Discription of Bracing over Top Zusammenfassung



Verankerung und Abspannung von Windturbinen in Windparks:

Die Grenzen der Offshore Windparks liegen im Aufwand der Fundamentierung der Windturbinen. Die Ursache liegt an der großen Belastung durch die Windkraft der freistehenden Pylone. Kosten von bis zu 25% der Gesamtanlage fließen in die Fundamente, Aufstellung und Transport derselben.
Bei größeren Tiefen ist der Offshore Windpark derzeit unwirtschaftlich auf Grund der aufwändigen Fundamente. Dies liegt daran, dass das Biegemoment auf das Fundament bei zusätzlicher Tiefe anwächst.
Die vorliegende Anmeldung hat sich zur Aufgabe gestellt diese hohen Kosten bei Offshore Anlagen wesentlich zu reduzieren. Dies ist dadurch möglich, dass durch die Abspannung keine wesentlichen Biegemomente auf das Fundament wirken. Das Fundament wird auf reine Druck -  Belastung reduziert. 
Das um 75% reduzierte Biegemoment wirkt sich auf die Schlankheit der Türme aus.
Zusätzlich ergibt sich ein besserer Wirkungsgrad bei Neigung der Propellerachse, sodass die Luftströmung zu Boden gelenkt wird.
Bei der Verwendung von drehbaren Türmen ergibt sich eine verbesserte Anströmung des Propellers. Die drehbaren Türme werden im Topp mit Lager versehen sind an denen die Abspannung angreift und sind am Boden mit hydrostatischer Schmierung ausgestattet. Dadurch kann der Turm als strömungsgünstiger flacher Flügel ausgebildet werden. Geringere Anströmfläche und laminare Anströmung des nun hinten angebrachten Propellers sind die Ursache. Dies hebt bei weiten die zusätzliche Anströmfläche durch den aufgesetzten Turm auf.
Darüber hinaus bieten sich Vorteile zur Verbesserung der Windenergie Nutzung und der Möglichkeit Photovoltaik Anlagen zu installieren. Der volle Vorteil der neuen Verankerung ergibt sich bei Neugestaltung der Türme von Windturbinen. Es gibt auch Vorschläge bestehende Windparks damit nachträglich auszustatten.
Ergänzung von bestehenden Windparks mit Aufsatztürmen
Ergänzung mit Solaranlagen für bestehenden Windparks mit Aufsatztürmen
Onshore  Neuanlagen,Offshore Neuanlagen für größere Meerestiefen


Ausführungsformen der Fundamente:

Die Ausführung der Fundamente bei auskragenden Türmen hängt im Wesentlichen von der Lage also entweder Offshore oder Onshore, den Bodenbeschaffenheiten und der Größe der Windturbinen ab.

Bei Schwerkraftgründungen werden die Anlagen durch das Gewicht des Fundamentes am Meeresboden fixiert. Diese Methode kommt von der Brückenbautechnik: Senkkästen werden an der Küste in einem Trockendock aus Stahl und Beton gebaut, zum Errichtungsstandort per Schiff hinausgezogen und nach dem Absenken auf den Meeresboden mit Kies und Sand gefüllt. Ein Vorteil der Betonsenkkästen ist der große Widerstand bei Eisgang. Nachteile sind die hohen Kosten bei größeren Tiefen.
Die Schwerkraftgründungen sind bisher nur in flachen Gewässern mit niedriger Wassertiefe (< 10 m) erprobt und sind für größere Tiefen unwirtschaftlich.
Monopile- Konstruktionen aus Stahl sind die einfachste Methode für Offshore- Fundamente. Sie bestehen aus Stahlrohren, die in den Meeresboden eingetrieben werden. Diese Methode ist für die 2 MW bis 3 MW-Klasse in Wassertiefen bis circa 20 Metern und für die 3 MW bis 5 MW-Klasse in Wassertiefen bis ungefähr 15 Metern besonders wirtschaftlich. Sie können relativ einfach und schnell installiert werden. Jedoch werden für die Errichtung schwere Rammgeräte benötigt
Tripod- Quadripod- oder Gitterturmkonstruktionen sind für größere Tiefen (> 20 Meter) und Anlagenleistungen (< 5 MW) erforderlich. Diese Methode wurde vom Bau von Ölbohrplattformen abgeleitet.
Der Turm der Windenergieanlage ist mit einem Stahlrohrrahmen verbunden und verteilt die Kräfte auf mehrere Beine oder einen Gitterturm. Diese können entweder mit einer Pfahlgründung oder mit einer Schwerkraftgründung am Meeresboden verankert werden.
Für die Pfahlgründung können erheblich kleinere Querschnitte als beim Monopile verwendet werden. Dies macht die Rammarbeiten wesentlich einfacher.
Bucket Fundament
Dieses Fundament besteht aus einem nach unten geöffneten Stahlzylinder. Dieser Zylinder wird auf den Meeresboden gesetzt und anschließend leergepumpt. Der so im Inneren des Fundaments erzeugte Unterdruck saugt das Fundament  in den Meeresboden.
Das Bucket-Fundament (bucket – engl.: Eimer) eignet sich nur für homogene Böden. Für das Aufstellen sind keine Rammarbeiten notwendig. Dies macht diese Fundamentbauweise besonders umweltschonend. Nach Ablauf der Lebensdauer der Anlage lässt es sich sehr einfach durch Einpumpen von Luft wieder demontieren.

Schwimmendes Fundament
Für Wassertiefen von mehr als 50 Metern sind Fundamente, die mit dem Meeresboden fest verankert sind, für Windenergieanlagen schwer zu realisieren. Daher liegt der Gedanke nahe, schwimmende Fundamente zu entwickeln.
Ein Schwimmkörper ist über Seile mit dem Meeresboden verankert. In der Ölindustrie gibt es bereits Erfahrungen mit solchen Fundamenten.


Windkräfte

Kräfte Momente Verluste: Wie alle Maschinen erreichen auch reale Windkraftanlagen das theoretische Maximum nicht. Aerodynamische Verluste ergeben sich durch Luftreibung an den Blättern, durch Wirbelschleppen an den Blattspitzen und durch Drall im Nachlauf des Rotors. Bei modernen Anlagen reduzieren diese Verluste den Leistungsbeiwert von cP,Betz ≈ 0,593 auf cP = 0,4 bis 0,5. Von den genannten 320 W/m² (bei 17m/s) sind also bis zu 160 W/m² zu erwarten. Ein Rotor mit 113 m Durchmesser (10.000 m² Fläche) gibt dann 1,6 Megawatt (Näherungsweise = v³) an die Welle ab. Zur Berechnung der Leistung am Netzanschluss müssen zusätzlich noch die Wirkungsgrade aller mechanischen und elektrischen Maschinenteile berücksichtigt werden.
Der Freiträger oder auskragende Träger wird durch die Windreaktionskraft F belastet. Das Biegemoment berechnet sich aus Höhe H x F. Dieses Biegemoment ist alleine vom Fundament zu übernehmen. Bei einem Rotordurchmesser von 113m ergibt sich eine Fläche von 10.000m².
Bei einer Windgeschwindigkeit von 17m/s (60km/h) ergibt sich ca. eine Windkraft von 290 N/m² (Näherungsweise = v²). Also gesamt 2,9 Million Newton also ca. 290 t. Bei 100m Nabenhöhe also ein Biegemoment von 290 MNm.




Nachteile beim Stand der Technik:

Trotz zahlreicher Vorschläge die Fundamente durch Abspannungen zu verbilligen sind die Grenzen der Wirtschaftlich erreicht.

Vorteile der vorliegenden Erfindung:

Der gelenkig gelagerte Turm (freiaufliegend) ist wohl doppelt so hoch wie beim derzeitigen Stand der Technik, wird aber nur mit halb so hohem Biegemoment belastet. Die Grenzen liegen in szul  (bei 300 N/mm²  oder 300.000.000 N/m² = 300 MN/m²)des Werkstoffes für Stahl.
Das maximale Biegemoment ergibt sich aus M = W . szul . Beim Vergleich für gleichbleibendes szul  und halbem M ergibt sich für den neuen Turm das halbe Wiederstandsmoment. Für  eine Rohr ergibt sich r = (W / (p . s))-² (Näherung bei dünnen Wandstärken W =  p . s . r²).

Dies gilt nur für einen Rotor. Die Windkräfte müssen also pro Rotor abgestützt werden.


Turbinenturm:

Um einen Durchhang von 100m zu ermöglichen ist es notwendig mit der Seilaufhängung über den Rotor zu gehen. Dies führt zu einem Konzept mit Aufhängung des Turbinengehäuses mittels Laufring rund um den Turm.
Die enormen Betonmassen für das Fundament können dann jedoch reduziert werden, da die Türme im Windpark ja über Seile miteinander verbunden sind. Das Fundament des Turmes lediglich die Vertikallasten tragen muss. Die seitliche Abspannung des gesamten Seilnetzes übernehmen dann die Horizontalkräfte aus der Windbelastung. Es gibt Konzepte mit Abspannungen (siehe Stand der Technik 6), wobei die Seile jedoch unterhalb des Rotordurchmessers am Turm angreifen. Damit ergeben sich wesentlich höhere Horizontalkräfte.
Durch die Abspannung aller Türme über eine Seilkonstruktion und die gelenkige Lagerung der Türme werden Fundamentkosten eingespart. Eigentlich genügen Platten, die am Boden aufgelegt werden, um die Vertikallast abzufangen. Biegemomente, die ja zu riesigen Fundamenten führen, treten ja nur innerhalb des Turmes auf und belasten nicht das Fundament.
Dieses neue Turmkonzept wird wesentliche Kosten in Richtung:
Fundament ,
Reduzierung der Biegesteifigkeit des Turmes,
einsparen.
Weiter ergibt sich die Nutzung
der zusätzlichen Solarenergie im Windpark und
des Windleiteffektes der Folien für besseren Wirkungsgrad der Rotoren. Vermeiden des „Hochströmens“ des Windes. (Siehe Stand der Technik  6)
Wird die Seilkonstruktion an den Abspannstellen verkürzbar und verlängerbar ausgeführt, können alle Türme vom Wind weggeneigt und die Rotoren nach unten geneigt werden, und der Nutzen der in WO2004/011799  angeführten Windleitung nach unten wird umgesetzt. Werden die Türme über ein kugelförmiges Axiallager mit hydrostatischer Schmierung ausgestattet (Aufschwimmen), können die Türme vom seilgestützten Topplager aus gedreht werden. Falls die Gondel in der Höhe verstellbar ausgeführt wird, werden Vorteile wie Anpassung an die Windsituation verbessert, Service- und Montagearbeit vereinfacht.


Stand der Technik
Ausführungsformen der Abspannung

Abspannungen sind derzeit nur bis unterhalb des Laufkreises der Rotoren möglich. Damit wird der Hebelarm zum Angriff der Windkraft sehr klein und die Spannkraft sehr hoch
Stand der Technik 6 in WO03098038 stellt einen Turm gelenkig gelagert mit einem Lager 13 am Boden stehend mit Abspannung 17, die unterhalb der Rotorblätter am Turm 18 angreift.
Die Stand der Technik 7, WO2004/011799  löst das Problem des Ausweichens des Windes nach oben zusammen mit der Verlangsamung der Windgeschwindigkeit mittels Neigung der Windräder. Der vorliegende Vorschlag nutzt die ausrollbaren großflächigen Planen als Leitwerk zum Lenken des Windes in den Bereich der Windräder.

Die Stand der Technik 8, EP2604501 zeigt die Verankerung von Windrädern mittels Abspannung unterhalb des Rotorbereiches. Vorliegend wird vorgeschlagen, den Turm über die Gondel weiterzuführen und die Abspannung oberhalb der Turbinen zu gestalten.

Als Stand der Technik 9 gilt das Aufsetzen der Gondel auf den Turm. Ein Vorschlag zur Weiterführung des Turmes über die obere Spitze der Turbine wurde in den Dokumenten noch nicht gefunden.
Stand der Technik 10 mit auskragendem Turm. Angedeutet ist unterhalb des Rotors eine Seilabspannung (79). Diese wird jedoch wegen des geringen Durchhanges und der Nähe zum Wasser wenig Effekte auf die Reduzierung der Biegemomente bewirken und auch für die Anbringung von Solareinrichtung nicht geeignet sein.


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