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Samstag, 16. Februar 2019

Offshore-Windkraft

Geballte Innovationskraft auf See

Von Ariane Rüdiger | 20. September 2018 | Ausgabe 38

Der Windpark Arkona in der Ostsee verwendet eine Fülle neu entwickelter Technologien. Sie beschleunigen den Baufortschritt, entlasten die Umwelt und sollen im Betrieb die Ausbeute erhöhen.

w - Arkona BU
Foto: picture alliance/Ulrich Baumgarten

Umspannwerk (li.) und Hotelschiff (re.) im Ostsee-Windpark Arkona: Schon 2019 – schneller als geplant – soll die Anlage Strom erzeugen.

Dass große Bauprojekte ihren Planungen hinterherhinken, ist eher die Regel. Beispiel für eine Ausnahme ist der Offshore-Windpark Arkona 35 km vor Rügen in der Ostsee. Dort sollen schon im kommenden Jahr – und nicht wie ursprünglich geplant erst 2020 – 60 Windkraftanlagen vom Typ Siemens SWT 6.0 MW-154 arbeiten und rund 385 MW an Nennleistung bereitstellen.

Insgesamt ist Arkona ein Innovationsträger für die deutsche Offshore-Windkraft. „Beim Bau von Arkona haben wir viele innovative Technologien zum ersten Mal praktisch eingesetzt“, sagt Projektleiter Holger Matthiesen. 1,2 Mrd. € stecken die beiden Projektpartner Eon und Equinor (ehemals Statoil) in den Windpark.

Der Strom wird dann über eine gemeinsam mit 50Hertz gebaute Offshore-Umspannplattform an den Anlandepunkt Lubmin geleitet, wohin drei 90 km lange 220-kV-Wechselstrom-Seekabel führen. 400 000 Haushalte können damit versorgt werden.

Bei einer Besichtigung des Arkona Marine Coordination Center in Hamburg, wo etwa 100 Experten zusammenarbeiten, konnten Journalisten sich über den raschen Baufortschritt und seine technologischen Gründe informieren. Derzeit werden bereits die Turbinen montiert. Bei den Arbeiten sind 14 Schiffe mit 355 Mitarbeitern im Einsatz.

Schon die Planung verlief aufgrund neuartiger Methoden schneller. Hinzu kam das gute Wetter: „Wir haben dank neuartiger Seismikmessungen viele Standorte ohne Vor-Ort-Bohrungen wählen können, was den Aufbau der Fundamente beschleunigt hat“, erklärt Matthiesen. Dabei wurde die gesamte Parkfläche seismisch untersucht und ein physikalisches 3-D-Modell des Windparkuntergrundes erstellt.

Mithilfe einer Korrelationsmethodik entstand für jedes bestehende oder noch geplante Bohrloch ein geophysikalisches Profil. Ärger mit den Standorten gibt es bislang nicht. Dabei wurden die Bohrlöcher nur auf Basis der hochaufgelösten 3-D-Mehrkanalseismik ausgewählt, die gemeinsam mit dem Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (Iwes) entwickelte wurde.

Zudem übten die Installationsteams die Errichtung der Fundamente an Land. Der Prototyp Assembly Onshore Test ermöglichte, das Zusammenspiel der Lieferanten und die Montageprozesse insgesamt zu optimieren. Das steigerte Qualität und Sicherheit der Prozesse.

Weitere Vorteile resultierten daraus, dass sich der Offshore-Windpark Wikinger, errichtet von Iberdola, unmittelbar in der Nähe befindet. „Dank unserer Absprachen konnten wir das erforderliche jahrelange Umweltmonitoring einer rund 2000 km2 großen Zone für beide Windparks bündeln und bis heute gemeinsam durchführen“, erklärt Matthiesen. Das spart Geld.

Die gewählte Monopile-Architektur besteht aus bis zu 81 m hohen Pfeilern, die senkrecht in den Seegrund gerammt werden – was mit 160 dB normalerweise erheblich lauter ist als ein startendes Düsenflugzeug aus 30 m Entfernung. Zum Schutz der marinen Säugerwelt vor Lärm rund um den Standort der Rammarbeiten wurde dabei ein Blasenschleier eingesetzt: Zwei in konzentrischen Kreisen um den Rammstandort verlegten Schläuchen entströmen während des Rammens permanent Luftblasen, die die Schallwellen zumindest teilweise an der Ausbreitung hindern.

Die Stahlfundamente wiegen zwischen 700 t und 1200 t. Sie sollen bei einer auf mindestens 25 Jahre geplanten Betriebsdauer das gesamte Gewicht der Anlage auch bei Sturm und Wellengang tragen. Da Seewasser stark korrosive Eigenschaften hat, ist guter Korrosionsschutz wichtig. Bei den Arkona-Fundamenten wird auf den Stahl eine dünne Aluschicht aufgesprüht. Dadurch sind Opferanoden verzichtbar. „Das resultiert in 5 % bis 10 % weniger Stahlverbrauch und verringert die Menge des Stahls, der den korrosiven Kräften ausgesetzt ist, auf die Hälfte“, erklärt Matthiesen.

Für die 120 riesigen, 25 kg wiegenden Verbindungsschrauben, die verwendet werden, wurde mit Boltlife eine lebensverlängernde Technologie entwickelt, bei der die Verspannkraft in der Schraube gemessen und Spezialwerkzeug verwendet wird.

Weniger Materialverbrauch, mehr Sicherheit: Die verwendeten Kabel sind standardisiert, doch optimiert das Planungsteam per Software die benötigten Kabellängen und -durchmesser. Denn Letztere schwanken je nach Verwendungszweck zwischen 300 mm und 800 mm, wobei die Kabel jeweils aus drei Kupferkernen und Lichtwellenleitern zur Informationsübertragung bestehen. Zudem erhielt die Einführung des Kabels in den Monopile einen speziellen Schutz, der vor vorzeitigem Durchscheuern bewahren soll.

Auch am Umspannwerk auf See kommt neu entwickelte Technik zum Einsatz – und zwar für den Anlagenbetrieb. Neben dem Umspannwerk befindet sich ein Hotelschiff, in dem während ihrer 14-Tages-Einsätze die rund 120 am Bau beschäftigten Mitarbeiter wohnen.

Das Übersetzen vom Hotelschiff zur Plattform des Umspannwerks war bisher besonders bei kaltem Wetter riskant. „Auf die Plattform führt nur eine Leiter, die vereisen kann und dann sehr rutschig ist“, erklärt Matthiesen. Deshalb wurde zum ersten Mal in einem Offshore-Bauprojekt ein per Fernsteuerung elektrisch beheizbarer Übergang (Boat Landing) an der Plattform realisiert. So kommt das Personal auch bei Schlechtwetter besser hinauf.