Offshore Windenergie - Chancen und Herausforderungen ... - Lineas

Übersicht
Offshore Windenergie
- Chancen und Herausforderungen im Überblick -
Volker Eckhardt, Braunschweig; Rudolf Kafemann, Klaus-Peter Lehmann,
Klaus Övermöhle, Hamburg; Ingo Rennert, Müden; Wolfgang Wollert, Hamburg
Herrn Prof. em. Dr.-Ing. Dr. h.c. Gerhard Hosemann zum 80. Geburtstag gewidmet
Gleichzeitig mit der Reduzierung der Treibhausgase wird in Deutschland die Stromerzeugung aus Kernenergie reduziert
und bis zum Jahr 2020 eingestellt. Daraus ergeben sich Herausforderungen an die Erschließung von Primärenergieträgern,
deren Verwendung vorzugsweise keine Treibhausgase freisetzen soll. Die Windenergie kann in der Form von Windparks,
die offshore auf See gebaut werden, einen maßgeblichen Beitrag zur Stromerzeugung leisten, ohne die Umwelt mit Treibhausgasen
zu belasten. Dieser Artikel soll den Stand der Diskussion und der politischen Vorgaben und die damit verbundenen
Fragestellungen und Herausforderungen an Technik, Wissenschaft, Wirtschaft und Politik im Überblick darstellen.
1 Einleitung MW
Installierte KKW Leistung
1.1 Klimaschutzziele
Im 1997 angenommenen Protokoll von Kyoto haben sich
die Staaten der Welt auf den wirksamen Schutz des Klima
geeinigt und streben an, den Ausstoß von Treibhausgasen
im Zeitraum 2008 bis 2012 um mindestens 5% zu reduzieren.
Das Protokoll tritt in Kraft, wenn bis zum Weltgipfel
für Nachhaltigkeit im September 2002 mindestens 55 Staaten,
die mindestens 55% der CO2-Emissionen der Industriestaaten
von 1990 repräsentieren, das Protokoll ratifiziert
haben.[1] Im Rahmen der von der EU übernommen
Lastenverteilung hat Deutschland sich verpflichtet, bis zum
Jahr 2012 den Ausstoß von Treibhausgasen um 21% gegenüber
dem Stand von 1990 zu senken. Daraus abgeleitet
wurde ein Nationales Klimaschutzprogramm [2] beschlossen,
das aus den globalen Vorgaben detaillierte nationale
Ziele ableitet, u.a. „Verdoppelung des Anteils der erneuerbaren
Energien bis 2010 gegenüber heute...“, „Ausbau der
Kraft-Wärmekopplung ....“ und „deutliche Steigerung der
Energieproduktivität 1 “.
1.2 Reduzierung der Kernenergie auf Null
„Unbeschadet der nach wie vor unterschiedlichen Haltungen
zur Nutzung der Kernenergie respektieren die EVU
die Entscheidung der Bundesregierung, die Stromerzeugung
aus Kernenergie geordnet beenden zu wollen.“[3] Mit
diesem Satz aus der „Ausstiegsvereinbarung“ wird die Befriedung
der jahrzehntelangen gesellschaftlichen Streitsituation
zur Nutzung der „Atomenergie“ eingeleitet. Die rotgrüne
Bundesregierung erreicht damit eines ihrer politischen
Kernziele und die EVU gewinnen eine langfristige,
politisch abgesicherte Stabilität der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen.
Außerdem wird das Tagesgeschäft erleichtert
und die Kostensituation verbessert, weil die Politik
1
Bruttoinlandsprodukt bezogen auf den Primärenergieverbrauch.
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
2000 2005 2010 2015 2020
Abb. 1: Reduzierung der Kernenergie bis 2020
der Nadelstiche einiger „kritischer“ Bundesländer beendet
ist
Vereinbart wird eine durchschnittliche Nutzung jedes KKW
von 32 Jahren. Daraus resultiert, dass ein Großteil der
Kraftwerke nach 2010 stillgelegt wird und die aus der
Laufzeit errechnete „Reststrommenge“ ab dem Jahr 2000
ca. 2600 TWh (=Mrd. kWh) für die 19 aktiven und 1 passives
KKW beträgt. Das entspricht ziemlich genau der
Strommenge, die diese KKW seit ihrem Bestehen bis 2000
erzeugt haben.
1.3 Windenergie als Ersatz
Aus den vorgenannten Fakten zum Klimaschutz und der
Reduzierung der Kernenergie sind die verstärkten Bemühungen
zum Einsatz der Windkraft zur Stromerzeugung
verständlich, schließlich sollen im Jahr 2010 12,5% der
dann aktuellen Stromgewinnung aus erneuerbaren Energien
kommen. [4]
Die Leistung der bis jetzt nur auf Land installierten Anlagen
lag 2000 bei ca. 5900 MW (9,5 TWh) und im Jahr 2001
schon bei 8750 MW (13 TWh). Der Beitrag der Windkraft
zur Stromerzeugung lag damit im Jahr 2001 bei ca. 2,5%
des Strombedarfs. Beim Vergleich von Leistung und Stromerzeugung
von Windkraftanlagen und Kernkraftwerken
Offshore Windenergie www.lineas.de 1

MW
10000
8000
6000
4000
2000
0
1990
Leistung der Windkraft-Anlagen in
Deutschland
1992
1994
muss die unterschiedlich Anzahl von „Volllaststunden“
beider Erzeugungsarten berücksichtigt werden. Landwindkraftanlagen
können je nach Standort und Windjahr bis zu
1900 h/a, Offshore-Anlagen bis zu 4000 h/a erreichen während
Kernkraftwerke im Grundlastbereich über 7000 h/a
erwirtschaften.
2 Schritte der Realisierung
2.1 Stand der Planungen und Genehmigungsverfahren
Weil die Standorte hoher Windgeschwindigkeit und gesellschaftlicher
Akzeptanz an Land begrenzt sind, verlagert
sich die Standortsuche zunehmend auf das Meer („Offshore“).
In der „Ausschließlichen Wirtschaftszone“ (AWZ:
12 bis 200 Seemeilen vor der Küste) der Bundesrepublik
Deutschland sind zur Zeit von privaten Gesellschaften 29
Windparks beantragt, 22 in der Nordsee und 7 in der Ostsee
mit einer Leistung von 63.100 MW nach Endausbau.
Die formulierte Zielsetzung der Bundesregierung [4] ist allerdings
zurückhaltender als der Elan der Betreiber: „Langfristig,
d.h. bis 2025 bzw. 2030, sind bei Erreichen der
Wirtschaftlichkeit etwa 20.000 bis 25.000 MW installierter
Leistung möglich“... und „Der Ausbau dieser Energieform
soll umwelt- und naturverträglich sowie volkswirtschaftlich
verträglich gestaltet werden und stufenweise erfolgen“.
Daraus wird folgendes Stufenkonzept abgeleitet:
Unter Berücksichtigung einer Leistungsdichte von 5-10
MW/km 2 scheinen die bis jetzt untersuchten Gebiete nördl.
vor Borkum und westl. vor Sylt (510 km 2 ), nördl. vor Rügen
(Kriegers Flak) und westl. vom Adlergrund (135 km 2 )
und in der Mecklenburger Bucht und nördl. vom Darß eine
installierbare Leistung von 3425 MW bis 6650 MW bis
zum Jahr 2010 zu ermöglichen. Darüber hinaus gibt es potenzielle
„konfliktarme“ Nutzungsflächen von ca. 3500
km 2 , die bis zum Jahr 2030 bis zu 35.000 MW installierbarer
Leistung in Aussicht stellen. Insgesamt sollen an Land
1996
1998
2000
Abb. 2: Installierte Leistung bei Windkraftanlagen
und auf See bis zum Jahr 2030 ca. 40.000 MW Windenergie
installiert werden und ca. 100 TWh/a produzieren. Das
entspricht einer Steigerungsrate von ca. 6% pro Jahr von
heute aus gesehen.
Seit Anfang der 90er Jahre werden Offshore-Windparks in
Europa entwickelt und realisiert (s. Abb. 3). Bislang sind
mehr als 70 Windenergieanlagen (WEA) mit einer Gesamtleistung
von rund 80 MW auf See installiert worden.
Die Tendenz ist steigend: Allein im Jahr 2001 gingen drei
Offshore-Windparks mit insgesamt 29 WEA und einer
Nennleistung von 54,5 MW ans Netz.
Allerdings beruhen die bisherigen Erfahrungen auf relativ
kleinen WEA, die an küstennahen Standorten in geringen
Wassertiefen errichtet wurden. Die Planungen für Offshore-
Windparks in den deutschen Hoheitsgewässern der Nordund
Ostsee finden jedoch unter wesentlich schwierigeren
Rahmenbedingungen statt - viele technologische Herausforderungen
müssen gemeistert werden. Gründe für die
neuartige Auslegungen deutscher Offshore-Windenergieprojekte
sind vielfältig: So erfordern beispielsweise die
Aspekte des Naturschutz (z. B. Wattenmeer) und des Tourismus
(z. B. Ostseebäder) einen minimalen Küstenabstand
von etwa 15 km, so dass die Abstände zum nächstgelegenen
Einspeisepunkt auf dem Festland über 50 km, die Wassertiefen
an den geplanten Standorten in Nord- und Ostsee
über 30 m betragen. In der Tabelle 2 sind die jeweiligen
Höchstwerte der Kennzahlen bisheriger Offshore-
Windparks den aktuellen Planungen deutscher Unternehmen
gegenübergestellt.
Höchstwerte Erfahrung Planung Faktor
Anzahl [St.] 20 200 10,0
WEA-Leistung [MW] 2 5 2,5
Parkleistung [MW] 40 1.000 50,0
Wassertiefe [m] 10 30 3,0
Entfernung [km] 4 80 20,0
Tabelle 2: Kennzahlen Offshore-Windenergieprojekte
Phasen Zeitraum Mögliche Kapazität Möglicher Stromertrag
1. Vorbereitungsphase 2001 – 2003 0 MW 0 TWh/a
2. Startphase
2003/4 – mindestens 500 MW ca. 1,5 TWh/a
(erste Baustufen) 2006
3. Erste Ausbauphase 2007 – 2010 2.000 – 3.000 MW ca. 7 – 10 TWh/a
4. Weitere Ausbauphasen 2011 – 2030 20.000 – 25.000 MW ca. 70 – 85 TWh/a
Tabelle 1: Schrittweise Erschließung der Windenergienutzung auf See
In Deutschland ist die zuständige Genehmigungsbehörde
für Projekte in der ausschließlichen Wirtschaftszone das
"Bundesamt für Seeschifffahrt
und Hydrografie“
(BSH). Das grundlegende
Regelwerk für die
Genehmigung von Offshore-Windparks
in der
AWZ ist die Seeanlagenverordnung.
Mit der Änderung
des Bundesnaturschutzgesetzes
ist der gesamte
Planungsprozess der Windkraftnutzung auf See jetzt
auf eine deutlich verbesserte Rechtsgrundlage gestellt [5].
Nun wird durch die rechtsverbindliche Festlegung der auch
schon bisher durchgeführten Umweltverträglichkeitsprüfungen
(UVP) den Belangen der Meeresumwelt Rechnung
getragen. Die mögliche Ausweisung von besonderen
Windkraft-Nutzungsgebieten durch das Bundesumweltministerium
vereinfacht das Antragsverfahren.
Das erste deutsche Pilotprojekt „Borkum-West“ der Firma
Prokon Nord GmbH wurde im November 2001 vom BSH
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H
Realisierte Offshore-Windparks:
A Lely (NL) 2,00 MW
B Dronten (NL) 11,40 MW
C Tuno Knob (DK) 5,00 MW
D Vindeby (DK) 4,95 MW
E Gotland (SW) 2,75 MW
F Utgrunden (SW) 10,50 MW
G Middelgrunden (DK) 40,00 MW
H Blyth Offshore (UK) 4,00 MW
10
2 B
9 A
1
3
C
4
D
5
6 7
Geplante Offshore-Windparks:
1 Mouth of Western
Scheidt River (NL)
2 Ijmuden (NL)
3 Horns Rev (DK)
4 Laeso (DK)
5 Omo (DK)
G
F
8
E
6 Gedser Rev (DK)
7 Rodsand (DK)
8 Yttre Stengrund (SW)
9 Gunfleet Bank (UK)
10 Scroble Sands (UK)
Abb. 3: Offshore-Windparks und konkrete Planungen in Europa (außer Deutschland), Stand Mitte 2001
genehmigt. Ab 2003 will das Unternehmen in einer ersten
Pilotphase 12 Windturbinen der Multi-Megawatt-Klasse auf
einer 5,6 Quadratkilometer großen Fläche rund 45 km
nordöstlich der Insel Borkum errichten. Jede Anlage soll
dann 20 Millionen KWh pro Jahr erzeugen. In der Endausbaustufe
sollen hier 208 Windenergieanlagen errichtet werden.
Ein weiteres deutsches Offshore-Projekt „Sky 2000“ ist in
der Ostsee, 17 Kilometer südöstlich von Fehmarn, geplant.
Dort sollen im nächsten Jahr 50 Anlagen der 2,0-Megawatt-
Klasse errichtet werden. Die Umweltverträglichkeitsuntersuchungen
laufen dort bereits seit mehreren Monaten und
mit einer Baugenehmigung wird noch dieses Jahr gerechnet.
In Dänemark liegen bisher die größten Erfahrungen vor und
die weiteren Planungen sind sehr konkret. Schon im Jahr
1991 wurde der erste Offshore-Windpark Vindeby in der
Ostsee errichtet. 1997 folgte der Windpark Tunø Knob.
Beide Windparks sind Demonstrations- und Forschungsprojekte.
Ziel ist es, die Auswirkungen von Offshore-
Windparks auf die Natur und die Umwelt systematisch zu
untersuchen, aber auch die technische und wirtschaftliche
Machbarkeit zu demonstrieren. Für beide Windparks liegen
daher diverse Langzeitstudien vor. Anfang 2001 wurde in
Dänemark auch der bisher weltweit größte Offshore-Windpark
Middelgrunden vor Kopenhagen mit 20 Bonus Energy
A/S 2,0 MW-Anlagen in Betrieb genommen. Dieses Jahr
wird der erste Windpark in der Nordsee „Horns Rev“ mit
80 Vestas 2,0 MW-Anlagen errichtet. Hier betreten auch
die Dänen Neuland, da bisher nur Erfahrungen in der Ostsee
mit Wassertiefen zwischen sechs und acht Metern und
Wellenhöhen bis zu fünf Metern vorliegen. An dem geplanten
Standort betragen die Wassertiefen bis zu vierzehn
Meter und die Anlagen müssen Wellen bis zu 15 Metern
Höhe stand halten.
2.2 Prüfung der Umweltverträglichkeit
Bei der Standortwahl eines Offshore-Windparks müssen
neben der technischen Machbarkeit auch die Belange der
Seeschifffahrt, der konkurrierenden, wirtschaftlichen und
militärischen Nutzungen sowie letztlich der Bestimmungen
des Natur- und Umweltschutzes berücksichtigt werden. Dabei
kommt der Beachtung des europäischen Naturschutzrechts
in Form der Fauna-, Flora-Habitat-Richtlinie, der
Vogelschutzrichtlinie und der Seeanlagenverordnung besondere
Bedeutung zu. In Deutschland behält sich der Bund
für die AWZ die abschließende Beurteilung der Umweltverträglichkeit
eines Offshore-Windparks vor. Zur Schaffung
einer einheitlichen Bewertungsgrundlage für die Umweltverträglichkeit
eines Parks hat die Genehmigungsbehörde
(BSH, s.o.) ein Standarduntersuchungskonzept veröffentlicht
[6]. Dieses gibt für verschiedene, sogenannte
Schutzgüter (bodenlebende Tiere, Fische, Vögel und Meeressäuger),
den methodischen Rahmen und den erforderlichen
Umfang der Untersuchungen wieder. Obgleich das
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potentielle ökologische Risiko durch den Betrieb von
Windenergieanlagen auf dem Meer vordergründig zunächst
klein erscheint, sind vor, während und nach dem Bau der
Anlagen zahlreiche Untersuchungen erforderlich. Diese zielen
darauf ab, die Möglichkeit und die Schwere einer Beeinträchtigung
der Lebewelt zu beurteilen. Als mögliche
Risiken werden diskutiert [7]:
Bodenlebende
Tiere
Lebensraumverlust und -veränderung,
Überdeckung durch Sedimentation, Beeinträchtigung
durch elektrische und
magnetische Felder
Fische Lebensraumveränderung, Überdeckung
durch Sedimentation, Geräuscheinwirkung,
Desorientierung durch elektrische
und magnetische Felder
Vögel Verlust von Rast-, Mauser- oder Nahrungsgebieten,
Scheuchwirkung, Kollisionsgefahr
Meeressäuger Lebensraumverlust und -veränderung,
Geräuscheinwirkung, Beeinträchtigung
der Kommunikation, Desorientierung
durch elektrische und magnetische Felder
Tabelle 3: Risiken der marinen Umwelt
2.3 Technische Herausforderungen
Nachfolgend werden exemplarisch einige wichtige, technische
Herausforderungen im Zuge der Realisierung eines
Offshore-Windparks angesprochen. Weitere zentrale Fragen
wie z.B. die termingerechte Bereitstellung von Windenergieanlagen
der Leistungskategorie 3 bis 5 MW oder die
erforderliche, vollständige Kapselung der Anlagentechnik
zwecks Korrosionsschutz blieben unberücksichtigt.
2.3.1 Anlagentechnik
Bei der Wirtschaftlichkeit der maritimen Großprojekte
muss berücksichtigt werden, dass nur die Effizienz der
Windenergieanlage über die Höhe der Einnahmen entscheidet.
Der Entwicklung von offshore-tauglichen Windturbinen
kommt somit eine herausragende Bedeutung zu. Derzeit
ist keine Offshore-WEA oberhalb von 2 MW am Markt
verfügbar. Mehrere Anlagenhersteller entwickeln meerestaugliche
WEA der Multi-Megawattklasse auf Hochtouren.
Hierzu gehören die Firmen ENRON, ENERCON, PFLEI-
DERER und NOK (Norddeutsches Offshore-Konsortium
aus NORDEX und REPOWER). Allen Anlagen gemeinsam
sind spezielle Vorkehrungen, um den harten Betriebsbedingungen
auf dem Meer gerecht zu werden:
Kapselung gegen Meerwasser
Redundante Auslegung von Sicherheitskomponenten
Wartungsarme Anlagenkomponenten
Zugangskonzepte zu Wartungs- und Instandhaltungszwecken
Aerodynamische Optimierung zur Nutzung von Starkwinden
Im April 2002 soll ein Prototyp der ENERCON E112 (5
MW-Klasse) in der Nähe von Magdeburg errichtet werden.
Ebenfalls für 2002 ist die Errichtung eines Prototyps der
ENRON 3.6 offshore vorgesehen. Installationen der Offshore-WEA
von PFLEIDERER und NOK werden in
2003/04 erwartet. Neben der Verfügbarkeit von Windenergieanlagen
müssen die Projektplaner vor dem Baubeginn
die schnelle, sichere und wirtschaftliche Verankerung am
Meeresboden gelöst haben.
2.3.2 Fundamentierung
Im traditionellen Offshore-Bereich stellen Dreibeine („Tripod“)
und Gitterkonstruktionen („Jackets“) übliche Fundamentierungskonzepte
dar. Allerdings kamen Tripods bei
bisherigen Offshore-Windenergieprojekten noch nicht zum
Einsatz. Bislang wurden nur bodenmontierte Tragkonstruktionen
des auf Schwerkraft basierenden Typs in Vindeby,
Tunoe Knob und Middelgrunden (DK) sowie Einpfahlgründungen
(„Monopile“) in Bockstigen, Utgrunden (S)
und Blyth Harbour (UK) verwendet (s. Abb. 4).
Schwerkraftfundament Monopile Tripod-Struktur
Jacket-Struktur
Abb. 4: Fundamenttypen für Offshore-Windenergieanlagen
Entsprechend Abbildung (s. Abb. 5) können sechs Randbedingungen
definiert werden, die unmittelbaren Einfluss auf
maritime Gründungssysteme für Windenergieanlagen haben.
Auf dieser Grundlage kann eine technische Optimierung
von Fundamentkonzepten erfolgen.
Standort
WEA
Ökologie
Fundament
Ökonomie
Technik
Logistik
Abb. 5: Randbedingungen für Gründungssysteme
Gewicht und Nabenhöhe der WEA und die damit verbundenen
statischen und dynamischen Lasten haben Einfluss
auf die Ausgestaltung des Fundamentes. Ferner müssen die
Verbindungsstücke zwischen Fundament und Turm so ausgelegt
sein, dass schief eingebrachte Fundamente ausgegli-
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chen werden können. Durch Adapter können theoretisch
WEA verschiedener Hersteller und Ausführung auf gleiche
Fundamentkörper montiert werden.
Ein wesentlicher Einfluss auf den Gründungstyp ist von den
spezifischen Standorteigenschaften zu erwarten. Zu diesem
Bereich gehören beispielsweise die Beschaffenheit des
Meeresbodens, Wellengang, Eisgang, Windverhältnisse,
Temperatur oder der Salzgehalt von Wasser und Luft.
Offshore-Projekte sind nur bei positiver Umweltverträglichkeitsuntersuchung
genehmigungsfähig. Jede Komponente
muss somit hinsichtlich ökologischer Aspekte bewertet
werden. Bereits die Herstellung und Installation von
WEA-Fundamenten kann die Umwelt beeinflussen (Materialeigenschaften,
Geräuschentwicklung, Verwirbelung).
Während der Betriebsphase sind Schallemissionen oder die
Auswaschung von Anstrichen mögliche Umweltrisiken.
Schließlich müssen auch die Rückbaukonzepte nach ökologischen
Kriterien bewertet werden.
Die Technik der Gründungssysteme befasst sich mit Statik,
Lebensdauer und Zertifizierung.
Die bisherigen Erfahrungen im Bereich der Offshore-Logistik
sind nur bedingt auf die geplanten Windparks übertragbar.
Die Projektdaten erfordern eine Analyse technischer
Systeme zur Errichtung und Wartung der Fundamente.
Neben der technischen Optimierung stehen Fragen der
Wirtschaftlichkeit möglicher Gründungssysteme im Vordergrund.
Ziel der augenblicklichen Untersuchungen ist die
ökonomische Bewertung verschiedener Gründungstypen
sowie die Quantifizierung von Skaleneffekten bei Herstellung,
Errichtung, Betrieb und Rückbau. Nach Abschluss der
Bewertungen muss ein technisch optimierter Gründungstyp
und die Kosten hinreichend genau definiert sein, um die
Produktion von Prototypen oder der Nullserie zu ermöglichen
2.3.3 Offshore-Montage
Im Zuge der Errichtung erster Offshore-
WEA können die theoretisch ermittelten
Kennzahlen an Fundament-Prototypen
empirisch überprüft werden. Hierzu zählen
von allen genannten Bereichen insbesondere
die Montagetechnik auf See sowie
die Ermittlung belastbarer Kostenprognosen.
Die Bauabläufe der eingesetzten
Montagetechnik sind bzgl.. der Übertragbarkeit
auf größere Meerestiefen oder
schwerere Fundamente und der Zeitplanung
zu überprüfen. Vor allem bei späteren
Ausbaustufen der geplanten Offshore-
Windparks mit bis zu 200 Einzelanlagen
ist die Zeitspanne für die vollständige Errichtung
des Fundaments und die Aufstellung
einer WEA von entscheidender
Bedeutung.
Die Bedingungen in der Nordsee erlauben
die Offshore-Montage nur an etwa 150
Tagen pro Jahr. Werden 5 Tage für einen
vollständigen Installationszyklus angesetzt,
können von einer Montage-Einheit
Windkraftanlagen
Seekonverter
mit Trafo und
Schaltanlagen
Kabelverleger
Abb. 6: Netzanbindung eines Offshore-Windparks
Windpark
n-Stränge
Windpark
n-Stränge
Trafo
somit höchstens 30 WEA pro Jahr errichtet werden. Branchenkenner
beziffern die Kosten der Montage aufgrund der
Bereitstellung von Spezialschiffen mit mindestens 50.000
EUR pro Tag. Daher hängt ein erheblicher Teil der Investitionskosten
von Offshore-Projekten von der verwendeten
Gründungstechnik und einer plangemäßen Montage auf See
ab. Eine verlässliche Abschätzung der Investitionskosten
und damit die Finanzierbarkeit der Projekte ist somit nur
auf der Grundlage empirisch gewonnener Vergleichswerte
möglich.
2.3.4 Netzanbindung
2.3.4.1 Verbindungstyp
Der Netzanschluss eines Offshore-Windparks ist schematisiert
in der Abb. 6 dargestellt und birgt neben der Entscheidung
für den Verbindungs- und Kabeltyp auch große Herausforderungen
hinsichtlich der Realisierung der see- und
landseitigen Übergabe- bzw. Konverterstationen und
schließlich auch der parkinternen Verkabelung.
Für den Verbindungstyp kommen grundsätzlich zwei Varianten
in Frage: Die Gleichstrom- (Abb. 7, oben) und die
Drehstromverbindung (Abb. 7, unten). Bis zu einer Leistung
von ca. 1000 MW empfiehlt sich z.Z. noch die Drehstromübertragung.
Die Hochspannungsgleichstromübertragung
(HGÜ) bietet voraussichtlich technische und ökonomische
Vorteile bei größeren zu übertragenden Leistungen.
Ein weiterer Vorteil der HGÜ liegt in der Netz- und Frequenzentkopplung
des Offshore-Windparks vom Verbundnetz.
[8]
2.3.4.2 Kabeltyp
Am Beispiel eines 245 Megawatt Windparks mit einer Entfernung
von 130 km zum nächsten geeigneten Netzknoten
HVDC
Konverter
+ 145 kv Gleichspannung
- 145 kv Gleichspannung
+ 145 kv Drehstrom
Verbundnetz
Landstation
mit Trafo und
Schaltanalgen
HVDC
Konverter
Verbundnetz
Verbundnetz
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Trafo
36 kV/ 145 kV 145 kV / 400 kV
Abb. 7: Schaltplan für die Netzanbindung eines Offshore-Windparks

Abb. 8: Ansicht von Drehstrom- und Gleichstromkabeln im Vergleich
wird die Auslegung der Kabelverbindung dargestellt. Die
Blockgröße von 245 MW und eine Spannung von 145 kV
wurden gewählt, weil man in diesem Segment auf preiswerte
und kompakte Schaltanlagen und Transformatoren
zurückgreifen kann. Wählt man die nächsthöhere Spannungsebene
z.B. 110 auf 220 kV, so werden die Komponenten
erheblich größer und damit auch teurer.
Der größte Kostenfaktor beider Varianten ist die Kabelverbindung,
die grob mit 0,5 Mio. Euro pro km Seekabel
anzusetzen ist. Die Verlegekosten verhalten sich hier zu den
Kabelkosten in etwa wie 5:1, so dass der Frage nach Verlegung
von einem oder von zwei Kabeln erhebliche Bedeutung
zukommt. Das stärkste marktübliche Drehstromkabel
mit einem Kupferquerschnitt von 3 x 630 mm 2 kann nur
188 MW Leistung übertragen, so dass bei der geforderten
Leistung von 245 MW eigentlich zwei, evtl. kleinere Drehstromkabel
z.B. 3 x 400 mm 2 , verlegt werden müssten.
Da die verfügbaren Kabellegerschiffe nur einen Drehteller
haben, müssten sie entweder zweimal fahren, oder umbzw.
neugebaut werden. Letztlich könnte man noch den
Kabelquerschnitt erhöhen, was evtl. dazu führt neue Fertigungsstraßen
anlegen zu müssen. Mit größerem Leiterquerschnitt
steigt allerdings auch die Kabelkapazität und somit
die Ladeleistung, so dass der nutzbare Querschnitt infolge
höherer Erwärmung wieder sinkt. Im weiteren steigt der
Kabelaußendurchmesser, der bei dem vorgenannten Kabel
bereits 20 cm beträgt. Der Kabelverleger kann in Folge dessen
weniger Kabel laden. Im Ergebnis ist die Zahl der zusätzlichen
Spleißstellen erhöht. Derzeit ist für ein 130 km
Seekabel, je nach Verlegeschiff, mit 2-3 Spleißstellen zu
rechnen. Daneben wird auch über die Verlegung von 3 Einzelleitern
nachgedacht. In diesem Fall werden die Einzelkabel
von drei Drehtellern abgerollt und beim Auslaufen gebündelt.
Ein komplexer und teurer Vorgang. Die Verluste
von einphasigen Seekabeln sind jedoch deutlich höher als
bei dreiphasigen Kabeln. Schuld sind die Induktionsverluste
in den Stahlarmierungen jedes Einzelkabels, die das Kabel
zusätzlich zur Erwärmung durch den Ladestrom weiter aufheizen.
Entscheidet man sich letztlich für Drehstrom,
scheint die Verlegung von zwei dünneren Drehstromkabeln
in einem Kabelgraben durchaus zielführend zu sein. Entscheidend
wird hier auch die Breite der vorhandenen Kabelfräsen
sein, weil man die Kabel nicht übereinander legen
sollte.
Alternativ zum Drehstromkabel wird von Siemens und
ABB, unseres Wissens den beiden einzigen europäischen
Lieferanten in der HVDC Technik, die Gleichstromverbindung
angeboten. Hinsichtlich der Kabelverbindung gibt es
hier zwei Alternativen und zwar die Verlegung eines ölge-
füllten „flat type cables“ mit 2 Adern zu 630
mm 2 Querschnitt, oder zwei 76 mm starken
Einzelkabeln von 700 mm 2 Querschnitt in getrennter
Verlegung oder als Tandem im sogenannten
„close laying“ Verfahren in einem Kabelgraben
und abgespult von zwei Drehtellern.
2.3.4.3 Konverter
Weitere technische Herausforderungen und
Kostenschwerpunkte bei der Netzanbindung
eines Offshore-Windparks sind die see- bzw.
landseitig zu errichtenden Konverter.
Der Seekonverter, eine zwei bis dreistöckige Seeplattform,
die in der Drehstromausführung 20 x 20 x 15m und in der
Gleichstromausführung mit 40 x 18 x 23m etwa doppelt so
groß ausgeführt werden muss. Damit die Jahrhundertwelle
unter der Plattform durchlaufen kann, muss sie mit der Unterkante
etwa 20 m über Normal Null stehen. Der Betrieb
des Seekonverters erfolgt in der Regel seitens der Landstation
fernüberwacht und ferngesteuert. Der Seekonverter ist
in der Drehstromausführung mit folgenden Komponenten
auszurüsten und aufzuteilen:
Eine gasisolierte SF6 Schaltanlage für die landseitige
145 kV Spannungsebene
Eine gasisolierte SF6 Schaltanlage für die parkinterne
36 kV Spannungsebene
Ein bis zwei Drehstromleistungstransformatoren
Zwei Diesel Notstromaggregate
Notstrombatterien
Feuerlöschsysteme
Hubschrauberlandeplatz
Ersatzteillager
Sicherheitstechnische Einrichtungen, Lifeboat, MOB
Kran, Radar, etc.
Unterkünfte für Wartungsmannschaften, Biologen,
Presse, etc.
Datenübertragungssysteme
In der Gleichstromausführung beinhaltet der Seekonverter
zusätzlich die beiden HVDC Stromrichter. Es handelt sich
hier um zwei bipolare IGBT’s (Insulated Gate Bipolar
Transistor) für das positive und das negative Ventil. Diese
beiden Gleichrichter sind wegen ihrer Größe und der notwendigen
Sicherheitsabstände hauptverantwortlich für die
doppelte Größe des Seekonverters, was ihn mit Fundament
und Montage gerechnet vermutlich doppelt so teuer macht.
Bei der landseitigen Übergabestation befindet sich für die
Gleichstromvariante hier wieder das spiegelbildliche IGBT
Modul als Wechselrichter, der den Gleichstrom in Drehstrom
zurückverwandelt. Weiterhin ist dort ein 145 kV/400
kV Step Up Transformator vorgesehen, der über einen gasisolierten
380 kV Trafoabgangsschalter (GIS) die Verbindung
zum Verbundnetz herstellt.
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2.3.4.4 Parkinterne Verkabelung
Auswertung
Statistiken
Zeitreihen
Management
Wartung
Reparatur
Ressourcen
Meteorologische Daten
Daten verfügbarer Ressourcen
(z.B. Schiffe, Ersatzteile, Personal)
Hydrographische Daten
PR-Arbeit
Überwachung
Betrieb
Sicherheit
Umwelt
SW-Komponenten
automatische
Problemlösung
Windpark
Schnittstellen
Bei der parkinternen Verkabelung gibt es wenig Alterna-
tiven. Sie wird als 36 kV Drehstromverkabelung
ausgeführt.
Die WEA werden in Stichen zu jeweils 6-8 Anlagen
mit 3 x 185 mm 2 Drehstromkabel verbunden und pro Stich
mit einem 3 x 300 mm 2 Kabel zum Seekonverter auf eine
zentrale gasisolierte 36 kV Schaltanlage geführt. Dort lässt
sich jeder Stich separat abschalten.
2.3.5 Fernüberwachung
Statusanzeigen
WEA WEA WEA WEA WEA WEA
Störung
WEA WEA WEA WEA WEA
WEA WEA WEA WEA
Eine weitere technische Herausforderung im Zuge der Rea-
lisierung eines Offshore-Windparks
stellt die Entwicklung
und Bereitstellung einer geeigneten Kommuni-
kationsarchitektur dar.
In der Vergangenheit wurden für landgestützte Windenergieanlagen
herstellerabhängig unterschiedliche Kommunikationssysteme
eingesetzt,
die in erster Linie die Ab-
lieferung von Betriebs- und Leistungsdaten gewährleisteten
sowie Fehlermeldungen bei den Betreibern einer Anlage
ablieferten [9].
Die zukünftigen Anforderungen an das Kommunikationssystem
eines Offshore-Windparks mit bis zu mehreren
100 Einzelanlagen sind jedoch weit umfassender. Dies er-
gibt sich aufgrund der eingeschränkten Zugänglichkeit von
Offshore-Windparks auf dem offenen Meer. Durch privatwirtschaftliche
Initiativen und im Rahmen verschiedener
öffentlich geförderter Forschungsprogramme wurden in den
letzten Jahren einige Teilfunktionalitäten entwickelt, die für
das Management eines Offshore-Windparks unverzichtbar
sind. Zu nennen sind hier Softwarekomponenten zur Erfassung
und Prognose der Windstromeinspeisung in das Netz
der Energieversorger sowie Anwendungen zur Speicherung
und statistischen Auswertung von WEA-Betriebsdaten.
SW-Komponenten
Eingaben- und
Ausgabensteuerung
SW-Komponenten
aggregieren
selektieren, filtern und
verteilen der Daten
Schiffsverkehrsrelevante Daten
WEA WEA WEA WEA WEA
WEA
WEA WEA
WEA
WEA WEA
WEA WEA
WEA WEA
Leistungs- und Betriebsdaten
Ökologische Daten
Wartungsdaten
Fernerhin wurden Frühwarnsysteme für die Ferndiagnose
und -meldung von Schäden an den Windenergieanlagen erprobt
und realisiert. Die Bedingungen auf hoher See erfordern
jedoch die Entwicklung eine Reihe weiterer Teilfunktionalitäten.
So gilt es an Offshore-Standorten z.B., die
Sicherheit und Leichtigkeit des Schiffsverkehrs zu gewährleisten,
die vollständige Fernsteuerung der Anlagen zu sichern,
die Logistik für Reparatur und Wartung der Anlagen
darzustellen und auszuwerten und eine laufende Kontrolle
der ökonomischen wie auch der ökologischen Betriebszustände
abzubilden (vgl. Abb. 9)
Im Ergebnis sind die vorhandenen und die speziell auf
Offshore-Anforderungen abgestimmt entwickelten Softwarekomponenten
in einem übergreifenden Anwendungssystem
(Framework) zu integrieren
(Abb 10.)
Dabei sind die Sicherheitsanforderungen an ein Offshore-
Framework
Reparaturdaten
Abb. 9: Schematisierte Darstellung der Anforderungen an die Fernüberwachung eines Offshore-Windparks
Offshore Windenergie www.lineas.de
Datenhaltung
Abb. 10: Framework-Konzept zur Integration von Software-
Teilkomponenten
7

Management-System durch die Implementierung einer modularen,
integrierenden Software nur zum Teil gelöst. Das
Software-System ist für eine heterogene Hardwarelandschaft
auszulegen, die sich durch mindestens eine einfache
Redundanz ihrer physischen Komponenten auszeichnen
muss. Hinsichtlich der Signalübertragung kann das z.B. bedeuten,
dass die Kommunikation regulär über einen Lichtwellenleiter
erfolgt und parallel dazu über eine Funkverbindung
mit der an Land befindlichen Basis- und Überwachungsstation
aufrecht erhalten wird. Neben der Fähigkeit
zur Integration von Softwareteilkomponenten muss das einzusetzende
System sich daher auch durch die Fähigkeit auszeichnen,
verschiedene Übertragungswege und Speichermedien
sowie Hardwarearchitekturen zu erkennen und zu
verwalten. Diese Maßgabe der Plattformunabhängigkeit des
Systems wird ergänzt durch die Anforderung, dass eine
breite Basis von Nutzern mit unterschiedlichen Rechten auf
dem System und über verschiedene Kommunikationspfade
zu administrieren sein muss.
3 Ausblick
In der Nutzung der erneuerbaren Windenergie zur Stromer-
zeugung besetzt Deutschland zur Zeit eine führende Rolle.
Mit der Entwicklung von Offshore-Windparks in heimischer
Umgebung und des damit verbundenen Erwerbs eines
Know-how-Vorsprungs ist sowohl eine reale Chance für
den globalen Klima-/Umweltschutz als auch für die deutsche
Exportwirtschaft verbunden.
Zusätzlich zum Kyotoprotokoll wurde
im November 2001
in Marakesch vereinbart, dass die Industriestaaten ihrer
Verpflichtung, ihren Ausstoß an Treibhausgasen zu vermindern
auch dadurch nachkommen können, dass sie in
Entwicklungsländern in Klimaschutzmaßnahmen investieren
und damit Treibhausgas-Emissionen reduzieren. Dieser
sogenannte Mechanismus für umweltverträgliche Entwicklung
(CDM, Clean Development Mechanismus) wird
den Umstieg auf erneuerbare Energiesysteme im Süden
fördern und einen positiven Beitrag zur Lösung der permanenten
Energiekrise der Entwicklungsländer leisten.
Offshore-Windparks scheinen auf den ersten Blick ein
gro-
ßer Eingriff in die Natur zu sein, der Mensch hat aber zur
Energiegewinnung die Natur z.B. durch den Braunkohletagebau
oder den Trassenbau für die Energieübertragung
schon immer massiv verändert. Bei der Offshore-Windtechnologie
sollen aber die Fehler, die früher bei Einführung
von Großtechnologien gemacht wurden, vermieden
werden. So wird zur Zeit versucht die Gesetzeslage anzupassen,
um die Genehmigungspraxis handhabbar zu machen
und durch vorgelagerte Untersuchungen die Risiken
und Einflüsse dieser Technologie zumindest transparent zu
machen.
Die Herausforderungen
an einen Ausbau der Offshore-
Windenergie sind sehr vielschichtig und insbesondere, aber
nicht nur von Ingenieuren zu lösen. Durch gemeinsame Ansätze
der Offshore-Planer können Standardisierungen bei
der Realisierung eines Offshore-Windparks helfen und auf
diese Weise technische „Insellösungen“ vermieden werden.
Die resultierende Kompetenzbündelung stellt letztlich auch
einen Investitionsschutz sicher. Diese Erkenntnis wird z.T.
schon in verschiedenen Gremien der Offshore-Betreiber,
Hersteller und Planer gelebt, die einige Teilaufgaben der
mit diesem Artikel angesprochenen Herausforderungen
zielführend, termingerecht und kostengünstig lösen können.
So ist es z.B. denkbar:
Für eine projektübergreifende
Umweltforschung einen
Förderpool einzurichten, aus dem Arbeiten finanziert
werden, die Aufschluss über mögliche Auswirkungen
von Windenergieanlagen auf die Meeresumwelt geben
und die mit den projektbezogenen Standarduntersuchungen
vor Ort nicht erfasst werden. Wichtig wäre es
z.B., mögliche Verhaltensänderungen von Vögeln, Meeressäugern
und Fischen infolge der Einwirkung von Geräuschen
(z.B. durch Simulation von Rammgeräuschen
oder Infraschall) und elektromagnetischen Feldern zu
erfassen und zu klassifizieren.
Gemeinsam eine Standardisierung
der Anforderungen
für die Informationstechnik der Fernüberwachung der
Offshore-Windparks vorzusehen. Für eine einheitliche
Lösung dieses gemeinsamen Problems aller Betreiber
wäre im ersten Arbeitsschritt ein fachliches sowie ein
technisches Konzept für die erforderliche Kommunikationsstruktur
zu erstellen.
Für
die Energietechniker stellt sich durch den steigenden
Anteil der Windenergie an der Stromerzeugung auch eine
technische und ökonomische Herausforderung: Um die
Stromerzeugung unter den Randbedingungen der Reservehaltung
für die Versorgungssicherheit wirtschaftlich zu optimieren
und um die Stabilität der Netzregelung sicherzustellen,
muss eine zuverlässige mittel- und kurzfristige
Prognose aus Wetterdaten für die zu erwartende Stromeinspeisung
aus Windparks bereitgestellt werden [10].
Daneben muss die Energiewirtschaft noch an einer glaubwürdigen
Marktpositionierung zu den erneuerbaren Primärenergieträgern
arbeiten. Die EVU verkaufen inzwischen
„grünen“ Strom, sind aber bei der Stromerzeugung aus
Windenergie bisher sehr zurückhaltend. Die Zahl der Anlagen
der EVU betrug im Jahr 1999 222, die privaten
Einspeiser betrieben dagegen 6988 Anlagen [11]. Sicherlich
lässt diese Situation noch Raum für ein verstärktes Engagement.
4 Literatur
[1] Pressemitteilung des Bundesministeriums für Umwelt,
Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU,
[2]
www.bmu.de) vom 5.12.2001
Zeitschrift Umwelt des BMU (2000), Sonderteil Nationales
Klimaschutzprogramm, Nr. 11/2000
[3] Vereinbarung zwischen der Bundesregierung und den
Energieversorgungsunternehmen vom 14. Juni 2000
[4] BMU (2002) Strategie der Bundesregierung
Windenergienutzung auf See, Januar 2002
zur
[5] Bundesverband Wind Energie e.V. (2001) Windenergienutzung
an Land und im Meer, Stand 08/2001.
[6] Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie unter
Mitwirkung von Dr. Siegfried Ehrich Dr. Michael
Exo, Joachim Gabriel, Dr. Stefan Garthe, Dr. Jens
Heuers, Joachim Hoffmann, Dr. Ommo Hüppop, Dr.
Rudolf Kafemann, Christiane Ketzenberg, Dr. Rainer
Knust, Klaus Lucke, Thomas Merck, Werner Piper,
Offshore Windenergie www.lineas.de 8

Dr. Karsten Runge, Alexander Schröder, Dr. Frank
Thomsen, Albrecht Tiedemann, Helmut Wendeln, Dr.
Gerd-Peter Zauke (2001): Standarduntersuchungskonzept
für die Untersuchung und Überwachung der
Auswirkungen von Offshore Windenergieanlagen(
[7]
WEA) auf die Meeresumwelt. Bundesamt für Seeschifffahrt
und Hydrographie (Hrsg.), Hamburg und
Rostock
Ehrich, S.,
Hoffmann, J., Kafemann, R., Piper, W.,
Runge, K., Todeskino, D. & G.-P. Zauke (2001): Projektbezogenes
Untersuchungs- und Monitoringkonzept
zur Abschätzung der Auswirkungen von Offshore-
Windparks auf die marine Umwelt.
[8] ew dossier Jg. 100(2001), Heft 25
: Elektronische
Ausrüstung
Windparks
und Netzanbindung von Offshore-
[9] Christian Hinsch
(2001): Mit wachsamem Auge. Zeitschrift
Neue Energie 12/2001
[10] Rohrig, Windenergie in der Kraftwerkseinsatzplanung.
Zeitschrift Erneuerbare Energien 12/2001
[11] VDEW-Erhebung: Mehr Strom aus erneuerbaren
Energien, Frankfurt am Main, November 2000
Autoren
Dr.
Volker Eckhardt
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lichen Branchen (Öffentlicher Dienst, Industrie, Dienstleister,
Publisher, Agenturen, Verbände, Gewerkschaften.)
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die regenerativen Energien sind.
Hierbei liegt der Beratungs-Schwerpunkt im Bereich der
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gesammeltes Know-how fließt nicht nur in die Beratungstätigkeit,
sondern auch in die jeweiligen Publikationen und
Studien zu aktuellen Themen ein (u.a. "fascination offshore"
Informationsfilm und Booklet zur Windkraftnutzung-
Offshore in Europa, "Kurzanalyse des Marktes für Windkraftprojektierer
in Deutschland").
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