Teurer Grund

Gravitationsfundamente für den Offshore-Windpark Nysted.

Die deutsche Windindustrie sucht nach erschwinglichen Fundamenten für Offshore-Anlagen. Sechs Varianten treten dabei im Wettstreit gegeneinander an. Billig ist keine zu haben.

Text: Nicole Weinhold, Foto: Jan Winther

 

Wellen klatschen gegen das Fundament, Gischt spritzt hoch. Deutschlands Windbranche geht offshore – mitten in Hannover. Denn dort lässt derzeit die Bürgerwindpark-Butendiek GmbH im Wellenkanal des Forschungszentrums Küste eine Stahlgründung auf ihre Wassertauglichkeit testen. Genauer gesagt: Die Planer suchen eine Antwort auf die Frage, wie teuer sie allein der Fundamentbau für ihre 80 vor Sylt geplanten Windräder zu stehen kommt.

Denn trotz aller Berechnungen und Untersuchungen bleiben die endgültigen Kosten für die Gründungen deutscher Offshore-Projekte schwer kalkulierbar. In absehbarer Zeit könnte die Praxis belastbare Erkenntnisse bringen: Deutschlands erste Meeres-Anlagen werden voraussichtlich in einem Testfeld vor Borkum aufgestellt (siehe Seite 20). Die Enercon GmbH, Prokon Nord Energiesysteme GmbH und die Repower Systems AG wollen dort ihre Maschinen der Fünf-Megawatt-Klasse in die rund 30 Meter tiefe Nordsee stellen (neue energie 08/2005). Ein mutiger Schritt für Deutschland, den Offshore-Newcomer. Denn bisher hat kein Planer seine Rotoren in Wassertiefen jenseits der 20 Meter gepflanzt.

Gerade die Verankerung im Meeresgrund ist eine der größten Herausforderungen. Kopfschmerzen bereitet dabei weniger die Entwicklung tragfähiger Fundamente, als vielmehr die Frage, wie sich die Gründung in einem überschaubaren finanziellen Rahmen halten lässt. Nur wer mit spitzem Bleistift rechnet, wird mit seinem Projekt bei den derzeitigen Rahmenrichtlinien schwarze Zahlen schreiben.

 

Ein halbes Dutzend zur Auswahl

Sechs Fundamenttypen werden als potenzielle Kandidaten für den Offshore-Einsatz gehandelt:

• Das aus einem einzigen Stahlrohr geformte Monopile wird tief in den Meeresboden gerammt.  

• Das Gravitations- oder Schwerkraftfundament aus Stahl und Beton ruht auf dem Grund.  

• Ein Bucket wird wie ein umgedrehter Eimer in den Boden gedrückt und saugt sich dort durch ein Vakuum fest.  

• Auf drei Stahlpfählen, die im Boden versenkt werden, ruht das Tripod.  

• Bei dem vierbeinigen Jacket sorgt eine stählerne Fachwerkkonstruktion für Stabilität.  

• Und das schwimmende Fundament hängt auf Schwimmkörpern unter der Wasseroberfläche. Im Boden verankerte Ketten halten es in der gewünschten Position.  

Während Monopile und Schwerkraftfundament sich bereits in dänischen und britischen Offshore-Windparks bewähren, gehören die drei Letztgenannten zum Stand der Technik beim Bau von Ölbohrtürmen auf hoher See. Den Designern von Windanlagen-Gründungen helfen die Erfahrungen mit Bohrinselfundamenten allerdings wenig weiter. Denn durch die auf den Rotor wirkenden Kräfte des Windes ist die Turbinenkonstruktion einer wesentlich größeren Belastung ausgesetzt als eine auf vier Beinen ruhende Plattform. Und was Monopile und Gravitationsfundament anbelangt, haben sie ihre Tauglichkeit bisher nur mit kleinen Anlagen in geringen Wassertiefen bewiesen.

Vorerst gehen daher sechs kaum erprobte Gründungsarten an den Start. Welche sich in den nächsten Jahre als günstig und widerstandsfähig erweist, hängt auch von Rohstoff-, Fertigungs-, Transport- und Montagekosten ab. Derzeit, scheint es, hat jeder Konstrukteur, jeder Planer und jeder Anlagenbauer seinen persönlichen Favoriten.

 

Fundamentbauer liefert 180 Monopiles

Die meisten bislang gebauten Meereswindräder ruhen auf Monopile-Gründungen. Die niederländischen Partnerunternehmen Sif Group aus Roermond und Smulders Groep aus Mierlo haben mit knapp 180 Monopiles bisher den Löwenanteil davon produziert (siehe Kasten rechts). Sie verankerten den dänischen Windpark Horns Rev, die britischen Projekte North Hoyle, Kentish Flats, Barrow und den GE-Park Arklow Banks vor der irischen Küste. „Wir würden beispielsweise auch Tripods bauen, wenn die Nachfrage da wäre. Aber das Monopile ist bis etwa 20 Meter Wassertiefe einfach die preiswerteste Variante“, erläutert Sif-Verkaufsmanager Wil Hendrikx.

Mit zunehmender Anlagengröße und Meerestiefe potenzieren sich jedoch die auf das Fundament wirkende Lasten und damit auch die für die Stabilität erforderlichen Materialmengen. In Arklow flossen pro 3,6-Megawatt(MW)-Maschine 380 Tonnen Stahl in jedes 40 Meter lange Monopile mit 5,2 Metern Durchmesser. Bei den Zwei-MW-Maschinen in Horns Rev waren es nur rund 200 Tonnen.

Das Entwicklungsbüro Rambøll Danmark A/S in Esbjerg hat für Kentish Flats eine relativ preisgünstige Monopile-Variante erdacht. Der Trick: Alle 30 Gründungen sind unterschiedlich lang – je nachdem was das jeweilige Bodengutachten empfiehlt. Søren Juel Petersen, Manager der Abteilung Windenergie bei Rambøll: „Das zahlt sich aus. Auf diese Weise lässt sich jede Menge Stahl einsparen.“

Die Materialkosten sind jedoch nicht das einzige Problem bei Monopile-Gründungen. Die Menck GmbH aus Kaltenkirchen produziert und vermietet Gerätschaften, um die Stahlröhren in den Meeresboden zu rammen. Der Mietpreis für einen so genannten Rammbären liegt je nach Größe pro Tag zwischen 5.000 und 15.000 Euro. Das allein ist ein nicht zu unterschätzender Kostenfaktor. Ein weiteres Problem kommt hinzu. „Die Schlaghaube, das Verbindungsstück zwischen Rammhammer und Pfahl, erreicht bei einem Durchmesser von sechs Metern seine Grenzen“, sagt Martin Ros, bei Menck für den Geschäftsbereich Windenergie zuständig. Der Pfahldurchmesser für eine Fünf-Megawatt-Maschine in 30 Meter Wassertiefe würde diesen Rahmen sprengen. Möglicher Ausweg: „Wir könnten für die Rammarbeiten eine Art Pfahladapter bauen“, schlägt Ros vor, den müsse man sich ähnlich wie einen umgedrehten Trichter vorstellen. Wäre nur noch die Frage zu klären, wer die Investitionskosten für das Spezialwerkzeug übernimmt.

Zwar nicht über eine Riesenramme, dafür aber über eine seltene und begehrte Hubinsel zur Montage vonOffshore-Windparks verfügt die Hochtief Construction AG. Aber auch die ist nicht unendlich belastbar. „Wir haben das mal durchgerechnet“, sagt Michael Freisen, Projektleiter Offshore-Windenergie bei Hochtief in Bremen. „Monopiles für eine Fünf-MW-Anlage von Prokon Nord sind kein Problem, bei der Repower-Maschine dürfte das schon schwieriger werden und bei Enercon müssten wir passen.“ Das Monopile für eine so gewichtige Maschine wie die E-112 würde die Hubinsel erdrücken. So oder so ist Hochtief fest entschlossen in der deutschen Offshore-Windenergie mitzumischen. Bis auf Bau und Installation des Windmessmasts Amrumbank West war bisher jedoch nicht viel zu vermelden. „Wir nutzen die Zeit und bereiten uns auf die Herausforderung vor“, sagt Freisen.

 

1.800-Tonnen-Anker oder drei Beine

Vor der Küste des Nachbarn Dänemark steht bereits eine Reihe von Windanlagen auf besonders schwergewichtigen Gründungen. In Middelgrunden baute man beispielsweise im Jahr 2000 auf Gravitationsfundamente. Genauso wie vor der dänischen Küste in Vindeby, Tunø Knob und Nysted – allerdings in seichten zwei bis neun Metern Wassertiefe. Und auch der Stromkonzern Energi E2 stellte den Vorzeigewindpark Nysted auf die wuchtigen Fundamente der Per Aarsleff A/S mit Hauptsitz im dänischen Åbyhøj. E2 Windenergie-Leiter Per Hjelmsted beziffert die Fundamentkosten auf 18 Prozent der gesamten Projektausgaben. „Aarsleff war der günstigste Anbieter. Das liegt sicher auch daran, dass Beton heute so viel billiger ist als Stahl“, schätzt er. Da die Kolosse auf dem Meeresgrund ruhen, fallen die teuren Rammarbeiten weg. Allerdings müssten Schwerkraftfundamente für die Multimegawatt-Klasse in tiefen Gewässern gewaltig sein – und das heißt immer auch vom Material wie den Transportkosten. Zum Vergleich: Ein Schwerkraftfundament für eine Zwei-MW-Maschine in Middelgrunden bringt allein bereits 1.800 Tonnen auf die Waage.

Deutlich weniger Gewicht bei höherer Widerstandsfähigkeit bringt die Dreibeinkonstruktion des Tripod auf die Waage. Alexander Mitzlaff von der IMS Ingenieursgesellschaft Hamburg geht davon aus, dass ein Monopile für eine Fünf-MW-Maschine in 30 Meter Wassertiefe 950 Tonnen wiegen müsste. Das Tripod wäre 200 Tonnen leichter, was bei einem aktuellen Stahlpreis von rund 340 Euro pro Tonne immerhin knapp 70.000 Euro Preisunterschied für jede Anlage ausmacht. Der Kostenvorteil wird allerdings von der wesentlich aufwändigeren Entwicklung und Fertigung des Dreibeins gleich wieder verschlungen. Dennoch schwört Alexander Klemt vom Leeraner Entwickungsbüro OWT auf das Tripod. „Im Frühsommer 2006 wird die zweite Multibrid auf ein Tripod gesetzt - aber an Land“, verrät er. Eine kuriose Übung für den Schritt ins Wasser.

Repower will im Unterschied zur vorsichtigen Konkurrenz gleich mehrere Stufen mit einem Schritt nehmen: Nachdem die Hamburger in diesem Jahr den Prototyp ihrer 5M in Brunsbüttel auf festem Boden aufgestellt haben, wollen sie mit dem kanadischen Ölkonzern Talisman Energy schon im kommenden Jahr zwei Fünf-MW-Anlagen in 45 Meter tiefes Wasser 25 Kilometer vor der Ostküste Schottlands installieren. Das Windprojekt mit dem schönen Namen Beatrice wird aller Voraussicht nach auf Jacket-Fundamenten ruhen.

Über die Tragfähigkeit mache er sich wenig Sorgen, meint Repower-Offshoreexperte Marc Seidel: „Das ist doch nichts als solide Ingenieursarbeit.“ Wesentlich schwerer kalkulierbar sei für ihn dagegen der endgültige Preis für diese Fundament-Variante. „Wir befinden uns in der Forschungsphase. Es wird sich erst zeigen, ob wir mit dem Jacket auf dem richtigen Weg sind“, sagt er. Unterm Strich wird das Vierbein mit einem ähnlich hohen Materialeinsatz wie das Monopile und einer noch aufwändigeren Fertigung als beim Tripod zu den teuersten Fundamenttypen gehören. Dafür aber sicherlich auch zu den robustesten. Das könnte wiederum im Falle einer Kollision mit einem Schiff von Nachteil sein. Während damit gerechnet wird, dass ein Monopile beim Zusammenstoß sofort wegkippt, könnte das Jacket mit Verzögerung nachgeben und über dem Schiff zusammenbrechen.

 

Neuer Bucket-Versuch im nächsten Jahr

Über die fünfte Fundament-Variante, das Bucket, ist bislang wenig bekannt. Für den ostfriesischen Hersteller Enercon ist dieser Typ der Favorit. Der erste Auftritt vor der Küste von Wilhelmshaven war allerdings alles andere als eine Glanznummer. Das 16 Meter hohe Stahlfundament sollte eine Anlage der Multimegawatt-Klasse halten. Beim Aufbauversuch im April ist das Bucket aber verrutscht und beschädigt worden. Bodenexperte Werner Richwien von der Universität Essen hält es für möglich, dass die Gründungsverhältnisse falsch eingeschätzt wurden. „Wir haben es dort mit aufgefüllten Erosionsrinnen zu tun“, erklärt er. Der Boden sehe gleichmäßig aus, sei aber von sehr unterschiedlicher Beschaffenheit. Gleichzeitig kursieren Gerüchte, im Material hätten sich Risse gebildet, die das Vakuum aufgehoben und damit die Verrutschung ausgelöst hätten. 

Das Design des Bucket stammt von dem dänischen Fundamentspezialisten Bladt Industries A/S. Vertriebsmanager Morton Mork berichtet, dass das Fundament derzeit in Emden repariert und parallel dazu das Design im Hause Bladt in einigen Details optimiert werde. Trotz des Fehlversuches bleibt er optimistisch und geht davon aus, dass Enercon das reparierte Fundament nächstes Jahr ein zweites Mal installieren wird. „Das Bucket hat gegenüber allen anderen Fundamenten deutliche Vorteile“, erläutert Mork. Man könne auf Rammarbeiten verzichten, weil es mithilfe von Unterdruck praktisch in den Boden gesaugt werde. Die im Vergleich zu Tripod und Jacket simple Struktur mache die Produktion einfacher. Zudem sei weniger Stahl erforderlich als beispielsweise für ein vergleichbares Monopile-Fundament, was sich positiv auf den Rohstoffpreis und auf die Transportkosten auswirke.

 

Schwimmendes Vestas-Windrad

Viel belächelter Außenseiter unter den Verankerungen im Meer ist das schwimmende Fundament. Wenn es nach den zuständigen Designern gegangen wäre, hätte bereits zur HusumWind die erste Vestas-Maschine in 40 Meter Wassertiefe vor der Küste von Mecklenburg-Vorpommern schwimmen sollen. Dem Leeraner Planungsbüro Ventotec liegt die Genehmigung vor, die Statik ist geprüft, Wellen- und Eiskanaltests sind erfolgreich abgeschlossen. Das schwimmende Fundament lohne sich bereits ab einer Wassertiefe von 40 Metern, sagt Ventotec-Geschäftsführer Ralf Heinen: „Der große Vorteil ist, dass wir die Anlage komplett fertig stellen und dann erst an den Standort schleppen. Für Reparaturen können wir die Anlage dann in den Hafen holen.“ Damit ließe sich die kostenintensive Montage und Wartung auf dem Meer umgehen.

So exotisch wie es zunächst klingt, ist diese Gründungstechnik beileibe nicht: Ölbohrplattformen in 100 Meter Wassertiefe und mehr nutzen sie längst. Die Wissenschaft bleibt gleichwohl skeptisch. Stahlexperte Peter Schaumann von der Projektgruppe Gigawind an der Universität Hannover lehnt schwimmende Fundamente für die Windenergie ab: „Die an einer Windanlage auftretenden Lasten sind so enorm, dass man die Anlage unglaublich gut verankern müsste. Ich kann mir das nicht vorstellen.“

Gigawind wertet seit einiger Zeit die ersten Messergebnisse der Forschungsplattform Fino 1 aus (siehe Seite 42). Dort, so berichtet Schaumann, hat sich bereits gezeigt, dass die Lastberechnungen für das Jacket-Fundament der Plattform ziemlich genau mit den Messungen übereinstimmen. Da jedoch keine Windturbine auf der Plattform thront, lassen sich die Resultate nur teilweise nutzen.

Bleibt noch der Rückgriff auf bereits bestehende Projekte: Auch wenn Anlagengröße und Meerestiefe in Dänemark und Großbritannien nicht mit denen in Deutschland zu vergleichen sind, wäre ein internationaler Erfahrungsaustausch neben den derzeit laufenden Untersuchungen hilfreich. Nur lassen sich Anlagenhersteller und Windparkbetreiber wie GE Energy und Vestas ungern in die Karten schauen.

Am Ende hilft Deutschland wohl nur der Sprung ins kalte Wasser. „Wir müssen endlich selbst Anlagen ins Meer stellen, erst dann sind wir schlauer“, meint auch Cord Böker von Gigawind. Ins gleiche Horn bläst der Referatsleiter für Windenergie im Bundesumweltministerium, Udo Paschedag. „Wir müssen endlich loslegen“, erklärt er. Erst wenn die ersten Rotoren Strom an die Küste bringen, wird sich wirklich zeigen, welcher Fundamenttyp sich am ehesten rechnet.  

 

 

Fundamente aus den Hallen einer Werft

Die niederländische Smulders Groep hat bislang fast alle Offshore-Fundamente gebaut.

Im Jahr 2001 nahm eine Erfolgsgeschichte ihren Anfang. Damals übernahm die Smulders Groep aus Helmond in den Niederlanden die Hallen einer ehemaligen Werft im belgischen Hoboken bei Antwerpen. Erklärtes Ziel: Ein Stück vom aufkommenden Offshore-Windgeschäft durch den Bau von Fundamenten zu ergattern.

Die Niederländer haben sich auf die Verarbeitung von Stahl spezialisiert. Ihre Produktpalette reicht von Brücken und Kränen bis zu Rohrfundamenten für Offshore-Windturbinen, so genannten Monopiles.

Die Werft in Belgien war ein Glücksgriff für das 1.000-Mitarbeiter starke Unternehmen: Die 300 Meter lange und 20 Meter hohe Fertigungshalle liegt direkt am Fluss Schelde. Durch einzeln zu öffnende Dachzonen können die Monopile-Gründungen und deren Turmanbindungsstücke in die Halle gesetzt werden. Sobald die Rohre ihr Finish erhalten haben, die Fundamente mithilfe von Sandstrahlern von Rost befreit und mit einer Sprühlackierung versehen sind, werden sie auf demselben Weg wieder herausbefördert.

Smulders-Fundamente sind eine Kombination aus dem eigentlichen Pfahl, der in den Meeresboden gerammt wird, und dem selbst entwickelten Anschlussstück, das wie eine Jacke locker über das obere Ende des Pfahls geschoben wird. Dieser Anschluss soll Neigungen des Monopiles mit einem Winkel von bis zu 0,5 Grad kompensieren, falls das Fundament nicht 100prozentig vertikal in den Boden gerammt wurde. Jedes Monopile ragt nach der Installation einige Meter aus dem Wasser. Nach dem Ausrichten des Verbindungsstücks werden die beiden Komponenten mit einem Spezialkleber verpresst. Der Turm wird schließlich an den oberen Anschluss des Verbindungsstücks geschraubt. Das von Smulders entwickelte Anschlussstück verfügt über eine Service-Plattform, die separat produziert und installiert wird, sowie eine Aufstiegsleiter und weitere Kleinkomponenten.

Anfang 2002 kam der erste Großauftrag: 80 Monopiles für den dänischen Offshore-Windpark Horns Rev. Das war der Durchbruch für Smulders und zugleich der Beginn einer erfolgreichen Zusammenarbeit mit der Sif Group aus dem niederländischen Roermond. Das Formen und Schweißen dickwandiger Stahlröhren mit großem Durchmesser für Monopile-Fundamente sei vor dem Hintergrund des ökonomischen Materialeinsatzes eine Herausforderung, erklärt Offshore-Manager Arjen Schampers von Smulders: „Sif ist der größte Hersteller von stark beanspruchten Hochleistungs-Stahlrohren in Europa.“ Der Partner sei in der Lage, aus kalten Stahlplatten Rohre mit Wandstärken von bis zu 180 Millimetern und einem Durchmesser von bis zu acht Metern zu rollen. Nach Horns Rev gewann Smulders die Ausschreibungen für die Offshore-Parks Arklow Bank in Irland (2003, sieben 3,6 MW-Anlagen) sowie North Hoyle (2003, 30 Zwei-MW-Maschine) und Kentish Flats (2004, 30 Drei-MW-Maschinen) in Großbritannien. Mitte September haben Smulders-Monteure 30 Fundamente für den britischen Windpark Barrow (30 Drei-MW-Maschinen) fertig gestellt sowie ein Monopile, das den Hochspannungstransformator hält. Die 62 Meter langen Monopiles für Barrow messen 4,75 Meter im Durchmesser. Mit durchschnittlich 470 Tonnen Gewicht sind die Barrow-Fundamente die schwersten Komponenten, die je in Hoboken produziert wurden. Die in Arklow eingesetzten Pfähle sind dagegen „nur“ 40 Meter lang, dafür aber mit 5,1 Meter Rekorddurchmesser.

Nach derzeitiger Planung werden die beiden Fünf-MW-Anlagen von Repower für den Windpark Beatrice in 40 bis 44 Meter Wassertiefe auf Jacket-Fundamenten errichtet. Auf die Frage, wie ein Monopile unter den gleichen Bedingungen aussähe, antwortet Schampers vorsichtig: „Mein erster Eindruck, ohne alle Details zu kennen, geht dahin, dass die 5M im Windprojekt Beatrice Monopile-Gründungen mit einem Durchmesser von sieben bis acht Metern benötigen würden. So große Dimensionen sind, was das Know-how anbelangt, momentan jedoch eine Grauzone.“

Text: Eize de Vries

 

Sechs auf einen Streich

Sechs Fundamenttypen stehen zur Auswahl, um Windturbinen im Meeresboden zu verankern. Während sich Monopile und Gravitationsfundament bereits in dänischen und britischen Offshore-Windparks bewährt haben, bleiben die vier anderen Typen diesen Beweis noch schuldig. Das Fachwerkfundament des Jacket und das dreibeinige Tripod gelten als robust aber kostspielig in der Herstellung. Das Bucket soll voraussichtlich im kommenden Jahr die schwergewichtige Sechs-Megawatt-Turbine E-112 tragen, nachdem der erste Installationsversuch in diesem Frühjahr gescheitert ist. Und das schwimmende Fundament ist bereits für eine Vestas-Maschine ausgelegt. Wann die Konstruktion jedoch vor der Küste verankert wird, ist noch nicht abzusehen. Gespannt verfolgen Offshore-Planer derzeit die Versuche mit den sechs Varianten. Welches Konzept am Ende das stabilste und preiswerteste sein wird, bleibt abzuwarten.

 

Vorsicht Kolk: Damit die Anlagen nicht den Boden unter den Füßen verlieren

In der Nordsee rütteln in zehn Jahren rund 24.000 Wellen von bis zu zehn Metern und höher an den Offshore-Rotoren. Dabei wird der Meeresboden rund um die Gründungen permanent ausgespült. Das kann im schlimmsten Fall so weit gehen, dass die Konstruktion ihre Stabilität verliert. Dieses so genannte Kolk-Phänomen wird derzeit im Wellenkanal des Forschungszentrums Küste (FZK) in Hannover an einem Monopile-Modell erforscht.

Peter Dalhoff vom Germanischen Lloyd in Hamburg rechnet mit einer Kolk-Bildung vom rund 1,5-fachen des Fundamentdurchmessers. Er rät zu Wellenkanaltests, regelmäßigen Beobachtungen oder alternativ zur konservativen Kolk-Annahme eines rund 2,5-fachen Fundamentdurchmessers.

Um die Anlage vor dem Freispülen zu schützen, gibt es verschiedene Möglichkeiten: Bisher wurden meist Steine rund um das Fundament aufgeschüttet. Dabei besteht allerdings die Gefahr, dass Gestein die Gründung und die Netzanbindung beschädigt. Die Planer des Offshore-Windparks Butendiek präferieren nach ersten Testauswertungen den Einsatz von Sandsäcken rund um die Fundamente. Dritte Variante ist das Einberechnen des Kolks in die Gründungstiefe. Das heißt, das Fundament wird von vornherein so viel tiefer in den Boden gerammt, wie der Kolk es freisetzen würde.

Für welche der drei Varianten sich ein Offshore-Planer entscheidet, hängt auch von den Kosten ab. Angesichts hoher Stahlpreise ist das Verlängern der Fundamente keinesfalls die billigste Variante. Aber auch Steine und Sandsäcke sind teuer, was das Beispiel Butendiek zeigt: „Wir gehen bei den von uns geplanten 80 Anlagen von Kosten in zweistelliger Millionenhöhe allein für den Kolkschutz aus“, verrät Butendiek-Planer Wolfgang Paulsen. Dafür verlieren die Anlagen dann aber auch nicht den Boden unter den Füßen.

 

Dieser Artikel ist erschienen in: NE 10/2005

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