Große Multi-Megawatt-Windenergieanlagen sind schlanke und hochdynamische Systeme. Die Rotoren sind aeroelastischen Wechselwirkungen mit der Anströmung ausgesetzt und interagieren dynamisch mit den Turm-, Gondel- und Tragstruktur-Subsystemen. Die gekoppelten Schwingungen sind hochkomplex und werden in der Auslegung von Windenergieanlagen mit Simulationswerkzeugen, die üblicherweise auf Mehrkörper-Formulierungen und Balkentheorie basieren, im Zeit- oder Frequenzbereich erfasst. Für zukünftige Anlagengenerationen wird erwartet, dass ihre dynamische Reaktivität durch die immer größeren Rotorabmessungen deutlich steigt, was ein erhöhtes Risiko exzessiver Schwingungen (durch schwach oder negativ gedämpfte Eigenschwingungen in kritischen Betriebspunkten), bei denen sich Anlagen unkontrolliert aufschwingen, mit sich bringt. Außerdem ist davon auszugehen, dass die Interaktion von Bauteilen aufgrund der abnehmenden Eigenfrequenzen in erhöhtem Maße zunehmen und sich konstruktiv nicht vermeiden lassen. Die Kombination aus schwacher aeroelastischer Dämpfung mit Resonanzen führt zu einem schwer vorherzusagenden Verhalten der Gesamtanlage und bedarf detaillierter Simulationen. Gleichzeitig unterscheiden sich verfügbare Simulationswerkzeuge in bekannter oder auch unbekannter Weise in der internen Umsetzung von Modellen, in der Verfügbarkeit von Modellen oder Modelldetails und teilweise in der Art der Modelle. Das vorliegende Forschungsvorhaben befasst sich mit der Fragestellung, in welchem Maß diese Unterschiede zu Unsicherheiten in der Prognose schwach oder negativ gedämpfter, grenzstabiler Zustände führen. Zur Quantifikation der Prognoseunsicherheiten werden im Konsortium Simulationen im Zeitbereich mit unterschiedlichen Tools durchgeführt und die Ergebnisse entsprechend zusammengebracht. Dieses Teilprojekt befasst sich mit Simulationen und deren Auswertung unter Anwendung von openFAST und HAWC2.