Schwimmende Stromparks

Sturm im Wasserglas: Das Schwimmfundament der dänischen Force Technology machte Besucher der EWEA-Offshore-Konferenz neugierig.

Bei festen Offshore-Fundamenten und Schwimmplattformen gibt es jede Menge neuer Idden und erste Erfahrungen mit der Multimegawatt-Klasse. Allen Designern gemein ist der Respekt vor den Kräften des Meeres.

Text: Nicole Weinhold, Foto: EWEA

 

Leicht schaukelnd auf der bewegten Wasseroberfläche erinnern sie ein bisschen an Schiffbrüchige auf einer Rettungsinsel: Drei Windturbinen, die über eine schwimmende Gestängekonstruktion miteinander verbunden sind. Das ungewöhnliche Bauwerk treibt vorerst nur in einem kleinen Wasserbassin am Ausstellungsstand der dänischen Firma Force Technology auf der EWEA-Offshore-Konferenz in Berlin. In großem Maßstab mit Multimegawatt-Turbinen wird das Projekt Windsea möglicherweise in einigen Jahren vor der norwegischen Küste zu sehen sein. Voraussetzung: Das Design hält, was sich die Entwickler davon versprechen. Force Technology ist kein Newcomer in der Offshore-Technik. Das 1939 gegründete Wissenschaftsinstitut ist auf Entwicklung, Test und Analyse von maritimer Technologie spezialisiert und zählt rund 1.000 Mitarbeiter in Dänemark, Schweden, Norwegen, den USA und Russland.

Morgan Troedsson weiß, dass die Schwimmturbinen bei manchem Betrachter Widerwillen auslösen. Geduldig bemüht sich der Force-Vertriebsingenieur, Zweifel zu zerstreuen, zum Beispiel ob der extremen Nähe der Maschinen zueinander: „Zwei Turbinen bilden eine Windmauer, die den Ertrag um fünf bis zehn Prozent erhöht.“ Bei der dritten Turbine laufe der Rotor im Gegensatz zu den beiden anderen in Windrichtung hinter dem Turm. Dieser sogenannte Leeläufer werde hinter der Windmauer eine geringere Windernte einspielen, sei aber für die Steuerung unerlässlich.

In vorangegangenen Untersuchungen habe sich das schwimmende Fundament als ökonomischste Lösung erwiesen, erklärt Troedsson. Um sich immer ideal zum Wind zu positionieren, soll sich die gesamte Plattform um 360 Grad drehen können. Dafür wird ein dreiarmiger Stern den Mittelpunkt der Plattform mit einem Ankersystem verbinden. Das Fundament aus drei vertikalen Stützpfeilern, die durch Stahlrahmen miteinander verbunden werden, ist streng symmetrisch ausgerichtet. Auf diese Weise können Strömungs- und Wellenkräfte in das Zentrum abgeleitet werden. Service-Vorteil: Für Reparaturen kann die Strominsel komplett an Land gebracht werden.

„Die schwimmende Konstruktion erscheint komplex und schwergewichtig“, räumt der Vertriebsmann ein, um gleich anzufügen: „Aber nicht für die Ölindustrie. Dort kommen viel schwerere Schwimmplattformen zu Einsatz.“ Die Technologie sei Standard in der maritimen Industrie und bereits auf gewöhnlichen Bohrinsel-Werften erhältlich.

Wie sehen die nächsten Schritte aus? Ein norwegisches Unternehmen wolle den ersten Windsea-Prototyp mit rund zehn Megawatt Gesamtleistung für die Stromversorgung einer Ölbohrplattform einsetzen, so Troedsson. In diesem Jahr wird Force Technology zunächst Erfahrungen mit einem 1:40-Modell in den eigenen Wellen- und Windkanälen sammeln.

 

Statoilhydro hält zwei Schwimmvarianten bereit

Die Offshore-erfahrenen Norweger kennen sich zumindest bei der Öl- und Gasförderung mit Schwimmfundamenten aus. Doch was heißt das? „Fehler können wir uns auch bei der Ölförderung nicht leisten. Wenn ein Fundament sich losreißen würde, hätten wir eine Umweltkatastrophe“, erklärt Anne Strømmen Lycke, Vize-Präsidentin Wind Power bei Statoilhydro. Seit 15 bis 20 Jahren arbeite ihr Unternehmen bereits mit dieser Technologie. Nun wollen die Skandinavier schwimmende Windparks bauen. Ein Prototyp des Projektes Hywind soll 2009 vor der Westküste Norwegens errichtet werden. Siemens Wind Power wird dafür die Turbinen liefern.

Vorteil eines Standortes auf hoher See sei die Tatsache, dass sich dort die Wellen weniger brechen, als im flachen Wasser, sagt Finn Gunnar Nielsen, Entwickler bei Statoilhydro. Er ist sich sicher: „Bei häufig brechenden Wellen vibrieren die Turbinen ständig.“ Das wiederum belaste die Anlagentechnik. Der von den Norwegern verwendete Fundamenttyp sei zudem in der Ölindustrie bereits erprobt. Die Schwimmplattform, die im Wesentlichen aus einem hohlen Betonkörper besteht, wird einen Tiefgang von 80 bis 120 Metern erreichen. Drei Anker sollen seitliche Bewegungen verhindern.

Das zweite Projekt, an dem die Norweger derzeit mit zehn, ab Mitte 2008 aber mit 25 Prozent beteiligt sind, heißt Sway. Es erinnert an einen Schwimmer beim Angeln, der den Haken daran hindert, auf den Grund zu sinken. Die Idee kam von „einem dieser smarten, jungen Studenten“, schwärmt Anne Strømmen Lycke, „aber das Projekt wird noch einige Zeit beanspruchen, da dort eine komplett neue Technologie eingesetzt wird.“ Der getriebelose Leeläufer soll auf eine Leistung von fünf MW ausgelegt werden. Abhängig vom Standort lasse sich Strom mit dem Konzept 30 bis 40 Prozent günstiger produzieren, heißt es von Seiten der Bergener Firma Sway. Der Prototyp ist für 2010 vorgesehen, frühestens 2012 soll der erste kommerzielle Schwimmpark entstehen. Sway hat neben Statoilhydro mit Shell und Norwegens Energieversorger Nummer Drei, Statkraft, prominente Entwicklungspartner gefunden.

Das niederländische Unternehmen Blue H ist in der Projektrealisierung bereits einige Schritte weiter als der Wettbewerb: Im Oktober ist die erste schwimmende Turbine zu Wasser gelassen worden (neue energie 9/2007). Der 80-Kilowatt-Prototyp ist Anfang Januar im Meeresboden vor der süditalienischen Küste verankert worden.

Seine Schwimmkraft erhält die Anlage durch eine zum Großteil unter der Wasseroberfläche liegende Plattform mit 15 Metern Tiefgang. Leerrohre und ein hohler Zentralkörper sorgen mit einem Volumen von 600 Kubikmetern für einen Auftrieb von 600 Tonnen. Für die Verankerung wurde ein stählerner Ballastkörper 108 Meter tief auf dem Meeresgrund abgesenkt und mit 1.000 Tonnen Kies, verteilt auf sechs Kammern, gefüllt. Anschließend ist der Schwimmkörper mit 150 Tonnen Wasser beschwert und die auf diese Weise „tiefer gelegte“ Plattform durch Ketten mit dem gewichtigen Anker verbunden worden. Durch Ablassen des Wassers hat die Konstruktion den nötigen Auftrieb erhalten, um die Ketten zu straffen und die Plattform unter Spannung zu bringen. Der von Garrad Hassan auf den Namen Soft-Soft getaufte Fundamenttyp begegnet mit seinem dynamischen Verhalten zum Beispiel horizontalen Kräften durch langsame Bewegung in dieselbe Richtung. Im Herbst soll bereits der zweite Prototyp, diesmal mit zwei Megawatt, aufs Meer ziehen. Dieser wird mit einem hydraulischen Zylinder ausgestattet sein, der das Nachregeln der Ankerketten gestattet. „Sollte der Grund unter dem Anker durch die Strömung frei gespült werden, können wir ihn entsprechend absenken“, so Technikchef Martin Jakubowski. Die Ausspülung, der sogenannte Kolk, sei aber relativ gering. Wellen hätten in der extremen Wassertiefe keinen Einfluss auf die Bodenbewegung und Tidenhub gebe es im Mittelmeer ohnehin kaum. Zwei Probleme, mit denen Offshore-Turbinen in 20 Metern Wassertiefe in der Nordsee Bekanntschaft machen könnten.

Wirklich neu ist die Blue-H-Turbine übrigens nicht: Der Vorgänger des schwimmenden Zweiflüglers war 1992 unter dem Namen Gamma 60 auf Sardinien installiert worden, ist dann aber laut Jakubowski sich selbst überlassen und später demontiert worden. Zwei daraus hervorgegangene, optimierte Prototypen wurden gar nicht erst aufgestellt. „Unter anderem wegen eines niedrigen Ölpreises fehlte der politische Wille“, sagt der Technikchef. Diese zwei Anlagen, die 2005 von der italienischen Prüfstelle Rina zertifiziert wurden, haben die Niederländer aufgekauft.

Entscheidend für die Zukunft der Windkraft auf dem Meer wird aber die Frage sein, ob sich das Zusammenspiel beider Bauteile – die Kombination Windrad und Schwimminsel – langfristig bewährt: Auf die Turbine übertragene Bewegungen könnten den Triebstrang erheblich belasten. Selbst fest im Boden verankerte Offshore-Fundamente werden von der Kraft des Wassers in Bewegung versetzt. Experten behaupten sogar, dass ein Teil der zahllosen Getriebeschäden auf dem Meer der Tatsache geschuldet ist, dass die Turbinen kaum zur Ruhe kommen.

 

Multibrid sammelt am Land Erfahrung

Trotz erster vorsichtiger Schritte in Richtung Schwimmfundamente planen die meisten Offshore-Entwickler nach wie vor, ihre Turbinen mit festen Fundamenten im Meeresboden zu verankern. Bisher sind überwiegend Ein- bis Drei-MW-Anlagen in flacherem Wasser installiert worden. Dafür haben sich schwergewichtige Gravitationsfundamente oder Pfahlgründungen, sogenannte Monopiles, bewährt. Doch für Turbinen der Fünf-MW-Klasse in Meerestiefen von über 30 Metern sind diese Typen zu kostspielig oder schlicht technisch nicht realisierbar.

Deshalb erprobt die Branche derzeit verschiedene neue Fundamenttypen. Erste Erfahrungen haben die Multimegawatt-Hersteller bereits gesammelt. So hat Multibrid seine M5000 auf einem Dreibein, dem Tripod, an Land errichtet (neue energie 10/2005). „Der weiche Boden am Standort Bremerhaven erlaubt belastbare Rückschlüsse auf das Anlagenverhalten unter Offshore-Bedingungen“, so Multibrid-Geschäftsführer Martin Lehnhoff. Erste Messergebnisse hätten zum Großteil die zuvor getroffenen Annahmen bestätigt. Wenn das Unternehmen seine Maschinen Ende des Jahres im Meereswindpark Alpha Ventus installiert, werden die Tripods erstmals beweisen müssen, dass sie nicht nur weichem Grund, sondern auch Wellen und Strömung widerstehen.

Dreibeinig ist auch die von Bard Engineering favorisierte Variante. Auf der Suche nach einer einfachen Fundamentkonstruktion, die sich relativ schnell in Serie fertigen lässt, hat Bard das Tripile entwickelt. Drei Rammpfähle werden dafür wenige Meter über der Wasseroberfläche durch ein Stützkreuz verbunden. Auf dem zentralen zylindrischen Teil dieses Kreuzes werden Turm und Anlage installiert. Die Verbindung zwischen den Rammpfählen und den Rohren des Stützkreuzes wird mit Spezialbeton vergossen. Tripiles sollen in diesem Frühjahr erstmals die Fünf-MW-Turbinen von Bard im Meer verankern (neue energie 12/2007). „Im April bauen wir das erste Fundament in unserem Werk in Cuxhaven“, so Bard-Geschäftsführer Heiko Roß.

Die Repower Systems AG hat 2006 und 2007 zwei ihrer Fünf-Megawatt-Anlagen vor der Küste Schottlands auf vierbeinigen Gitterfundamenten, in 44 Meter Wassertiefe errichtet. Jacket heißt diese Gründungsvariante. Marc Seidel, aus der Abteilung Engineering bei Repower, betont, diese Technik werde bereits für Ölplattformen eingesetzt. In der Windkraft ist sie gleichwohl eine Neuheit. Ergebnisse von Messungen am Fundament lägen derzeit noch nicht vor, so Seidel, „die Messkampagne ist aber gestartet und sollte bald Ergebnisse liefern“. Bezüglich der Fertigung berichtet er aber, es werde derzeit geprüft, ob eine gegossene Konstruktion einer geschweißten vorzuziehen sei. Die Beatrice-Anlagen ruhen auf geschweißten Fundamenten. Nachteil: Sie lassen sich weniger gut bei der Qualitätssicherung prüfen.

Ein anderes Jacket in der Nordsee, die Forschungsplattform Fino 1, hat sich bereits bewährt. „Jacket, Plattform und Messbetrieb blieben völlig unbeeindruckt von bis zu 16 Meter hohen Wellen. Einzig Anbauteile unterhalb der Hauptplattform wurden beschädigt“, berichtet Gundula Fischer vom Germanischen Lloyd. Sie geht sogar davon aus, dass diese Fundamentvariante großen Wellen besser begegnen kann als zum Beispiel ein Monopile. Die aus einem einzigen, in den Boden gerammten Rohr bestehende Gründung biete deutlich mehr Angriffsfläche für die Kräfte des Meeres.

In dem belgischen Offshore-Windpark Thornton Bank will Repower im Herbst sechs 5M auf Gravitationsfundamenten aus Beton installieren, um auch mit diesem Typus Erfahrungen zu sammeln. Der Park liegt mit 25 Metern in einer geringeren Wassertiefe als die Beatrice-Anlagen. In der Vergangenheit kamen Gravitationsfundamente wegen ihrer relativ geringen Kosten relativ häufig zum Einsatz, zum Beispiel in den Offshore-Windparks Lillgrund und Nysted. Bisher hieß es jedoch, dass sie sich eher für flache Gewässer eignen. Denn: Je tiefer das Wasser, desto gewichtiger muss das Fundament sein. Damit erhöhen sich aber auch die Kosten. Ein Schwachpunkt dieses Fundamenttyps ist die Demontage. Gerade in weichem Grund wie etwa in Nysted sollen die Fundamente gleich einige Meter tief versackt sein. Sie werden sich am Ende ihrer Lebenszeit nur schwer bergen lassen.

Bei der Suche nach dem idealen Offshore-Fundament taucht derzeit immer öfter der Name Suction Bucket auf. Diese umgangssprachlich als ‚umgedrehter Eimer’ bezeichnete Variante ist der Enercon GmbH 2004 vor der Küste von Wilhelmshaven bei der Montage in Schieflage geraten. Dieses Erlebnis hat die Ostfriesen in ihrer Zurückhaltung gegenüber der Windkraft vom Meer bestätigt. Sie hatten das Stahlfundament in den Hallen der schwedischen Bladt Industries nach deren Design gebaut. Jetzt gibt es Zeichen, dass Bladt noch in diesem Jahr für ein Offshore-Projekt ein weiteres Suction Bucket fertigen will.

Überlegungen gibt es auch für Mischformen von Fundamenten: Zum Beispiel könnten die Pfahlgründungen beim Jacket durch vier Suction Buckets ersetzt werden. Die Kombination aus Gravitationsfundament und umgedrehtem Eimer wird ebenfalls geprüft. Gegenüber einem Monopile habe das Suction Bucket einen Vorteil, so Christian Nath, Leiter des Windenergiebereiches beim GL in Hamburg: „Das Material des Monopiles wird beim Rammen sehr stark belastet.“ Das Bucket saugt sich dagegen durch den Unterdruck in den Boden. Wenn alles gut geht, also eine Material schonende Variante.

Insgesamt darf man gespannt in die Zukunft blicken, welche Fundamenttypen sich durchsetzen und welche über den Prototyp nicht hinaus kommen. Fest steht: Sollte die Windkraft tatsächlich in Wassertiefen von über 100 Metern vordringen, dann wohl nur mit Schwimmplattformen.