-Kongress, 16.-18.10.2002, Heidelberg 







10.2 Sonstige Literatur 

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American Petroleum Institute, API (1993): Recommended Practice for Planning, Designing, 

and Constructing Fixed Offshore Platforms, – Load and Resistance Factor Design, 

13th edition, Dallas. 

American Petroleum Institute, API (1993): Recommended Practice for Planning, Designing 

and Constructing Fixed Offshore Platforms – Working Stress Design, API 

Recommended Practice 2A – WSD (RP 2A – WSD), 20th edition, Dallas. 

American Petroleum Institute (2000): Recommended practice for planning, designing and 

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Banner, M. L., „Equilibrium spectra of wind waves“, Jour. Phys. Ocean, 20, 1990. 

Bishop, N.W.M. (1994): Spectral methods for estimating the integrity of structural 

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(1994): Handbook of Fatigue Crack Propagation in Metallic Structures. Vol. 2. 

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Bishop, N.W.M; Sherratt, F. (1992): Signal Processing for Fatigue in Both the Time and 

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Bouyssy, V. et al. (1993): Comparison of analytical counting methods for Gaussian processes. 

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