Energienutzung im Offshore-Bereich

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1 Informationen zur Raumentwicklung Heft 7/ Energienutzung im Offshore-Bereich Jochen Bard 1 Einleitung La Rance Größtes Gezeitenkraftwerk der Welt an der französischen Atlantikküste bei St. Malo Foto: Yves Lafon Die Meere bedecken ungefähr zwei Drittel der Erde. Seit Jahrtausenden macht der Mensch sich diesen Raum vor allem als Nahrungs- und Rohstoffquelle zunutze, und durch neue technische Entwicklungen gewinnt seit einigen Jahren auch die Nutzung zur Stromerzeugung an Bedeutung. Geht man davon aus, dass etwa 2 % der Solarstrahlung, die auf die Erdoberfläche trifft, in Form von Wind bzw. Wellen in Strömungen gewandelt wird, so stellt allein dieser Anteil ein Energiepotenzial dar, das etwa 300-mal so groß ist wie der weltweite Primärenergieverbrauch. Mit der wachsenden Bedeutung einer zuverlässigen Energieversorgung in unserer hochtechnisierten industriellen Gesellschaft hat diese Energiequelle ein stark wachsendes Interesse auf sich gezogen. Dies ist aber nicht erst durch die industrielle Ölförderung auf See seit Mitte des letzten Jahrhunderts der Fall. Vielmehr wurden bereits im frühen Mittelalter Mahlwerke und andere mechanische Anwendungen in sog. Flutmühlen vor allem entlang der europäischen Atlantikküste betrieben. Nach einem ähnlichen Prinzip funktioniert auch das bis heute größte Gezeitenkraftwerk La Rance nahe dem französischen St. Malo mit einer Gesamtleistung von 240 MW. Mit einem etwa 400 m langen Damm wurde die Rance 1966 zu einem 22 km langen See aufgestaut, um aus den unterschiedlichen Tideständen von Ebbe und Flut am Standort der Anlage immerhin 9 m eine Fallhöhe zu generieren, die mit fast herkömmlichen Wasserturbinen Stromerzeugung ermöglicht. Die Investitionskosten dieser Technologie betragen ca /KW. Die Erzeugungskosten für eine Kilowattstunde Strom liegen bei nur etwa 2300 Volllaststunden im Jahr zwischen 10 und 13 Cent. Ähnliche Projekte wurden an zahlreichen Flussmündungen weltweit vorgeschlagen. Eines der populärsten ist die Severn-Barrage, an der Mündung des gleichnamigen Flusses vor den Toren Bristols. Durch eine 16 km lange Stauanlage könnte dort eine Wasserkraftanlage mit einer Leistung von mehr als 7 GW realisiert werden. Die wichtigsten Hinderungsgründe für die Realisierung sind die hohen ökologischen und ökonomischen Risiken, die mit Projekten dieser Größenordnung verbunden wären. Daher sind bis heute weltweit nur wenige kleinere Pilotanlagen in Betrieb. 1 2 Offshore-Windenergie Heute basiert die Stromversorgung weltweit zu 64 % auf fossilen Energieträgern, zu jeweils 17 % auf Uran und Wasserkraft und zu 2 % auf anderen erneuerbaren Energien. Die Endlichkeit der fossilen Energieträger und des Urans im Zusammenspiel mit den erheblichen weltweiten Auswirkungen für Klima, Luftqualität und die Ozonschicht macht langfristig die Entwicklung einer nachhaltigen Energieversorgung auf der Grundlage von erneuerbaren Energien notwendig. Viele Staaten haben sich im Rahmen des Kyoto-Protokolls zur Reduktion klimaschädlicher Gase verpflichtet. Die Bundesregierung hat sich zum Ziel gesetzt, den Anteil der erneuerbaren Energien bis 2010 zu verdoppeln. Bezogen auf das Ausgangsjahr 2000 bedeutet dies bis 2010 einen Anteil von etwa 12,5 % an der dann aktuellen Stromgewinnung. Die Nutzung des enormen Energiepotenzials der Ozeane hat bereits begonnen. Jochen Bard Diplom-Physiker Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET) e.v. Bereich Energiewandlung und Regelungstechnik Königstor Kassel jbard@iset.uni-kassel.de

2 466 Jochen Bard: Energienutzung im Offshore-Bereiche (1) Atlas Website, European Network of Energy Agencies, DGT- REN, Europäische Kommission ( energy_transport/atlas/) (2) BMU: Strategie der Bundesregierung zur Windenergienutzung auf See im Rahmen der Nachhaltigkeitsstrategie der Bundesregierung. Berlin, Januar 2002 Planungs- und Ausbaustand an deutschen Küsten Der konsequente Ausbau der erneuerbaren Energien, allen voran der Windenergie, wird vor allem durch das Erneuerbare- Energien-Gesetz (EEG) ermöglicht. Nachdem in Deutschland annähernd MW in über Windkraftanlagen an Land installiert wurden, hat mit vier genehmigten Windparks (Stand 2/2004) in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) auch die Ära der Offshore- Windenergienutzung begonnen. In der nach 2004 folgenden ersten Ausbauphase bis 2010 sollen nach den Plänen der Bundesregierung bis zu MW Windenergieleistung an geeigneten Standorten installiert werden. Diese Windparks könnten dann bis zu 10 Mrd. kwh Strom pro Jahr erzeugen. Die nächste Phase sieht bis 2030 einen Ausbau auf bis MW vor. Die Offshore-Windkraftanlagen würden dann 70 bis 85 Mrd. kwh Strom pro Jahr erzeugen. Das wären etwa drei Viertel der für diesen Zeitpunkt insgesamt eingeplanten 95 bis 110 Mrd. kwh Strom aus Windkraft und würde gemessen am heutigen Bedarf einem Anteil der Windstromerzeugung zwischen 20 und 25 % entsprechen. 2 Bei einer angenommenen mittleren Leistung von knapp 4 MW pro Anlage mit heutiger Technik beliefe sich dann die Gesamtzahl der bis 2030 im Meer zu installieren Anlagen auf mehr als Dieses ehrgeizige Ausbauziel erfordert neben erheblichen Investitionen in die Infrastruktur der elektrischen Netze auch eine vorausschauende Planung der einzelnen Ausbauschritte. Insbesondere die Führung der Kabeltrassen und die Planung der Einspeisestellen ist eine Aufgabe, die im gemeinsamen Interesse aller am Ausbau Beteiligten liegen sollte. Mögliche Energieübertragungstechnologien Für die Energieübertragung von Offshore- Windparks zum Festland und von dort zur Weiterleitung zum bestehenden bzw. neu zu errichtenden Höchstspannungsnetz kommt prinzipiell sowohl eine Wechselstrom- als auch eine Gleichstromübertragung in Betracht. Ihre konkrete Ausführung hängt von der zu übertragenden Leistung und der zu überwindenden Entfernung ab. Für die interne elektrische Verkabelung des Windparks bis zum Verknüpfungspunkt mit dem Seekabel gibt es wiederum verschiedene Varianten; sie wird sich jedoch nicht wesentlich von der eines Windparks an Land unterscheiden: Die Windenergieanlagen (WEA) werden über ein Mittelspannungs-Drehstromnetz miteinander verbunden, wobei je nach Größe auch mehrere Gruppen parallel geschaltet werden können. Begrenzende Größe bei der Konfiguration der Verkabelung sind der jeweilige Leitungsquerschnitt und die zu übertragende Leistung. Die einzelnen WEA werden über eigene Mittelspannungstrafos verfügen, da die Generatorspannungen im Bereich von 690 V (heutige Anlagen) bis zu einigen kv bei größeren Anlagen betragen werden. Für die Auswahl einer geeigneten Energieübertragungstechnik vom Offshore-Windpark zum Festland (bzw. zum bestehenden Verbundnetz) oder sogar bei Nichtvorhandensein ausreichender Übertragungskapazitäten bis hin zu den Verbrauchszentren (zum Beispiel bis ins Ruhrgebiet) sind neben technischen Fragestellungen besonders auch wirtschaftliche und genehmigungsrechtliche Aspekte berührt. So werden erst intensive Lastflussuntersuchungen zeigen müssen, an welchen Verknüpfungspunkten welche Leistungen tatsächlich eingespeist werden können und welche Übertragungsentfernungen daraus tatsächlich resultieren. Der Abstand, den Offshore-Windparks zur Küste einhalten müssen, hängt unter anderem von der Größe sonstiger Nutzungszonen ab, wie zum Beispiel Schifffahrtswegen und Naturschutzgebieten. Die in Planung befindlichen Projekte in der deutschen AWZ haben entsprechende Küstenabstände von rund 30 bis 60 km, wobei die Entfernung bis zum geplanten nächsten Verknüpfungspunkt bei Projekten vor der nordfriesischen Küste über 200 km betragen kann. Für die Ausführung von Seekabelverbindungen gibt es drei wesentliche Alternativen: Hochspannungsübertragung mit Wechselspannungen (AC) zwischen 110 und 400 kv Hochspannungsübertragung mit Gleichstrom (HGÜ) und IGBT-Umrichtern Hochspannungsübertragung mit Wechselspannung (AC) und gasisolierten Leitern (GIL).

3 Informationen zur Raumentwicklung Heft 7/ Die HGÜ-Technik mit einfachen Thyristorumrichtern wird hier vor allem deshalb nicht betrachtet, da sie keine Möglichkeit zur gezielten Blindleistungsregelung erlaubt und zusätzliche Filter und Kompensationseinrichtungen vonnöten wären. Andererseits wird jedoch die Wechselspannungsübertragung in GIL-Technik (Gas Insulated Transmission Line) einbezogen, die auf Grund ihrer geringen Verluste besonders für größere Leistungen geeignet ist. Vor allem wenn separate Offshore-Netze (eventuell bis nach Skandinavien) aufgebaut werden sollten, die dann auch bis in größere Verbrauchszentren geführt werden müssten, würde diese Technik Vorteile bieten. Die Übertragungskapazität eines 400-kV- AC-Kabels ist auf rund 500 MW begrenzt. Wenn größere Leistungen übertragen werden sollen, müssen mehrere Leitungen parallel verlegt werden. Eine HGÜ-Leitung kann zum Beispiel bei 145 kv in einfacher Ausfertigung eine Leistung von bis zu 250 MW übertragen. Die HGÜ-Technik, gemeinsam mit IGBT-Umrichtern, bietet gegenüber AC-Verbindungen eine Reihe von technischen Optionen, wie zum Beispiel die Lastflussregelung und die Frequenzentkopplung zwischen Windpark und Netz mit der Einstellmöglichkeit einer variablen Netzfrequenz des Windparks. Die GIL-Technik ist eine Übertragungstechnik, die im Allgemeinen für große Leistungen von bis zu MW pro System bei insgesamt geringen Verlusten entwickelt wurde. Generell kann gesagt werden, dass die HGÜ-Technik besonders bei Leistungen bis MW und Entfernungen ab 60 bis 80 km ihre Vorteile hat, während die GIL-Technik bei größeren Übertragungsleistungen finanzielle Vorteile bietet. Bei Leistungen bis MW und Entfernungen unter 60 bis 70 km stellt jedoch die traditionelle AC-Verbindung mit bis zu 400 kv die vorteilhafteste Lösung dar. Für eine vollständige Bewertung sind neben den bereits genannten Aspekten auch die Zuverlässigkeit der unterschiedlichen Systeme sowie die elektrischen Verluste zu berücksichtigen. Welche Lösung tatsächlich gewählt wird, sollte vor allem auch davon abhängig gemacht werden, welche langfristigen Perspektiven für die Offshore- Windenergienutzung in Deutschland und darüber hinaus entwickelt werden. Kurzfristige Annahmen zur Übertragungsleistung und -entfernung für erste Projekte könnten sich bereits mittelfristig ändern und Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit haben. 3 Erste Beispiele an der Nordseeküste Am Beispiel der beiden ersten genehmigten Projekte für Offshore-Windkraftanlagen soll kurz auf die genannten Aspekte eingegangen werden: Am 9. November 2001 hat das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) mit der Anlage Borkum-West erstmals die Errichtung eines Offshore-Windparks genehmigt. In einer ersten Pilotphase darf das Energieunternehmen Prokon Nord zwölf einzelne Windenergieanlagen errichten, die in der Nordsee 45 km nordwestlich von Borkum bei einer Wassertiefe von ca. 30 m geplant sind. Die niedersächsische Landesregierung. Im Mai 2002 erhielt das Projekt im Rahmen einer landesplanerischen Feststellung nach einem anderthalbjährigen Verfahren die grundsätzliche Genehmigung für die Verlegung der Netzanbindung. Im Mai 2003 wurden die seit September 2000 laufenden ökologischen Voruntersuchungen für die Pilotphase abgeschlossen. Die niedersächsische Landesregierung und die Bezirksregierung Weser-Ems bemühten sich darauf hin, eine gemeinsam Nutzung der geplanten Trasse für weitere in der Planung befindliche Windparks zu vereinbaren. Nach Auskunft der beteiligten Planungsunternehmen sind diese Verhandlungen Ende 2003 aber gescheitert. Möglicherweise macht dies nun gesonderte Verfahren für alternative Kabeltrassen der übrigen Projekte erforderlich. 4 Für den Offshore-Bürgerwindpark Butendiek wurde am eine Baugenehmigung beantragt und am auch erteilt. Das Projekt ist auf eine große Zahl von Kleinanlegern ausgelegt; so hatten Ende März Bürger Anteile gezeichnet. Zum Jahresbeginn wurden die Genehmigungsunterlagen für die Kabeltrasse vom Umspannwerk bis zur Netzanbindung bei Böxlund/Flensburg eingereicht. Das 150 kv-drehstromkabel kann maximal 240 MW an Leistung übertragen. Daher wird der Park für 80 Anlagen mit je 3 MW geplant. Der Netzanschluss wird gemeinsam mit dem DanTysk-Projekt durchgeführt. Dort sind weitere 400 MW geplant. (3) ISET: Offshore-Windenergienutzung in der AWZ Potenziale, Netzintegration, Stromgestehungskosten. Studie i.a. d. BMWi. Kassel 2001 (4) Pressemitteilung Prokon Nord Energiesysteme GmbH, Leer vom

4 468 Jochen Bard: Energienutzung im Offshore-Bereiche (5) Offshore-Bürgerwindpark Butendiek GmbH, Husum: Newsletter 1/2004 v und 6/2002 v (6) Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie: Pressemitteilung vom Die Kabel sollen gleichzeitig verlegt werden, damit das Wattenmeer nur einmal von Bauarbeiten berührt wird. Mit der Auftragsvergabe für den Netzanschluss und die Anlagen wird im 1.Quartal 2005 gerechnet. Im Herbst 2005 sollen die Fundamente installiert werden, ein Jahr später soll die Inbetriebnahme aller 80 Anlagen erfolgen. 5 Im Februar 2004 hat das BSH zwei weitere Offshore-Windparks in der Nordsee genehmigt: Das Projekt Borkum Riffgrund West der Energiekontor AG aus Bremen sieht 50 km nördlich von Borkum in Wassertiefen von ca. 30 m die Errichtung von 80 Windenergieanlagen vor. Die Projektgesellschaft PNE2 Offshore mbh aus Cuxhaven plant den Offshore Windpark Borkum Riffgrund mit zunächst 77 WEA etwa 34 km nördlich von Juist in Wassertiefen von 23 bis 29 m. Für insgesamt 30 Projekte, davon 24 in der Nordsee und 6 in der Ostsee, laufen derzeit beim BSH Genehmigungsverfahren. 6 Die genannten Offshore-Projekte deutscher und dänischer Planer unterscheiden sich gravierend von den bisherigen Modellprojekten. Für die meisten der in Planung befindlichen deutschen Projekte gelten annähernd folgende Umgebungsbedingungen: mittlere Wassertiefen (> 20 m) mittlere Entfernungen zur Küste (> 20 km) mittlere bis große Anzahl an Turbinen (100 bis 500). Darüber hinaus ist für viele geplante Projekte zusätzlich noch mit wesentlich raueren Umgebungsbedingungen bezüglich Windstärke und Wellengang zu rechnen. Das zurzeit einzig vergleichbare realisierte Projekt im mittleren Offshore-Bereich ist das dänische Projekt Horns Rev Offshore Wind Farm. In diesem Projekt wurden erstmals Windturbinen in der offenen Nordsee platziert. Die Installation und Inbetriebnahme erfolgte im Sommer Abbildung 1 Aktuelle Planungen von Offshore-Windparks in der AWZ (Karte: BSH, Stand ) Grenzen Festlandsockelgrenze/AWZ 12-Seemeilenzone Internationale Grenze im Seegebiet Tiefwasser Reede Verkehrstrennungsgebiete Trennzone Verkehrsrichtung (empf.) Verkehrsrichtung (festg.) Schifffahrtswege Begrenzung Verkehrstrennungsgebiete Empfohlene Schifffahrtswege Fährverbindungen Hauptkurse der Handelsschifffahrt Schifffahrtswege Offshore Windparks (Pilot) genehmigte Projekte Pilotgebiete oder Gebiete <= 80 WEA Pilotgebiet, Wasserstoffproduktion Windpark in Betrieb BSH / M Stand: Kilometer Datenquelle: Beantragte Offshore-Windparks in der 12-Seemeilenzone: Bezirksamt Lüneburg, Bezirksregierung Weser-Ems Weitere Offshore-Windparks: Tech-wise A/S (Dänemark) Quelle: BSH, Stand

5 Informationen zur Raumentwicklung Heft 7/ Das Riff Horn erstreckt sich auf einer Länge von etwa 30 km in der Nordsee westlich der dänischen Stadt Esbjerg. Die Windfarm besteht aus 80 Turbinen der 2-MW-Klasse und ist damit der größte Offshore-Windpark weltweit. Die wesentlichen Daten für dieses Projekt sind: Turbinenanzahl: 80 Gesamtnennleistung: 160 MW Jahresenergieertrag: 600 GWh Volllaststunden: h Wassertiefe: 6 14 m Entfernung zur Küste: km Projektkosten: 270 Mio. Spez. Kosten: /kw. Für den Netzanschluss wurde ein 150 kv- Kabel von 20 km Länge etwa 1 m tief im Meeresgrund verlegt. Die Transformerstation mit einem Gewicht von 1200 t und einer Grundfläche von etwa 20 mal 30 m ragt etwa 23 m über den Meeresspiegel. Die Gesamtkosten dieses Projekts belaufen sich auf etwa 270 Mio.. Für die anvisierten Vollaststunden, ein realistischer Wert, werden die Stromgestehungskosten bei zwanzigjähriger Betrachtungsdauer bei etwa 0,06 /kwh liegen. Dies ist etwa die Hälfte dessen, was Strom im Gezeitenkraftwerk La Rance kostet. 7 3 Wellenenergie Ein ganz anderer technischer Weg der Windenergienutzung beruht auf dem Umweg über die Wellenenergie. Die höhere Energiedichte in Wellen zwischen kw/m an den Kanaren und in Nordnorwegen und bis zu 75 kw/m an der schottischen und irischen Küste macht diesen Weg interessant. Es wird geschätzt, das an den europäischen Küsten insgesamt bis zu 320 GW aus Wellen erzeugt werden könnte. 8 Das entspricht etwa dem Dreifachen der deutschen Engpassleistung. Die technische Entwicklung von Systemen zur Wellenergienutzung wurde beispielsweise von der Europäischen Kommission seit 1992 mit knapp 10 Mio. gefördert. Darüber hinaus gab es nationale Programme in Portugal, Irland, Großbritannien, Norwegen, Schweden und Dänemark, wo allein mit über 5 Mio. gefördert wurde. 9 In Deutschland gab es bereits 1976 eine durch das BMFT geförderte Studie zur Nutzung Windpark Hornsrev vor der dänischen Küste der Meeresenergie. Trotz großer technischer Fortschritte in den beiden letzten Jahrzehnten ist die Technik bis heute über den Status von Demonstrations- und Pilotanlagen nicht hinausgekommen. Es gibt nach wie vor eine Vielzahl von Konzepten und Ideen zur Nutzung von Wellenenergie. Die wichtigsten Wandlungssysteme lassen sich in drei unterschiedlichen Klassen zusammenfassen, in sog. OWC-Systeme mit schwingender Wassersäule (oscillating water column), mit Wasser oder Luft als Arbeitsmedium für eine Turbine, überspülte schwimmende oder ortsfeste Reservoirs, die eine kleine Fallhöhe für konventionelle Wasserturbinen aufbauen, sowie punktförmige Absorber, die durch ihre Bewegung mit den Wellen einen mechanischen Antrieb für einen Generator darstellen. Aus jeder Kategorie soll hier ein realisiertes Beispiel kurz vorgestellt werden: Die OSPREY (Ocean Swell Powered Renewable EnergY)-Anlage der britischen Firma Wavegen war in den 1990er Jahren einer der populärsten Vertreter der Gruppe der OWC-Systeme. Mit Förderung durch die Europäische Kommission wurde eine schwimmende 2 MW-Anlage mit einer Grundfläche von ca. 40 mal 60 m und einem Gesamtgewicht von über 750 t entwickelt. Foto: Elsam A/S (7) ISET Institut für Solare Energieversorgungstechnik e.v.: Offshore-Windenergienutzung in der AWZ; a.a.o. (8) Graw, K.-U.: Wellenenergie. Hansa-Internat. Maritime J. 136 (1999) No. 1 (9) Clement, A. et al.: Wave energy in Europe: current status and perspectives. Renewable a. Sustainable Energy Rev., London 6 (2002), S

6 470 Jochen Bard: Energienutzung im Offshore-Bereiche (10) Bard, J.: Wasserkraft ohne Fallhöhe Strom aus Meeresströmung. Das SEAFLOW-Projekt. Seminar Kleinwasserkraft, IHS Univ. Stuttgart, September 2003 (11) Hetah, T.: Islay LIMPET project monitoring. Final report. ETSU V/06/00180/00/Rep Nach der Endmontage wurde die Anlage von der Küste über 360 Seemeilen zu einem Standort südwestlich der schottischen Orkney Inseln geschleppt, wo sie am 27. August 1996 durch einen Ausläufer des Hurricane Felix stark beschädigt versank. Die Gesamtprojektkosten betrugen ca. 6 Mio.. 10 Ein ähnliches technisches Prinzip liegt der LIMPET-Anlage zu Grunde. Im Gegensatz zu OSPREY ist LIMPET an der Küste installiert und kann so extremen Wettersituationen besser standhalten. Eine 500 KW-Demoanlage war von 2000 bis 2002 an der schottischen Küste in Betrieb. Die Wellen spülen in eine trichterförmige Kammer hinein, die in einem Luftkanal endet. Durch die Oszillation des Wasserspiegels in der Einlaufkammer wird eine starke, oszillierende Luftströmung im Kanal erzeugt. Die Energie dieser Luftströmung wird unabhängig von der Richtung durch eine spezielle Turbine mit symmetrischer Beschaufelung in eine Rotation mit gleichbleibendem Drehsinn umgewandelt. Bei einer mittleren Wellenleistung von etwa 21 kw/m am Standort beträgt die Breite der Einlaufkammer etwa 21 m, die Höhe 6 m. Die Wassertiefe vor dem Einlauf muss etwa 7 m betragen. Die Wellenkraftwerk LIMPET auf Islay an der schottischen Küste Foto: Wavegen Steigung liegt bis etwa 80 m vor der Anlage bei 1:25. Die Kammer ragt in einem Winkel von 60 etwa 10 m über die Wasseroberfläche hinaus. Nach dem Bau der Einlaufkammer wurden etwa 2500 m³ Gestein entfernt, um einen etwa 20 langen Kanal anzulegen, der die Zuströmung des Meerwassers gewährleistet. Nach einer Betriebszeit von vier Monaten mussten weitere 350 m³ Gestein, die den Einlauf blockierten, ausgebaggert werden. Starke Stürme in 2001 verursachten sowohl Schäden am Gebäude wie auch eine Überflutung des Betriebsraumes mit Beschädigung der elektrischen Komponenten. Aufgrund von Abweichungen des Meeresgrundes vom idealen Verlauf im Bereich vor der Anlage wurde die erwartete Leistung um etwa 30 % unterschritten. Der Gesamtwirkungsgrad der Anlage betrug etwa 40 %. Auf Grundlage der Erfahrungen mit diesem Prototypen sind im nächsten Schritt größere Projekte in Kombination mit Maßnahmen zum Küstenschutz geplant. 11 Auch in Norwegen wurde ab 1978 mit staatlicher Förderung an der Entwicklung eines OWC-Systems gearbeitet und 1985 eine 500 kw-pilotanlage realisiert. Im gleichen Jahr ging eine zweite Anlage nach einem anderen populären Prinzip mit dem Namen TAPCHAN (Tapered Channel) in Betrieb. Hier wird das Wasser der Wellen über einen spitz zulaufenden Kanal in ein wenige Meter über dem Meeresspiegel liegendes Reservoir geleitet. Die Fallhöhe zum Meer wird dann konventionell über Wasserturbinen zur Stromerzeugung genutzt. Die Demoanlage mit 350 KW Leistung bei einer Breite von 55 m und 70 m Länge wurde 1991 bei einem Sturm stark beschädigt. Zurzeit wird über eine Wiederinbetriebnahme nachgedacht. Eine schwimmende Variante dieses Prinzips mit dem Namen Wavedragon wurde im März 2003 mit dänischen und europäischen Mitteln in Nissum Bredning, einem Fjord im Norden Dänemarks errichtet. Der Prototyp im Maßstab 1:4,5 zur Zielgröße des kommerziellen Systems soll für drei Jahre getestet werden. Danach ist die erste kommerzielle Anlage mit einer Leistung von zunächst 4 MW geplant. Ein Wellen-

7 Informationen zur Raumentwicklung Heft 7/ reflektor konzentriert anlaufende Wellen auf eine zentrale Plattform, deren Lage relativ zum Meeresspiegel durch Wassertanks an den jeweiligen Seegang angepasst werden kann. Dadurch wird stets eine möglichst große Wassermenge durch die auflaufenden Wellen in das Speicherbecken hineingespült. Die so erzeugte Fallhöhe zum Meeresspiegel liegt zwischen 0,6 und 1,5 m. Der Prototyp hat eine Breite von 58 m und eine Länge von 33 m. Das System wurde für kleine Wellenleistungen ausgelegt und leistet 20 kw. 12 Zielgröße ist eine Leistung von einigen Megawatt. Die Dimensionen dieser Anlage liegen dann über 300 mal 170 m bei einem Gewicht von t Stahl und Beton. Das Speichervolumen soll dann 8000 m³ betragen und eine Leistung von bis zu 7 MW ermöglichen. In der Vision der beteiligten Unternehmen könnten Frames dieser Anlagen aus bis zu 100 Anlagen bestehen ein Limit stellen hier wiederum nur die Seekabel dar. Der Abstand zwischen den Einzelanlagen soll etwa 600 m betragen. Das bedeutet, es kann eine Anlage pro km installiert werden. 13 Im Februar 2004 wurde nach sechsjähriger Entwicklungszeit der Prototyp des Pelamis Wellenenergiekonverters von der schottischen Firma Ocean Power Delivery fertiggestellt. Das System mit einer Nennleistung von 750 kw hat eine Länge von 120 m und wiegt bei gefüllten Ballasttanks ca. 750 t. Das an der Wasseroberfläche schwimmende System besteht aus vier mit Gelenken verbundenen zylindrischen Teilen. Durch die Wellenbewegung ändert sich der Winkel der Sektionen zueinander. Diese Bewegung wird zum Antrieb von Arbeitskolben genutzt, die hohe Drücke bis 350 bar im Hydrauliköl aufbauen. Hydraulische Motoren nutzen diese Energie zur Stromerzeugung. Drei komplette elektro-hydraulische Konversionsaggregate mit je 250 kw sind in den Hohlkörpern integriert. Um überhaupt die Nennleistung zu erreichen, sind Wellenleistungen über 50 kw/m erforderlich. Wie alle schwimmenden Systeme muss die komplette Anlage an Ort und Stelle verankert werden. Ideale Standorte liegen etwa 5 bis 10 km vor der schottischen Küste mit Wassertiefen zwischen 50 und 60 m. Eine Schwimmendes Wellenkraftwerk Wavedragon im dänischen Fjord Nissum Bredning Foto: Wave Dragon Fertiggestellte Pelamis Anlage zur Wellenkraftnutzung im schottischen Hafen Leith vor den ersten Offshore-Tests Foto: Ocean Power Delivery Farm aus solchen Röhren, die in Reihen angeordnet und wabenförmig miteinander verbunden sind, könnte einige Quadratkilometer groß sein und viele MW leisten. Im März 2004 wurde in der Schottischen Nordsee mit den ersten Test des Prototypen begonnen. 14 (12) Soerensen, H.C. et al.: Evelopment of Wave Dragon from scale 1:50 to prototype. 5th European Wave Energy Conference, Cork (Ireland) 2003 (13) Ebda. (14) Ocean Power Delivery Ltd.: Pressemitteilung vom (

8 472 Jochen Bard: Energienutzung im Offshore-Bereiche (15) Bard, J.: Wasserkraft ohne Fallhöhe; a.a.o. Leistung [kw] zukünftige Serienanlage: 2x600 kw SEAFLOW Prototyp: 300 kw Meeresströmungen Ein zweiter bedeutsamer Ansatz, der erst seit etwa Mitte der 1990er Jahre auch in Europa intensiver verfolgt wird, beruht auf der energetischen Nutzung von Meeresströmungen. Unterschiedliche Mechanismen führen zur Ausbildung von Meeresströmungen. Eine der bekanntesten, der Golfstrom, wird durch Temperaturunterschiede infolge der solaren Einstrahlungsverteilung auf dem Globus angetrieben. Im Mittelmeer führt die ebenfalls durch solare Einstrahlung verursachte hohe Verdunstung zu einer kontinuierlichen Ausgleichsströmung aus dem Atlantik durch die Meerenge von Gibraltar. Auch unterschiedliche Salzkonzentrationen haben Einfluss auf Meeresströmungen. In Küstenregionen mit großem Tidenhub dominieren aber in der Regel die Gezeitenströmungen, deren zeitlicher Verlauf durch die Abfolge von Ebbe und Flut bestimmt ist. Jeweils beim höchsten bzw. niedrigsten Wasserstand versiegt die Strömung, um dann in der entgegengesetzten Richtung wieder einzusetzen. Gegenüber den Extremwerten der Wasserstände sind die Extremwerte der Strömung also stets versetzt. Kombiniert man Standorte mit einem Abstand von etwa 100 km in Ost-West- Richtung, ergeben sich aber bereits sehr gleichmäßige Summenganglinien für die erzeugbare Leistung. Abbildung 2 Erzielbare Leistungen aus Meeresströmungen als Funktion des Rotordurchmessers für verschiedene Strömungsgeschwindigkeiten 4 m/s 3 m/s 2 m/s 1 m/s Die lokalen Strömungsgeschwindigkeiten variieren stark mit der Topologie des Meeresgrundes. Ähnlich wie beim Wind können gute und schlechte Standorte eng beieinander liegen. Durch Überlagerung der beschriebenen Antriebe bilden sich teilweise sehr komplizierte unsymmetrische Strömungsverhältnisse aus. Unabhängig von der technischen Ausführung lässt sich die Energie einer freien Strömung aus Gründen der Energie- und Impulserhaltung zu maximal 16/27 Nutzen. Das führt zu unterschiedlichen Leistungen in Abhängigkeit der Strömungsgeschwindigkeit und überdeckten Rotorfläche (s. Graphik). Bezogen auf die Energieerzeugung spielen Standorte mit maximalen Strömungsgeschwindigkeiten unter 2 m/s kaum eine Rolle. An einem Standort mit 2,7 m/s Maximalströmung werden beispielsweise über 90 % der Energie oberhalb von 1 m/s und immerhin noch zwei Drittel der Energie bei Strömungen von mehr als 2 m/s erzeugt. Dies erklärt auch, warum an der deutschen Küste kein nennenswertes Potenzial für diese Technik besteht. Im Rahmen von Potenzialstudien von 1993 und 1996 wurden systematisch Strömungsdaten verschiedener Quellen, z.b. meeresbiologischer Untersuchungen zusammengetragen. Unter realistischen Annahmen über die Auslegung und realisierbare Anlagenparks ergibt sich allein an den britischen Küstengewässern ein Potenzial zwischen 31 und 58 TWh bzw. etwa 8 bis 16 GW installierter Leistung. In der Studie von 1996 wurden auch andere europäische Standorte mit einer Kapazität von weiteren MW bzw. 17 TWh/a identifiziert. Da für Europa kein flächendeckendes Datenmaterial existiert, ist davon auszugehen, dass ein wesentlich größeres technisches Potenzial besteht. Im asiatischen Raum sind u.a. die Sibulu-Meerenge der Philippinen mit ca. 70 TWh sowie weitere 37 TWh an chinesischen Küstengewässern zu nennen. Insgesamt sind demnach heute Standorte mit einem Erzeugungspotenzial von über 150 TWh aus über 50 GW Leistung bekannt Rotordurchmesser [m]

9 Informationen zur Raumentwicklung Heft 7/ Nach dem gleichen Prinzip wie bei Windkraftanlagen lässt sich mit einem radialen Rotor die kinetische Energie einer Wasserströmung zum Antrieb eines elektrischen Generators nutzen. Dieser Ansatz wurde in der Vergangenheit überraschend wenig diskutiert. Dabei sind die technischen Anforderungen im Verhältnis zu vielen Ansätzen der Wellenenergienutzung überschaubar. In großen Flüssen in Südamerika oder Asien wurden Wasserströmungen zum Antrieb von Mühlen und Pumpsystemen eingesetzt. Auf diesen Ursprung geht auch das von dem britischen Ingenieurbüro ITPower entwickelte Konzept zurück. Bereits ab 1976 wurde das erste Pumpsystem für Bewässerungszwecke am Nilufer entwickelt. Später gab es auch in Japan und Kanada vereinzelte Forschungsprojekte zur Nutzung von Wasserströmungen. Ein norwegisches Konsortium um ABB bemüht sich im Rahmen des Blue Energy-Projekts mit Finanzierung durch die Stadtwerke Hammerfest um die Entwicklung einer Meeresströmungsturbine. Mit dem internationalen Forschungsprojekt SEAFLOW um die britische Firma Marine Current Turbines (MCT) wurde ein Konzept für eine kommerzielle Nutzung von Meeresströmungen zur Stromerzeugung realisiert. Eine Anlage mit ca. 300 kw wurde im Juni 2003 im Bristol Channel vor der Küste North Devons, also an der britischen Westküste in Betrieb genommen. Die Anlage besteht aus einem knapp 45 m langen Turm, der etwa 15 m tief im Meeresgrund einbetoniert ist und etwa 5 m über die Wasseroberfläche ragt. Der Rotor mit einem Durchmesser von 11 m ist mit dem kompletten Triebstrang aus Getriebe und Generator auf einem beweglichen Schlitten an diesem Turm befestigt. Dies ermöglicht es, alle Komponenten der Anlage zu Wartungszwecken zu erreichen. Aus Kostengründen wurden für diese Versuchsanlage auf einen Netzanschluss verzichtet, die elektrische Energie wird vor Ort in Wärme umgewandelt. Aufgrund der Ähnlichkeit dieses Konzeptes zu Windkraftanlagen konnten einige technische Lösungen übertragen werden, was dazu führte, dass eine Reihe von deutschen Komponentenherstellern aus der Windbranche mit Förderung des Bundesumweltministeriums an diesen Entwicklungen beteiligt sind. Im Laufe des Jahres 2004 wird mit der Entwicklung einer Konzept einer Meeresströmungsturbine im norwegischen Blue Concept-Projekt Quelle: Hammerfest Strom Seaflow-Prototyp vor der Küste Nord-Devons im Bristol Channel Quelle: Marine Current Turbines Vision eines zukünftigen Anlagenparks mit Doppelrotoranlagen der MW-Klasse Quelle: Marine Current Turbines

10 474 Jochen Bard: Energienutzung im Offshore-Bereiche (16) Vega, L. A.: Ocean Thermal Energy Conversion (OTEC). Quelle: Hawaii (U.S.A.), Dezember 1999 (17) Gemini Magazin, Trondheim (1999)1 1,2 MW Anlage begonnen, die über ein Seekabel Strom in das Netz einspeisen wird. Andere Konzepte zur energetischen Nutzung von Meeresströmungen beruhen nicht auf drehenden Rotoren sondern oszillierenden Auftriebsprofilen, die ähnlich wie Pelamis über ein hydraulisches System elektrische Energie aus dieser Bewegung erzeugen. Einer der bekanntesten Vertreter dieses Typs ist die Stingray Anlage der Britischen Firma Engineering Business. Ein Prototyp mit 150 kw wurde Ende 2002 für kurze Zeit getestet. Eine besonders robuste Lösung stellt eine Technik nach dem Prinzip der Venturidüse dar. Dabei wird in einer mit Meerwasser durchströmten großen Röhre eine Sekundärströmung in einer kleineren seitlichen Röhre erzeugt. Diese Luftoder Wasserströmung besitzt eine wesentlich höhere Geschwindigkeit und kann mit einer verhältnismäßig kompakten Turbine zur Stromerzeugung genutzt werden. Pläne für die Realisierung solcher Anlagen werden zu Zeit z.b. in den USA verfolgt. 5 Andere Verfahren Neben den Verfahren zur Umwandlung der kinetischen Energie von Wellen und Strömungen existieren noch viele weitere Ansätze, Energie aus dem Meer zu gewinnen. Eine Variante beruht auf der Ausnutzung der Temperaturunterschiede zwischen dem bis zu 33 C warmen Oberflächenwasser in tropischen Regionen und dem bis zu 4 C kalten Tiefenwasser. Diese kann mit Ammoniak als Arbeitsmedium zur Ausbildung eines Niedertemperaturdampfkreislaufs verwendet werden. Erste Untersuchungen dazu begannen in den 1930er Jahren in Frankreich. Zwischen 1993 und 1998 war auf Hawaii eine Anlage mit 210 kw Leistung in Betrieb. Neben den technischen Schwierigkeiten sprechen auch die hohen Kosten gegen einen Ausbau dieser Technologie. 16 Aus dem unterschiedlichen Salzgehalt der Meere und Flüsse lässt sich ebenfalls Energie gewinnen. Bringt man zwischen Seewasser mit einem Salzgehalt von 3,5 % und Süßwasser eine für Salz undurchlässige Membran, so lässt sich mittels Osmose ein Druck von 27 bar aufbauen, der genutzt werden kann, um Turbinen anzutreiben und elektrischen Strom zu erzeugen. An dem von der Europäischen Kommission geförderten Projekt der norwegischen Statkraft Salinity Power ist auch das Institut für Chemie des GKSS Forschungszentrums in Geesthacht mit einer Membranentwicklung beteiligt. Der Wasserdurchsatz muss gegenüber heute kommerziell erhältlichen Membranen bei gleichzeitig hohen Rückhaltungen für Salze von >99.9% auf Werte von mehr als 4 l/m² h bar erhöht werden, damit diese Technologie wirtschaftlich eingesetzt werden kann. 17