umwelt-online: Archivdatei 2005 Richtlinie für Windenergieanlagen; Einwirkungen und Standsicherheitsnachweise für Turm und Gründung (1)

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zur aktuellen Fassung

Bek. d. MS - 53.2-24 011 -
- VORIS 21072 - Fassung März 2004

Eingeführt in Rheinland-Pfalz als "Technische Baubestimung" unter Berücksichtigung der landesspezifischen Anforderungen

1 Geltungsbereich

Diese Richtlinie gilt für die Nachweise der Standsicherheit des Turmes und der Gründung von Windenergieanlagen. Sie enthält zugleich, basierend auf den Festlegungen von DIN EN 61400-1:2004, Regelungen über Einwirkungen auf die gesamte Windenergieanlage einschließlich der zugehörigen Sicherheitsbeiwerte, die der Ermittlung der aus der Maschine auf den Turm und die Gründung wirkenden Schnittgrößen (siehe Abschnitt 8.2.3) zu deren Beurteilung zugrunde zu legen sind. Die Beurteilung der Maschine selbst ist nicht Gegenstand dieser Richtlinie.

Für die Sicherheitsanforderungen an die Maschine gilt DIN EN 61400-1:2004.

Windenergieanlagen, deren überstrichene Rotorfläche kleiner als 40 m² ist und die eine Spannung erzeugen, die unter 1000 V Wechselspannung oder 1500 V Gleichspannung liegt, dürfen nach DIN EN 61400-2 nachgewiesen werden.

Insbesondere muss das Sicherheitssystem zwei oder mehrere Bremssysteme enthalten (mechanisch, elektrisch oder aerodynamisch), die geeignet sind, den Rotor aus jedem Betriebszustand in den Stillstand oder Leerlauf zu bringen.

Konstruktion, Bemessung und Ausführung des Turmes und der Gründung von Windenergieanlagen richten sich nach den einschlägigen Technischen Baubestimmungen für vergleichbare Konstruktionen, wie Antennentragwerke, Schornsteine, Masten u.ä., sofern in dieser Richtlinie keine anderen Regelungen getroffen werden.

Außerdem werden Anforderungen bezüglich Inspektion und Wartung der Anlage gestellt, damit die Standsicherheit des Turmes und der Gründung über die vorgesehene Entwurfslebensdauer sichergestellt ist.

Die Richtlinie berücksichtigt nicht die Besonderheiten von Windenergieanlagen, die im offenen Wasser von Nord- und Ostsee errichtet werden (Offshore-Anlagen).

2 Begriffe und Bezeichnungen

2.1 Begriffe

Die Definitionen der folgenden Begriffe sind im Zusammenhang mit den Regeln dieser Richtlinie zu verstehen. Sie können u.U. von den in Energieertragsberechnungen und in anderen Regelwerken verwendeten Definitionen abweichen.

• Windenergieanlage (WEA)
  Anlage, die die kinetische Energie des Windes in elektrische Energie umwandelt
• Turm
  Teil einer Windenergieanlage, der die Maschine trägt, einschließlich eventueller Abspannungen
• Maschine
  Der auf dem Turm angeordnete maschinentechnische Teil der Windenergieanlage,
  hierzu zählen u.a. die Rotorblätter sowie die Nabe, die Welle, das Getriebe, die regelungs- und elektrotechnischen Komponenten, der Generator, die Lager und die Bremsen
• Entwurfslebensdauer
  die der Auslegung der Windenergieanlage zugrunde gelegte rechnerische Zeitdauer ¹
• Nennleistung ²
  maximale Dauerleistung, die sich aus der Leistungskurve ergibt
• Nenndrehzahln_R
  Drehzahl des Rotors pro Minute, bei der bei Nennwindgeschwindigkeit die Nennleistung erreicht wird
• Leerlauf
  betriebsbereiter Zustand einer Windenergieanlage ohne Leistungsabgabe, bei dem sich der Rotor langsam dreht
• mittlere Windgeschwindigkeit v_m
  die über eine Zeitspanne von 10 Minuten gemittelte Windgeschwindigkeit
• 50-Jahres-Wind v_m50
  mittlere Windgeschwindigkeit, die statistisch im Mittel einmal in 50 Jahren erreicht oder überschritten wird (entspricht einer jährlichen Überschreitungswahrscheinlichkeit von 0,02)
• Referenzgeschwindigkeit v_ref ³
  50-Jahres-Wind in 10 m Höhe in ebenem offenen Gelände
• 1-Jahres-Wind v_m1
  mittlere Windgeschwindigkeit, die statistisch im Mittel jährlich einmal erreicht oder überschritten wird
• Jahresmittel der Windgeschwindigkeit v_ave
  über mehrere Jahre gemittelte Windgeschwindigkeit
• 50-Jahres-Bö v_e50
  über 3 s gemittelte Windgeschwindigkeit, die statistisch im Mittel einmal in 50 Jahren erreicht oder überschritten wird
• 1-Jahres-Bö v_e1
  über 3 s gemittelte Windgeschwindigkeit, die statistisch im Mittel jährlich einmal erreicht oder überschritten wird
• Nennwindgeschwindigkeit v_r ⁴
  die kleinste mittlere Windgeschwindigkeit, bei der die Nennleistung erreicht wird
• Einschaltwindgeschwindigkeit v_in
  die kleinste mittlere Windgeschwindigkeit, bei der die Windenergieanlage betrieben wird
• Abschaltwindgeschwindigkeit v_out
  die größte mittlere Windgeschwindigkeit, bei der die Windenergieanlage betrieben wird
• Böreaktionsfaktor G
  Verhältniswert der statischen Ersatzlast bezogen auf die der mittleren Windgeschwindigkeit zugehörige Windlast

2.2 Bezeichnungen

3 Bautechnische Unterlagen

Zu den bautechnischen Unterlagen gehören:

Außerdem müssen für Windenergieanlagen folgende Unterlagen vorliegen:

Weitere Unterlagen, die von dem Sachverständigen des Maschinengutachtens begutachtet sein müssen:

4 Technische Baubestimmungen

Sofern in dieser Richtlinie nicht anderes bestimmt ist, gelten die Technischen Baubestimmungen, insbesondere hinsichtlich der Einwirkungen DIN 1055-1 und DIN 1055-4 ⁵, für Stahlkonstruktionen die Grundnormen der Normenreihe DIN 18800 und die Fachnormen DIN 4131 und DIN 4133, für Stahlbeton- und Spannbetonkonstruktionen die Normenreihe DIN 1045 und DIN 4228, sowie für den Baugrund DIN 1054.

Die Regelungen dieser Richtlinie verweisen auf die jeweiligen DIN-Normen. Alter-nativ dürfen an ihrer .Stelle auch die entsprechenden bauaufsichtlich eingeführten Eurocodes (ENV) in Verbindung mit den zugehörigen Nationalen Anwendungsdokumenten (NAD) für Deutschland angewendet werden. Sofern in dieser Richtlinie nicht anderes bestimmt ist (siehe z.B. 10.1.3 und 10.1.4), ist eine Mischung mit den nationalen Regelungen nicht zulässig.

5 Werkstoffe

Es dürfen nur Werkstoffe verwendet werden, die den Technischen Baubestimmungen entsprechen. Die Verwendung anderer Werkstoffe bedarf nach den bauaufsichtlichen Vorschriften eines besonderen Nachweises der Verwendbarkeit, z.B. durch eine allgemeine bauaufsichtliche Zulassung oder durch eine Zustimmung im Einzelfall.

6 Einwirkungen

6.1 Allgemeines

Einwirkungen auf die Windenergieanlage sind entsprechend DIN EN 61400-1:2004 anzunehmen. Ergänzend sind weitere Einwirkungen nach Abschnitt 6 zu berücksichtigen.

6.2 Trägheits- und Gravitationslasten

6.2.1 Ständige Gravitationslasten (Eigenlasten)

Die charakteristischen Werte der Eigenlasten sind mit den Rechenwerten nach DIN 1055-1 zu ermitteln. Werden Werkstoffe verwendet, die nicht in diesen Normen enthalten sind, so sind deren tatsächliche Wichten der Lastermittlung zugrunde zu legen.

6.2.2 Kreiselkräfte

Bei Anlagen mit motorischer Nachführung können Kreiselkräfte in der Regel vernachlässigt werden, wenn die Nachführgeschwindigkeit maximal 15/R in °/s und die Beschleunigung des Nachführantriebes nicht mehr als 450/R² in °/s² beträgt. Dabei ist R der Radius des Rotors in m.

6.2.3 Trägheitskräfte aus Massenexzentrizitäten

Die für die Rotorfertigung festgelegten maximalen Massen- und aerodynamischen Unwuchten sind zu berücksichtigen.

Außerdem sind die zusätzlichen Trägheitskräfte aus Massenexzentrizitäten infolge Eislasten für den Fall zu ermitteln, dass 1 Rotorblatt nicht vereist ist (siehe Abschnitt 6.4.6), sofern der Betrieb unter Eislasten nicht sicher ausgeschlossen werden kann.

6.2.4 Erdbeben

Einwirkungen aus Erdbeben brauchen im Allgemeinen nicht berücksichtigt zu werden. Ausgenommen sind Windenergieanlagen in den Erdbebenzonen 3 und 4 nach DIN 4149-1, wenn aufgrund ihres Aufstellortes mit einer Gefährdung von Personen zu rechnen ist.

6.3 Aerodynamische Lasten

6.3.1 Allgemeines

Die aerodynamischen Lasten sind nach DIN 1055-4 ⁶ unter Berücksichtigung der besonderen Festlegungen von DIN EN 61400-1:2004 und dieser Richtlinie zu ermitteln.

Als Rechenwert für die Luftdichte darf abweichend von DIN 1055-4 ρ = 1,225 kg/m³ angenommen werden.

Die Windgeschwindigkeit ist unabhängig von der Himmelsrichtung wirkend anzunehmen.

6.3.2 Windbedingungen

Die am Standort der Windenergieanlage anzunehmenden Windgeschwindigkeiten des 50-Jahres-Windes, v_m50(z), und der 50-Jahres-Bö, v_e50(z), sind nach DIN 1055-4 ⁶ zu ermitteln.

Mit den Festlegungen von v_m50(z) und v_e50(z) nach DIN 1055-4 ⁶ gilt die entsprechende Beziehung zwischen diesen beiden Windgeschwindigkeiten nach DIN EN 61400-1:2004 nicht mehr. Dies trifft auch auf den Nachweis der maschinentechnischen Komponenten zu.

ANMERKUNG:

Es ist zu beachten, dass in DIN EN 61400-1:2004 die Windgeschwindigkeit v_m50(h) als Bezugswindgeschwindigkeit V_ref bezeichnet wird.

Das Jahresmittel der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe, v_ave, ist nach Gleichung (1) anzunehmen, sofern standortspezifisch keine geringeren Werte nachgewiesen werden.

Die Werte für den 1-Jahres-Wind, v_m1(z), und die 1-Jahres-Bö, v_e1(z), ermitteln sich aus dem 50-Jahres-Wind, v_m50(z), bzw. der 50-Jahres-Bö, v_e50(z), jeweils durch Multiplikation mit dem Faktor 0,8.

Die Windenergieanlage ist bei typenberechnungen mindestens für Windzone 2 auszulegen. Außerdem ist die Anlage mindestens für die Turbulenzintensität der Turbulenzkategorie a nach DIN EN 61400-1:2004 nachzuweisen.

6.3.3 Einflüsse benachbarter baulicher Anlagen auf die Windlasten

Standortspezifisch ist zu untersuchen, ob durch lokale Turbulenzerhöhungen infolge der Einflüsse benachbarter Windenergieanlagen eine höhere Turbulenzintensität vorliegt als die, die der Auslegung der benachbarten Anlagen zugrunde liegt.

Die Erhöhung der Umgebungsturbulenz am Standort einer Windenergieanlage durch benachbarte Windenergieanlagen kann nach dem in Anhang a angegebenen Verfahren ermittelt werden.

Die auf die Windenergieanlage einwirkenden Lasten sind mit den auf diesen Werten beruhenden Windparametern zu ermitteln.

ANMERKUNG:
Eine gegenüber den Auslegungsparametern erhöhte Turbulenzintensität erfordert auch erneute Nachweise für maschinentechnische Teile der Windenergieanlage.

Eine Erhöhung braucht nicht berücksichtigt zu werden, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind:

Dabei ist:

Für Zwischenwerte von v_m50(h) ist a linear zu interpolieren.

6.3.4 Windlasten für den Zustand während der Montage oder der Wartung

Für die Untersuchung der Zustände während der Montage dürfen die Windgeschwindigkeit v_m50(z) bzw. der Geschwindigkeitsdruck, der sich aus der Windgeschwindigkeit ergibt, in Abhängigkeit von der Dauer dieses Zustandes sowie ggf. der gewählten Schutzmaßnahmen nach DIN 1055-4 ⁷ reduziert werden.

Für die Untersuchung der Wartungszustände muss die maximal zulässige mittlere Windgeschwindigkeit vom Hersteller angegeben werden. Zusätzlich zur mittleren Windgeschwindigkeit ist die Turbulenz des Windes oder eine Böenwindgeschwindigkeit von 9 m/s beim rechnerischen Nachweis zu berücksichtigen. Es ist sicherzustellen, dass die Wartungsarbeiten nur bis zu der vom Hersteller angegebenen maximalen mittleren Windgeschwindigkeit durchgeführt werden.

6.3.5 Windlast bei Eisansatz

Bei Eisansatz ist die Windlast auf die durch den allseitigen Eisansatz (siehe DIN 1055-5) vergrößerte Bezugsfläche des Tragwerkes und der Abspannseile zu ermitteln. Bei Fachwerken sind die aerodynamischen Kraftbeiwerte dem durch die Vereisung veränderten Völligkeitsgrad entsprechend anzusetzen.

6.3.6 Einwirkungen aus Wirbelablösungen

Einwirkungen aus Wirbelablösungen können insbesondere bei Türmen mit kreisförmigen oder annähernd kreisförmigen Querschnitten zu Schwingungen rechtwinklig zur Windrichtung (Querschwingungen) führen, siehe Abschnitt 8.4.

6.4 Sonstige Einwirkungen

6.4.1 Imperfektionen, Einwirkungen aus ungleichmäßigen Setzungen

Außer den elastischen Verformungen der Tragkonstruktion und des Baugrunds unter Einwirkung der äußeren Lasten sind folgende ungewollte Abweichungen der Turmachse von der Lotrechten als ständige Einwirkungen zu berücksichtigen:

• Schiefstellung der Turmachse mit 5 mm/m zur Erfassung von Herstellungs- und Montageungenauigkeiten und Einflüssen aus einseitiger Sonneneinstrahlung.
• Schiefstellung infolge ungleichmäßiger Setzungen des Baugrunds oder Änderung der Stützbedingungen. ⁸

6.4.2 Vorspannkraft

Für die Vorspannkraft abgespannter Systeme gelten die Regelungen nach DIN 4131.

Hinsichtlich der Vorspannung von Betonkonstruktionen ist DIN 1045-1 zu berücksichtigen.

6.4.3 Erddruck

Ungünstig wirkende resultierende Erddrücke, (z.B. bei Hanglagen) sind zu berücksichtigen.

6.4.4 Sohlwasserdruck

Ungünstig wirkende Sohlwasserdrücke sind zu berücksichtigen. Falls keine anderen Werte belegt werden, ist ein Bemessungswasserstand in Höhe der Geländeoberkante anzusetzen. In Überschwemmungsgebieten sind entsprechend höhere Wasserstände zu berücksichtigen. Bei typenberechnungen ist der zugrunde gelegte Bemessungswasserstand in den Planunterlagen anzugeben.

6.4.5 Wärmeeinwirkung

Als Schwankungen des konstanten Temperaturanteils sind ± 35 K gegenüber einer Aufstelltemperatur von + 15 °C anzusetzen.

Bei Türmen aus Stahl brauchen Wärmeeinwirkungen infolge einseitiger Sonneneinstrahlung nicht gesondert berücksichtigt zu werden. Abschnitt 6.4.1 bleibt davon unberührt. Bei Türmen aus Stahl- oder Spannbeton ist gemäß DIN 1055-7 ein über den Umfang konstant wirkender, über die Wanddicke linear veränderlicher Temperaturanteil von ΔT_M = 15 K, sowie ein über einen Umfangssektor von 180° cosinusförmig wirkender, über die Wanddicke konstanter Temperaturanteil von ΔT_N = 15 K anzusetzen.

6.4.6 Eislasten

Bei stillstehenden Anlagen sind die Eislasten für alle der Witterung ausgesetzten Konstruktionsteile nach DIN 1055-5 zu ermitteln.

Sofern der Betrieb unter Eislasten nicht sicher ausgeschlossen werden kann, ist der Eisansatz an den Rotorblättern durch eine über die Länge des Rotorblattes verteilt anzunehmende Masse m_E(ξ ) nach Bild 1 und Gleichung (2) zu berücksichtigen. Die Eismasse ist als an der Profilvorderkante des Rotorblattes wirkend anzunehmen.

Dabei ist:

Bild 1: Eisansatz an Rotorblättern bei Anlagen in Betrieb

7 Einwirkungskombinationen

Zur Ermittlung der Beanspruchungen sind die in DIN EN 61400-1:2004 aufgeführten äußeren Bedingungen und Einwirkungen unter Berücksichtigung der zusätzlichen Festlegungen in Abschnitt 6 gemäß Tabelle 1 mit den in Abschnitt 7.4 von DIN EN 61400-1:2004 beschriebenen Betriebsbedingungen zu kombinieren.

ANMERKUNG:

Nachstehende Tabelle 1 entspricht Tabelle 2 von DIN EN 61400-1:2004, erweitert um zusätzlich zu berücksichtigende Einwirkungskombinationen

Mit den entsprechend Tabelle 1 zugeordneten Gruppen der Einwirkungskombinationen sind die jeweils anzuwendenden Teilsicherheitsbeiwerte nach Tabelle 3 definiert.

Für die mit F (Fatigue, Ermüdung) bezeichneten Gruppen der Einwirkungskombinationen ist nur der Ermüdungssicherheitsnachweis zu führen. Hierbei sind die Einwirkungen der einzelnen Betriebszustände zu akkumulieren.

Die Einwirkungskombinationen der Gruppen N (Normal und Extrem), a (Außergewöhnlich) und T (Transport und Errichtung) sind getrennt zu untersuchen.

Die Bezeichnungen in Tabelle 1 bedeuten:

Index 1 oder 50 bei den Windbedingungen EOG und EDC bedeuten Wiederkehrperiode 1 Jahr bzw. 50 Jahre.

Das Extreme Windgeschwindigkeitsmodell (EWM) wird in Form eines turbulenten Extremwindmodells, basierend auf der mittleren Windgeschwindigkeit (50-Jahreswind/1-Jahreswind), und alternativ in Form eines stationären Extremwindmodells, basierend auf der Böenwindgeschwindigkeit (50 Jahresbö/1-Jahresbö) angegeben. Das stationäre Extremwindmodell darf nur bei nach DIN 1055-4 ⁹ nicht schwingungsanfälligen Turmkonstruktionen angewendet werden.

Die Windturbulenzmodelle können wie folgt realisiert werden:

1. Alternative:

Es sind 3 repräsentative Berechnungen mit unterschiedlichen Realisierungen des turbulenten Windfeldes (verschiedene Wind-Seeds) vorzulegen. Es muss gezeigt werden, dass das gleitende 3 s-Mittel der Zeitreihe der Windgeschwindigkeit den geforderten Wert der 50-Jahresbö/1-Jahresbö einmal in jeder der 3 Simulationen an irgendeiner Stelle der Rotorkreisfläche erfüllt. Gleichzeitig ist nachzuweisen, dass die statistischen Kennwerte des turbulenten Windfeldes für alle 3 Zeitreihen die Anforderungen nach DIN EN 61400-1:2004 erfüllen.

2. Alternative:

Es sind 3 repräsentative Berechnungen mit unterschiedlichen Realisierungen des turbulenten Windfeldes (verschiedene Wind-Seeds) vorzulegen. Es muss gezeigt werden, dass das gleitende 3 s-Mittel der Zeitreihe der Windgeschwindigkeit den geforderten Wert der 50-Jahresbö/1-Jahresbö in jeder der 3 Simulationen für mindestens 3 Punkte an nicht benachbarten Orten innerhalb der Rotorkreisfläche erfüllt. Der Nachweis der statistischen Eigenschaften des Windgeschwindigkeitsfeldes nach DIN EN 61400-1:2004 ist dann nicht erforderlich.

ANMERKUNG:

Für beide Alternativen sollten die 3 repräsentativen Simulationen aus einer größeren Anzahl von Simulationen, z.B. 10, ausgewählt werden.

Tabelle 1: Einwirkungskombinationen

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