Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e. V.

Erneuerbare Energien Gesamtüberblick der Technischen Versicherer im GDV über den technologischen Entwicklungsstand und das technische Gefährdungspotenzial

Stand April 2013

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Erneuerbare Energien Gesamtüberblick der Technischen Versicherer im GDV über den technologischen Entwicklungsstand und das technische Gefährdungspotenzial

Stand April 2013

Impressum: Redaktionsstand: 01.03.2013 Herausgeber: Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e. V. (GDV) Verantwortlich: Kommission Technische Versicherungen Redaktion: Thorsten Land GDV Wilhelmstraße 43/43 G 10117 Berlin Tel.: +49 / 30 / 2020 - 5341 Fax: +49 / 30 / 2020 - 6341 [email protected] www.gdv.de ISBN-Nr: 978-3-939163-48-0 Schutzgebühr: 25,00 €

INHALTSVERZEICHNIS

I Vorwort

25

II

31

Einleitung Erneuerbare Energien

III Windkraftanlagen

47

IV

167

Solare Energiesysteme

V Biomasse

209

VI

241

Biogene Kraftstoffe

VII Biogas

261

VIII Brennstoffzellen und Wasserstofftechnologie

303

IX Geothermie

333

X

353

Carbon Capture and Storage

XI Glossar

391

MITWIRKENDE

Peter Bender

München

Christoph Deppe

München

Stefan Feldhütter

München

Tobias Grimm

München

Dr. Holger Huhn

Hannover

Michael Klug

München

Thorsten Land (Redaktion)

Jörg Michaels

Dietrich-Uwe Oppers

Berlin

Hannover

Düsseldorf

Matthias Petzsch

Hannover

Dr. Kurt Rohrig

München

Manfred Schäfer

Frank Thyrolf

Bremen

Berlin

Inhaltsverzeichnis

7

Inhaltsverzeichnis

I

Vorwort der Redaktionsgruppe zur 8. Auflage 2013

II Einleitung 1 Einleitung.......................................................................................................................................................... 33 2

Die Ziele der Bundesregierung......................................................................................................................... 35

3

Technischer Überblick (gesamt und nach Energieträgern)............................................................................. 35 3.1 Wasserkraft .......................................................................................................................................................... 35 3.2 Windkraft............................................................................................................................................................... 36 3.2.1 Floating Turbines............................................................................................................................... 37 3.3 Sonnenenergie..................................................................................................................................................... 38 3.3.1 Wärmeerzeugung............................................................................................................................. 38 3.3.2 Stromerzeugung............................................................................................................................... 38 3.3.2.1 Photovoltaik-Anlagen............................................................................................. 38 3.3.2.2 Solarthermische Kraftwerke................................................................................. 39 3.4 Biomasse................................................................................................................................................................ 40 3.4.1 Feste Biomasse.................................................................................................................................. 40 3.4.2 Flüssige Biomasse............................................................................................................................. 40 3.4.3 Biogas................................................................................................................................................... 41 3.5 Stoffliche Speicherung: Wasserstoff- und Methantechnologie.............................................................. 41 3.6 Brennstoffzellen................................................................................................................................................... 41 3.7 Geothermie........................................................................................................................................................... 42

4

Besondere Technologien................................................................................................................................... 42 4.1 Aufwindkraftwerke............................................................................................................................................. 42 4.2 Gezeiten-, Wellen- und Meeresströmungs­energie..................................................................................... 43 4.2.1 Gezeitenkraftwerke.......................................................................................................................... 43 4.2.2 Wellenkraftwerke............................................................................................................................. 44 4.2.3 Osmosekraftwerke........................................................................................................................... 44

5

Smart Grids, Virtuelle Kraftwerke und Regenerative Kombikraftwerke....................................................... 44

8

Inhaltsverzeichnis

6 Quellenverzeichnis:........................................................................................................................................... 46 7

Literatur und Internetadressen:....................................................................................................................... 46

III Windkraft 1 Einführung......................................................................................................................................................... 49 2

Grundsätzliche Unterschiede in den Anlagenkonzepten............................................................................... 49 2.1 Windenergieanlagen mit Getriebe und schnell laufender Abtriebswelle............................................ 50 2.2 Windenergieanlagen mit Getriebe und langsam laufender Abtriebswelle......................................... 50 2.3 Getriebelose Windenergieanlagen................................................................................................................. 50

3 Bauelemente..................................................................................................................................................... 51 3.1 Fundament............................................................................................................................................................ 51 3.2 Turm........................................................................................................................................................................ 52 3.3 Chassis/Gondel.................................................................................................................................................... 53 3.4 Gondel - Nachführung (Azimut-Antrieb)...................................................................................................... 53 3.5 Rotornabe.............................................................................................................................................................. 53 3.6 Rotor........................................................................................................................................................................ 53 3.7 Hauptlager............................................................................................................................................................ 54 3.8 Hauptwelle (auch Rotorwelle).......................................................................................................................... 55 3.9 Hauptgetriebe...................................................................................................................................................... 55 3.9.1 Lastverzweigungsgetriebe.............................................................................................................. 55 3.9.2 Getriebekonzept für konstante Abtriebsdrehzahl ohne Umrichter.................................... 56 3.10 Hydraulikanlage................................................................................................................................................... 56 3.11 Bremsen................................................................................................................................................................. 56 3.12 Generator............................................................................................................................................................... 57 3.13 Elektrische Anlagen............................................................................................................................................. 58 3.14 Übergabestation.................................................................................................................................................. 59 3.15 Werteverteilung in der Windenergieanlage................................................................................................. 59 4 Betriebssicherheit............................................................................................................................................. 59 4.1 Wartung................................................................................................................................................................. 59 4.2 Blitzschutz der Windenergieanlage................................................................................................................ 59 4.3 Brandschutzsysteme........................................................................................................................................... 60 4.4 Bremssysteme...................................................................................................................................................... 61 4.5 Condition Monitoring......................................................................................................................................... 61 4.6 Die Überwachung von Windturbinen............................................................................................................ 62 4.7 Ölpartikelzählung................................................................................................................................................ 68 5

Stand der Entwicklung landgebundener Windenergieanlagen..................................................................... 68

Inhaltsverzeichnis

9

6 Schadenpotenzial............................................................................................................................................. 69 6.1 Normale externe Bedingungen ....................................................................................................................... 69 6.2 Abnormale externe Bedingungen .................................................................................................................. 69 6.3 Normale interne Bedingungen........................................................................................................................ 70 6.4 Abnormale interne Bedingungen.................................................................................................................... 70 6.5 Andere Bedingungen.......................................................................................................................................... 70 7 Schadenszenarien............................................................................................................................................. 70 7.1 Onshore Windenergieanlagen......................................................................................................................... 70 7.1.1 Rotorblätter........................................................................................................................................ 70 7.1.2 Getriebe und Rotorhauptlager...................................................................................................... 72 7.1.3 Generator............................................................................................................................................ 74 7.1.4 Elektrische Einrichtungen............................................................................................................... 74 7.1.5 Fundamente....................................................................................................................................... 76 7.1.6 Haftungsrisiken................................................................................................................................. 77 7.1.7 Totalschäden...................................................................................................................................... 77 8 Betriebsunterbrechungsrisiko.......................................................................................................................... 78 8.1 Risikoerhöhende Faktoren................................................................................................................................. 78 8.2 Stromerträge, Wirkungsgrade.......................................................................................................................... 79 8.3 Schadenbetrachtung aus Maschinenbetriebsunterbrechungen............................................................ 80 8.4 Wartungsverträge............................................................................................................................................... 80 9 Offshore-Windenergieanlagen........................................................................................................................ 81 9.1 Vorwort ................................................................................................................................................................. 81 9.2 Einleitung.............................................................................................................................................................. 84 9.2.1 Stand der Planungen........................................................................................................................ 84 9.2.2 Stand der Genehmigungen............................................................................................................ 84 9.2.3 Staatliche Förderung........................................................................................................................ 85 9.2.4 Aktive Begleitung durch die Versicherungsindustrie.............................................................. 85 9.2.5 Forschungsplattformen................................................................................................................... 85 9.3 Stand der Technik ................................................................................................................................................ 86 9.3.1 Anlagentechnik................................................................................................................................. 86 9.3.2 Gründungen und Fundamente ..................................................................................................... 89 9.3.3 Seekabel und Landanbindung....................................................................................................... 92 9.3.3.1 Stromnetz.................................................................................................................. 93 9.3.3.2 Umspannstation...................................................................................................... 93 9.4 Errichtung.............................................................................................................................................................. 95 9.5 Betrieb.................................................................................................................................................................... 96 9.5.1 Anlagenüberwachung..................................................................................................................... 96 9.5.2 Wartung und Instandsetzung....................................................................................................... 97 9.5.3 Brandschutz........................................................................................................................................ 97 9.5.4 Anzuwendende Normen und Richtlinien (Gastbeitrag Germanischer Lloyd, Hamburg)............................................................................ 98

10

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9.6

Schadenpotenziale und -szenarien ................................................................................................................ 99 9.6.1 Schadenpotenziale .......................................................................................................................... 99 9.6.2 Schadenszenarien...........................................................................................................................100 9.7 Versicherbarkeit.................................................................................................................................................101 9.7.1 Elementarrisiken.............................................................................................................................101 9.7.1.1 Wind, Wellen und Gezeiten ................................................................................101 9.7.1.2 Hagel.........................................................................................................................101 9.7.1.3 Eisgang......................................................................................................................102 9.7.1.4 Eisansatz / Eisbildung...........................................................................................102 9.7.1.5 Blitzschlag................................................................................................................102 9.7.1.6 Erdbeben..................................................................................................................103 9.7.1.7 Tsunami....................................................................................................................103 9.7.2 Betriebsunterbrechungsrisiken...................................................................................................104 9.7.3 Innere Schäden (Herstellergarantien).......................................................................................106 9.7.4 Haftpflichtrisiken ...........................................................................................................................106 9.7.5 Transportrisiken ..............................................................................................................................108 9.7.5.1 Die Analyse der Transportprozesskette............................................................108 9.7.5.2 Lagerung...................................................................................................................108 9.7.5.3 Straßenfahrzeuge .................................................................................................109 9.7.5.4 Ladungssicherung .................................................................................................109 9.7.5.5 Umschlag mittels Kran................................................................................................ ....................................................................................................................................109 9.7.5.6 Pontons/Bargen......................................................................................................109 9.7.5.7 Spezialschiffe (Jack Up-Schiffe)..........................................................................110 9.7.5.8 Aufrollvorgänge......................................................................................................110 9.7.5.9 Wetter Monitoring:...............................................................................................110 9.7.5.10 Installationsschiffe und Bargen mit und ohne eigenem Antrieb..............110 9.7.5.11 Method Statement (Prozessbeschreibung).....................................................110 9.7.5.12 Transportdeckungsstrecke...................................................................................111 9.7.6 Kumulkontrolle................................................................................................................................111 9.8 Sturmschaden-Beispiel (Gastbeitrag Germanischer Lloyd, Hamburg, 2007)....................................112 9.9 Literaturverzeichnis / Quellenangaben / Internetadressen / Abbildungsnachweise......................113 9.10 Unverbindliche Hinweise zur Gestaltung von speziellen Versicherungsbedingungen für Windenergieanlagen auf See ..................................................................................................................114 9.10.1 Höchstentschädigung....................................................................................................................114 9.10.2 Versicherte Sachen.........................................................................................................................114 9.10.3 Deckungen für zusätzliche Kosten.............................................................................................115 9.10.3.1 Kosten der Schadenabwendung und Schadenminderung..........................115 9.10.3.2 Zusätzlicher Arbeitsaufwand zur Neupositionierung eines Anlagenteiles..........................................................................................................115 9.10.3.3 Beseitigung von Wracks, Wrackteilen und/oder Offshore-Trümmern.....115 9.10.3.4 Standby-Kosten (Bereitstellungskosten)..........................................................115 9.10.3.5 Offshore-Stornierungskosten.............................................................................116 9.10.3.6 Kosten der Schadensuche....................................................................................116 9.10.3.7 Umweltgefährdung...............................................................................................116 9.10.3.8 Kosten des Weitertransports..............................................................................116

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9.10.4 9.10.5

11

Sachverständiger (Warranty Surveyor)......................................................................................117 Sonstige Bedingungen ..................................................................................................................118 9.10.5.1 Fundamente............................................................................................................118 9.10.5.2 Gerichtetes horizontales Bohren.......................................................................118

Anhang 1 Offshore-Positionspapiere des Gesamtverbandes der Deutschen Ver­sicherungswirtschaft e.V. (GDV) 2012 1

Zum 2. überarbeiteten Entwurf des „Offshore-Netzplan Nordsee“, veröffentlicht vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) am 01.10.2012............................................119 1.1 Risikotragfähigkeit der Versicherungswirtschaft......................................................................................119 1.2 Versorgungssicherheit als Planungsgrundsatz..........................................................................................120 1.3 Abstände der Umspann- und Netzanschlusstechnik auf See ...............................................................121 1.4 Mindestabstände und Verlegetiefen der Seekabel...................................................................................121 1.5 Weitere planerische Vorgaben zur Risikominderung...............................................................................122

2

Zum Entwurf des Dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftlicher Vorschriften vom 15.08.2012..............................................................................................................................................122 2.1 Haftpflichtversicherung...................................................................................................................................123 2.2 Sachversicherung...............................................................................................................................................123 2.3 Ergebnis................................................................................................................................................................123

3

Zum Entwurf des „Offshore-Netzplan Nordsee“, vorgelegt vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie am 26.06.2012.........................................................................................124 3.1 Einleitung............................................................................................................................................................124 3.2 Abstände der Umspann- und Netzanschlusstechnik im Meer .............................................................125 3.3 Mindestabstände und Verlegetiefen der Seekabel...................................................................................125 3.4 Überschneidungen von Verkehrsströmen und Offshore-Clustern.......................................................126 3.5 Weitere planerische Vorgaben zur Risiko­minderung...............................................................................126

4

Risikobeurteilung der deutschen Versicherer zum Ausbau der Windenergieerzeugung auf See..............126 4.1 Sprunghaft anwachsende Werte- und Risikokonzentration auf See...................................................127 4.2 Grenzen privatwirtschaftlicher Risikotragung...........................................................................................127 4.3 Besonderheiten der deutschen Offshore-Planung / Kumulproblematik............................................128 4.4 Maßnahmen zur Risikominimierung...........................................................................................................128

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Anhang 2 VdS 3523 Windenergieanlagen (WEA) – Leitfaden für den Brandschutz 1 Vorbemerkungen............................................................................................................................................131 2 Anwendungsbereich ......................................................................................................................................131 3 Risiken.............................................................................................................................................................132 3.1 Sachschäden und Folgekosten.......................................................................................................................132 3.1.1 Sachschadenrisiko..........................................................................................................................132 3.1.2 BU-Exponierung..............................................................................................................................133 3.2 Schadenbeispiele...............................................................................................................................................133 3.2.1 Brandschaden infolge Blitzschlags.............................................................................................133 3.2.2 Brandschaden infolge Maschinenbruchs.................................................................................134 3.2.3 Brandschaden infolge von Fehlern in elektrischen Einrichtungen.....................................135 3.2.4 Brandschaden infolge elektrischer Schwingkreise.................................................................135 3.3 Brandschadenursachen....................................................................................................................................135 3.3.1 Erhöhte Gefahren der Brandentstehung durch Blitzschlag.................................................135 3.3.2 Elektrische Anlagen........................................................................................................................136 3.3.3 Heiße Oberflächen.........................................................................................................................136 3.3.4 Feuergefährliche Arbeiten............................................................................................................136 3.3.5 Brandlast ..........................................................................................................................................136 3.3.6 Stark eingeschränkte Zugänglichkeit für die Brandbekämpfung......................................137 3.3.7 Einschränkungen bei der Instandhaltung (Wartung, Inspektion und Instandsetzung)..............................................................................................................................137 4

Schutzziele und Schutzkonzept.....................................................................................................................137

5 Schutzmaßnahmen.........................................................................................................................................139 5.1 Verringerung der Brandentstehungsgefahren...........................................................................................139 5.1.1 Blitz- und Überspannungsschutz...............................................................................................139 5.1.2 Minimierung von Gefahren aus elektrischen Anlagen ........................................................140 5.1.3 Minimierung brennbarer Stoffe .................................................................................................141 5.1.4 Vermeidung von möglichen Zündquellen ...............................................................................142 5.1.5 Feuergefährliche Arbeiten............................................................................................................142 5.1.6 Instandhaltung (Wartung, Inspektion und Instandsetzung) maschineller und elektrischer Anlagen .............................................................................................................142 5.1.7 Rauchverbot.....................................................................................................................................144 5.1.8 Schulung ...........................................................................................................................................144 5.2 Branderkennung und Brandbekämpfung...................................................................................................144 5.2.1 Branderkennung.............................................................................................................................144 5.2.2 Brandbekämpfung..........................................................................................................................146 5.2.3 Störungsüberwachung..................................................................................................................149 5.2.4 Außerbetriebnahme von Sicherheitseinrichtungen..............................................................149

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5.3 Maßnahmen zur Schadenbegrenzung........................................................................................................149 5.4 Qualitätssicherung............................................................................................................................................150 6

Literatur / Quellen..........................................................................................................................................151

Anhang 3 Technischer Anhang 1

Bestimmungen und Qualitätskriterien zur Errichtung von fabrikfertigen Stationen................................155 1.1 Einleitung............................................................................................................................................................155 1.2 Allgemeines.........................................................................................................................................................155

2

Errichtung der Station.....................................................................................................................................155 2.1 Typprüfungen.....................................................................................................................................................155 2.2 Prüfungen zum Nachweis der Erwärmung der Hauptbestandteile in einer Station (Erwärmungsprüfungen)..................................................................................................................155 2.3 Störlichtbogenprüfung....................................................................................................................................155

3 Dokumentation/Prüfprotokolle.....................................................................................................................156 4

Mindestanforderungen an die Stationsausstattung....................................................................................156 4.1 Gebäude...............................................................................................................................................................156 4.2 Mittelspannungsschaltanlage.......................................................................................................................156 4.3 Drehstrom-Öl-Transformator.........................................................................................................................157 4.4 Niederspannungsverteilung...........................................................................................................................157 4.5 Stationsinterne Verkabelung..........................................................................................................................157 4.6 Erdungsanlage....................................................................................................................................................157 4.7 Überspannungsschutz/Blitzstromableiter.................................................................................................157 4.8 Geräteschutz.......................................................................................................................................................158

5 Service..............................................................................................................................................................158

Anhang 4 Anforderungen an Condition Monitoring Systeme für Windenergieanlagen 1

Richtlinie für die Zertifizierung von Con­dition Monitoring Systemen für Wind­energieanlagen ..............159 1.1 Einleitung ............................................................................................................................................................159 1.2 Hintergrund .......................................................................................................................................................160 1.3 Condition Monitoring System .......................................................................................................................160

14

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1.3.1

Richtlinie für die Zertifizierung von Condition Monitoring Systemen für Windenergieanlagen ..............................................................................................................160 1.3.2 Condition Monitoring System.....................................................................................................161 1.3.3 Anforderungen an den WEA Hersteller.....................................................................................163 1.3.4 Anforderungen an die Überwachungsstelle............................................................................163 1.4 Zusammenfassung............................................................................................................................................164 2 Literatur ..........................................................................................................................................................165

IV Solare Energiesysteme 1 Einleitung........................................................................................................................................................169 2

Photovoltaik: Zellen und Module .................................................................................................................. 169 2.1 Gebräuchliche Unterscheidungen ...............................................................................................................170 2.2 Abmessungen.....................................................................................................................................................170 2.3 Perc-Zellen...........................................................................................................................................................171 2.4 Laminat-Module................................................................................................................................................171 2.5 Konzentratormodul (CPV)................................................................................................................................171 2.6 Organische Solarzellen.....................................................................................................................................171 2.7 Photothermie (PVT)...........................................................................................................................................172 2.8 Transparente Module.......................................................................................................................................172 2.9 Gebäudeintegrierte PV (GIPV)........................................................................................................................172 2.10 Gebräuchliche Zellmaterialien und ihre Kurzbezeichnungen................................................................173 2.11 Leistungsverlust durch Alterung (Degradation)........................................................................................174 2.12 Messung der Einstrahlung..............................................................................................................................175 2.13 Kanten- und Rückseitenversiegelung...........................................................................................................175 2.14 Hot Spots geändert...........................................................................................................................................175 2.15 Browning.............................................................................................................................................................175 2.16 Schneckenspuren...............................................................................................................................................175 2.17 Delamination......................................................................................................................................................176 2.18 Modulrahmen.....................................................................................................................................................176 2.19 PID-Effekt.............................................................................................................................................................177 2.20 Modulanschlussdose und Kabelaustritt......................................................................................................177 2.21 Steckverbinder....................................................................................................................................................177 2.22 Generatoranschlusskasten..............................................................................................................................178 2.23 Prüf- und Sicherheitsnormen.........................................................................................................................178 2.24 Mittelspannungsrichtlinie des BDEW..........................................................................................................180 2.25 Windeinfluss.......................................................................................................................................................180 2.26 Schneelast nach DIN 1055-5 (EN 1991-1-3) ..............................................................................................181

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3 Wechselrichter................................................................................................................................................182 3.1 Wechselrichter mit Transformator................................................................................................................183 3.2 Wechselrichter ohne Transformator.............................................................................................................183 3.3 Master-Slave-Funktion.....................................................................................................................................183 3.4 Zusatzfunktionen..............................................................................................................................................183 3.5 Modulwechselrichter........................................................................................................................................183 3.6 Installationsvorschriften .................................................................................................................................184 3.7 IP-Schutzarten nach DIN EN 60529 / IEC 529* ..........................................................................................184 3.8 Wechselrichterzuverlässigkeit.......................................................................................................................184 3.9 Datenlogger........................................................................................................................................................186 4 Montagesysteme............................................................................................................................................186 4.1 Einwirkungen und Lasten................................................................................................................................186 4.2 Nachführsysteme..............................................................................................................................................186 4.2.1 Einachsige Nachführung ..............................................................................................................187 4.2.2 Zweiachsige Nachführung............................................................................................................187 4.3 Sturmsicherheit.................................................................................................................................................187 4.4 Fassadenanlagen...............................................................................................................................................188 5

Standsicherheitsnachweis (Statik).................................................................................................................189

6 Kabelanforderungen.......................................................................................................................................189 6.1 Aluminiumkabel................................................................................................................................................189 7

Blitzstrom- und Überspannung geändert.....................................................................................................190 7.1 Äußerer Blitzschutz...........................................................................................................................................190 7.2 Innerer Blitzschutz ............................................................................................................................................191 7.3 Erdungsanlagen ................................................................................................................................................192 7.4 Normen für Blitzschutzanlagen.....................................................................................................................192 7.5 Literatur zum Blitzschutz.................................................................................................................................193

8 Schadenerfahrungen......................................................................................................................................193 8.1 Blitz- und Überspannungsschäden...............................................................................................................193 8.2 Schadenhäufigkeit und -verteilung an Photovoltaikanlagen................................................................193 8.3 Brände in PV-Anlagen richtig löschen..........................................................................................................194 8.4 Diebstahlschäden .............................................................................................................................................195 8.5 Marderschäden..................................................................................................................................................196 8.6 Umweltbelastung geändert...........................................................................................................................196 9 Unterbrechungsschäden................................................................................................................................196 9.1 Betriebsunterbrechung ...................................................................................................................................196 9.2 Ertragsprognosen..............................................................................................................................................197 9.3 Einstrahlungsdaten...........................................................................................................................................197 9.4 Datenquellen......................................................................................................................................................197 9.5 Performance Ratio.............................................................................................................................................198 9.6 Sachverständige für Photovoltaik ................................................................................................................198

16

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10

Thermische Solaranlagen und -kraftwerke...................................................................................................198 10.1 Sonnenwärmekraftwerk..................................................................................................................................198 10.2 Kleinanlagen.......................................................................................................................................................199 10.2.1 Wesentliche Bestandteile einer thermischen Solaranlage..................................................199 10.2.1.1 Flachkollektor..........................................................................................................199 10.2.1.2 Vakuumröhren-Kollektor......................................................................................200 10.2.1.3 Wärmespeicher.......................................................................................................200 10.2.1.4 Wärmetauscher......................................................................................................200 10.2.1.5 Mess-, Steuer- und Regelanlage.........................................................................200 10.2.1.6 Luftkollektoren........................................................................................................200 10.3 Solarthermische Kraftwerke...........................................................................................................................201 10.3.1 Solarthermische Kraftwerke mit Bündelung der Direktstrahlung ....................................201 10.3.1.1 Parabolrinnenkraftwerk; Degradation des Receivers...................................201 10.3.1.2 Fresnel-Solarkraftwerk..........................................................................................202 10.3.1.3 Solarturmkraftwerke.............................................................................................203 10.3.1.4 Paraboloidkraftwerk (Dish-Stirling-System)....................................................204 10.3.1.5 Thermikkraftwerk..................................................................................................204 10.3.2 Solarthermische Kraftwerke ohne Bündelung und Solarteichkraftwerke.......................205

11

Solare Kühltechnik..........................................................................................................................................205

12 GDV-Publikationen .........................................................................................................................................206 13

Internet Links..................................................................................................................................................207

V Biomasse 1 Grundlagen......................................................................................................................................................211 1.1 Biomasse..............................................................................................................................................................211 1.2 Biogene Festbrennstoffe..................................................................................................................................211 1.3 Holzartige Biomasse.........................................................................................................................................211 1.4 Energiepflanzen.................................................................................................................................................211 2

Eigenschaften der Biomasse........................................................................................................................... 212

3

Biomassegewinnung und Nutzung...............................................................................................................214

4

Energetische Nutzung.....................................................................................................................................215 4.1 Feuerungstechniken.........................................................................................................................................216 4.2 Thermochemische Vergasung........................................................................................................................219 4.3 Wärme und Strom.............................................................................................................................................227 4.4 Verflüssigung fester Biomasse (Pyrolyse)....................................................................................................230

Inhaltsverzeichnis

5

17

Relevante gesetzliche Rahmenbedingungen................................................................................................230 5.1 Allgemeine Gesichtspunkte für die Genehmigung..................................................................................230 5.2 Die deutsche Biomasseverordnung..............................................................................................................233 5.3 Altholzverordnung............................................................................................................................................234 5.4 Europäische Normung für Biomasse-Festbrennstoffe. Klassen für Holzhackschnitzel nach prCEN/ TS 14961...............................................................................................................................................................235 5.5 Holzpellets nach DIN 51731...........................................................................................................................236

6 Schadenpotenziale..........................................................................................................................................236 7 Unterbrechungsschäden................................................................................................................................237 8 Schadenerfahrungen......................................................................................................................................237 9 Fazit..................................................................................................................................................................238 10

Regelwerke und Vorschriften.........................................................................................................................238

11 Haftungsrisiken...............................................................................................................................................239 12

Quellenverzeichnis und Internetadressen.....................................................................................................240

VI Biogene Kraftstoffe 1 Grundlagen......................................................................................................................................................243 1.1 Treibstoffarten....................................................................................................................................................243 1.2 Pflanzenöl als Kraftstoff..................................................................................................................................244 2

Eigenschaften von Pflanzenölen....................................................................................................................244

3 Herstellung......................................................................................................................................................245 3.1 Verwendbarkeit..................................................................................................................................................245 3.2 Besonderheiten..................................................................................................................................................246 4 Motortechnik..................................................................................................................................................246 4.1 Brennverfahren beim Dieselmotor...............................................................................................................246 4.1.1 Vorkammerverfahren.....................................................................................................................247 4.1.2 Wirbelkammerverfahren..............................................................................................................247 4.1.3 Direkteinspritzung..........................................................................................................................247 4.2 Umrüstung..........................................................................................................................................................248

18

Inhaltsverzeichnis

5 Rahmenbedingungen.....................................................................................................................................248 5.1 Qualitätsnorm DIN 51605...............................................................................................................................249 6 Betriebserfahrungen.......................................................................................................................................250 6.1 Stationärer Betrieb (BHKW)............................................................................................................................250 6.2 Mobiler Betrieb..................................................................................................................................................252 7 Unterbrechungsschäden................................................................................................................................252 8 Schadenerfahrungen .....................................................................................................................................253 9 Schadenprävention.........................................................................................................................................256 10 Fazit..................................................................................................................................................................258 11

Regelwerke und Vorschriften.........................................................................................................................258

12

Quellenverzeichnis und Internetadressen.....................................................................................................259

VII Biogas 1 Grundlagen......................................................................................................................................................263 1.1 Mikrobiologie und Biochemie der Vergärung............................................................................................263 1.2 Einphasiges Verfahren......................................................................................................................................263 1.3 Zweiphasiges Verfahren..................................................................................................................................264 1.4 Eigenschaften von Biogas................................................................................................................................264 2 Anlagentechnik...............................................................................................................................................265 2.1 Einstufiges mesophiles Verfahren.................................................................................................................265 2.2 Zweistufiges mesophiles Verfahren mit liegendem Fermenter............................................................266 2.3 Trockenvergärung..............................................................................................................................................266 2.4 Batch-Verfahren.................................................................................................................................................268 3 Substrataufbereitung.....................................................................................................................................268 3.1 Sand......................................................................................................................................................................268 3.2 Hygienisierung...................................................................................................................................................268 3.3 Störung der Biologie.........................................................................................................................................269 3.4 Durchmischungsverfahren..............................................................................................................................269 3.5 Gasspeicher, Rohrleitungen und Armaturen..............................................................................................270 3.6 Sicherheitseinrichtungen für Gasbehälter..................................................................................................271 3.7 Betonbehälter in Biogasanlagen ..................................................................................................................272

Inhaltsverzeichnis

19

3.8 Prozesssteuerung..............................................................................................................................................272 3.9 Gasanalyse..........................................................................................................................................................273 4 Biogasaufbereitung........................................................................................................................................273 4.1 Gasreinigung......................................................................................................................................................273 4.2 Schwefelwasserstoff  ........................................................................................................................................274 4.3 Entschwefelungsverfahren.............................................................................................................................274 4.3.1 Biologische Entschwefelung (Entschwefelung durch Luftzugabe)....................................274 4.3.2 Biofilter, Biowäscher und Tropfkörperanlagen........................................................................275 4.3.3 Eisenhydroxid...................................................................................................................................276 4.3.4 Eisen-(II)-Sulfat ...............................................................................................................................276 4.3.5 Chemische externe Entschwefelung.........................................................................................276 5 Biogaseinspeisung..........................................................................................................................................276 5.1 Prozessschritte...................................................................................................................................................276 5.2 Anforderungen an das Gas..............................................................................................................................277 5.3 Methananreicherung / Kohlendioxidabtrennung....................................................................................278 5.3.1 Druckwasserwäsche - DWW........................................................................................................278 5.3.2 Druckwechseladsorption – DWA (engl.: PSA Pressure Swing Adsorption).....................279 5.3.3 Membran-Trennverfahren............................................................................................................279 5.3.4 Chemische Wäschen......................................................................................................................279 5.3.5 Genosorb (Handelsname).............................................................................................................279 5.3.6 Tieftemperaturrektifikation (Kryotechnik)...............................................................................279 6

Kraft-Wärme-Kopplung (KWK).......................................................................................................................280 6.1 Blockheizkraftwerk (BHKW)............................................................................................................................280 6.2 Mikrogasturbine................................................................................................................................................280 6.3 Motorische BHKW.............................................................................................................................................281 6.3.1 Zündstrahlmotor.............................................................................................................................282 6.3.2 Gas-Ottomotor................................................................................................................................284

7

Sicherheitsregeln für landwirtschaftliche Biogasanlagen...........................................................................284 7.1 Brandschutz........................................................................................................................................................284 7.2 Blitz- und Überspannungsschutz .................................................................................................................287 7.3 GDV-Publikationen............................................................................................................................................287

8

Gütekriterien für Biogasanlagen nach VDI 4631 .........................................................................................287

9 Korrosion.........................................................................................................................................................288 10 Unterbrechungsschäden................................................................................................................................289

20

Inhaltsverzeichnis

11 Prävention.......................................................................................................................................................290 11.1 Wartungsvertrag................................................................................................................................................290 11.2 Behälter-Revisionen..........................................................................................................................................290 11.3 Thermografie......................................................................................................................................................290 11.4 Ölanalysen vom Motorschmieröl..................................................................................................................290 11.5 Besichtigung von Altanlagen .........................................................................................................................291 12 Schadenerfahrungen......................................................................................................................................292 12.1 Eintragsystem.....................................................................................................................................................292 12.2 Fermentertechnik..............................................................................................................................................292 12.3 Turboladerschaden............................................................................................................................................293 12.4 Korrodierte Pleuelbuchsen..............................................................................................................................293 12.5 Korrosion am Abgaswärmetauscher............................................................................................................294 12.6 Feuerschaden am BHKW.................................................................................................................................296 12.7 Großschadenereignisse....................................................................................................................................296 13 Ausblick...........................................................................................................................................................297 14 Fazit..................................................................................................................................................................298 15

Regelwerke und Vorschriften.........................................................................................................................298

16 Haftungsrisiken...............................................................................................................................................300 17 Literaturverzeichnis........................................................................................................................................301

VIII Brennstoffzellen- und Wasserstofftechnologie 1 Brennstoffzellen..............................................................................................................................................305 2 Brennstoffzelleneigenschaften......................................................................................................................305 3 Brennstoffzellenfunktion...............................................................................................................................306 4 Brennstoffzellen..............................................................................................................................................306 4.1 Einteilung der Brennstoffzellen ....................................................................................................................306 4.1.1 Protonen-Austausch-Membran-Brennstoffzelle [engl. Polymer Electrolyte Fuel Cell, auch: Proton Exchange Membrane FC (PEM-FC); (PEFC)].............................................................................................................................307 4.1.2 Hochtemperatur PEM-FC (HT-PEM)............................................................................................308 4.1.3 Solid Acid Fuel Cell (SAFC).............................................................................................................308 4.1.4 Anion Exchange Membrane FC (AEM-FC).................................................................................309

Inhaltsverzeichnis

4.2

21

4.1.5 Direkt-Methanol-Brennstoffzelle (DMFC)................................................................................309 4.1.6 Ethanol BZ (DEFC; DAFC)...............................................................................................................310 4.1.7 Alkalische Brennstoffzelle (AFC)..................................................................................................310 4.1.8 Phosphorsäure-Brennstoffzelle (PAFC) (Phosphoric Acid Fuel Cell)...................................311 4.1.9 Schmelzkarbonat-Brennstoffzelle (MCFC) (Molten* Carbonate Fuel Cell).......................312 4.1.10 Festoxidbrennstoffzelle (SOFC) (Solid Oxide Fuel Cell).........................................................312 Einsatz von Brennstoffzellen..........................................................................................................................314 4.2.1 Kraftwerkseinsatz...........................................................................................................................314 4.2.2 Gebäude-Energieversorgungskonzepte....................................................................................314 4.2.3 Tragbare Geräte...............................................................................................................................315 4.2.4 Kraftfahrzeug-Anwendungen......................................................................................................315 4.2.5 Infrastruktur.....................................................................................................................................317 4.2.6 Kosten für Kfz mit Elektroantrieb...............................................................................................317 4.2.7 Berstschutz.......................................................................................................................................317 4.2.8 Forschung und Entwicklung (F & E) bei Brennstoffzellensystemen .................................317

5 Wasserstoff .....................................................................................................................................................319 5.1 Wasserstoffeigenschaften...............................................................................................................................319 5.2 Wasserstofferzeugung.....................................................................................................................................319 5.3 Wasserstoffreinigung.......................................................................................................................................321 5.3.1 Entstaubung.....................................................................................................................................321 5.3.2 Entschwefelung...............................................................................................................................322 5.3.3 CO2-Wäsche......................................................................................................................................322 5.3.4 Feinreinigungsverfahren...............................................................................................................322 5.3.4.1 Katalytische Verfahren..........................................................................................322 5.3.4.2 Druckwechseladsorptionen.................................................................................322 5.3.4.3 Membranverfahren...............................................................................................323 5.3.4.4 Metallhydride..........................................................................................................323 5.3.4.5 Klärgasreinigung (Biogasreinigung)..................................................................323 5.4 Transport und Speicherung.............................................................................................................................323 5.4.1 Wasserstoff als Speichermedium für Windstrom..................................................................323 5.4.2 Wasserstoffspeicherung ..............................................................................................................324 5.4.3 Druckgasspeicher............................................................................................................................324 5.4.3.1 Flüssiggasspeicher.................................................................................................324 5.4.3.2 Metallhydridspeicher............................................................................................325 5.4.4 Metal-organic frameworks, MOFs..............................................................................................325 6 Wasserstoffsicherheit.....................................................................................................................................326 6.1 Versprödung von Metallen..............................................................................................................................326 7 Regelwerke......................................................................................................................................................326

22

Inhaltsverzeichnis

8

Prognosen für den Brennstoffzellenmarkt....................................................................................................329

9

Forschung und Entwicklung (Zusammenfassung)........................................................................................329

10 Haftungsrisiken...............................................................................................................................................331 11 Internetadressen.............................................................................................................................................331

IX Geothermie 1 Energiepotenzial.............................................................................................................................................335 2

Die Nutzungsarten..........................................................................................................................................335 2.1 Oberflächennahe Geothermie.......................................................................................................................336 2.1.1 Arbeitsprinzipien von Wärmepumpen......................................................................................337 2.1.2 Grundwasserwärmepumpen.......................................................................................................337 2.1.3 Erdwärmekollektoren....................................................................................................................338 2.1.4 Erdwärmesonden (EWS)................................................................................................................338 2.1.5 Erdberührte Betonbauteile, Energiepfähle .............................................................................339 2.2 Prinzip der hydrothermalen Nutzung..........................................................................................................340 2.2.1 Projektierung einer hydrothermalen Anlage...........................................................................340 2.2.2 Bohrablauf........................................................................................................................................341 2.2.2.1 Rotary-Bohrverfahren...........................................................................................342 2.2.2.2 Spülmitteleinsatz...................................................................................................342 2.2.2.3 Verrohrung bis zum Entnahmepunkt...............................................................342 2.2.2.4 Bohrlochmessungen.............................................................................................343 2.2.2.5 Stimulationsmaßnahmen...................................................................................344 2.2.3 Risiken der Bohrtechnik.................................................................................................................344 2.2.4 Das Fündigkeitsrisiko.....................................................................................................................345 2.3 Thermalwasserkreislauf..................................................................................................................................346 2.4 Hot Dry Rock-Verfahren (HDR).......................................................................................................................347 2.5 Geothermische Kraftwerke.............................................................................................................................347 2.5.1 Rankine-Kreislauf (ORC)................................................................................................................348 2.5.1.1 ORC-Kraftwerke in Deutschland........................................................................349 2.5.2 Kalina-Kreislauf...............................................................................................................................349 2.5.2.1 Kalina-Kraftwerke in Deutschland.....................................................................350

3 Betriebsunterbrechung................................................................................................................................... 350 4 Fazit..................................................................................................................................................................350 5 Haftungsrisiken...............................................................................................................................................350

Inhaltsverzeichnis

23

6 Internetadressen ............................................................................................................................................351 Anhang 1....................................................................................................................................................................352 Anhang 2....................................................................................................................................................................352

X CO2- Abtrennung, Transport und Speicherung 1 Einleitung........................................................................................................................................................355 1.1 Der Energieträger Kohle...................................................................................................................................355 2

Die CCS-Prozessschritte.................................................................................................................................. 356 2.1 Übersicht..............................................................................................................................................................356 2.2 Die CO2-Abscheidung.......................................................................................................................................357 2.3 Einsatzgebiete der Technologien...................................................................................................................358 2.4 Das Post-Combustion-Verfahren...................................................................................................................359 2.4.1 Der CO2-Abscheidungsprozess im Post-Combustion Verfahren.........................................360 2.4.2 Forschungs- & Entwicklungsbedarf...........................................................................................361 2.4.3 Wirkungsgrad und Investitionskosten......................................................................................362 2.5 Das Pre-Combustion Verfahren......................................................................................................................362 2.5.1 Der Vergaser.....................................................................................................................................364 2.5.2 Der CO2-Abscheidungsprozess im Post-Combustion-Verfahren........................................365 2.5.3 Forschungs- & Entwicklungsbedarf...........................................................................................365 2.5.4 Wirkungsgrad und Investitionskosten......................................................................................366 2.6 Das Oxyfuel-Verfahren.....................................................................................................................................366 2.6.1 Forschungs- & Entwicklungsbedarf...........................................................................................367 2.7 Gegenüberstellung der Verfahren.................................................................................................................368

3

Der CO2-Transport...........................................................................................................................................369 3.1 Verdichtung von CO2............................................................................................................................................................................... 369 3.2 Verflüssigung von CO2................................................................................................................................................................................................. 370 3.3 Schiffstransport ................................................................................................................................................370 3.4 Pipelines...............................................................................................................................................................370

4 CO2 Entsorgung...............................................................................................................................................371 4.1 Geologische CO2-Speicherung als Teil von CCS (Carbon Capture and Storage).................................371 4.1.1 Ausgebeutete Salinen....................................................................................................................372 4.1.2 Kohleflöze in einer Tiefe größer als 2.500 m............................................................................372 4.1.3 Ausgebeutete Kohleflöze..............................................................................................................373 4.1.4 Ausgebeutete Ölfelder..................................................................................................................373 4.1.5 Ausgebeutete Erdgasfelder..........................................................................................................373 4.1.6 Saline Aquifere.................................................................................................................................374

24

Inhaltsverzeichnis

4.2 5

4.1.7 Gegenüberstellung der Speichermöglich­keiten.....................................................................376 4.1.8 Speicherpotenziale weltweit und in Deutschland.................................................................376 4.1.9 Erkundung von Speicherstätten..................................................................................................377 4.1.10 Forschungs- & Entwicklungsbedarf ..........................................................................................378 4.1.11 Pilotanlagenbeispiele....................................................................................................................378 Alternative CO2-Verwertungswege als Teil von CCU (Carbon Capture and Usage)..........................380

Übergeordnete Betrachtungen......................................................................................................................381 5.1 Technologische Aspekte...................................................................................................................................381 5.2 Wirtschaftliche Aspekte...................................................................................................................................382 5.3 Politische Aspekte und rechtlicher Rahmen...............................................................................................384 5.4 Versicherungsspezifische Betrachtung........................................................................................................386

6 Zusammenfassung..........................................................................................................................................387 7 Haftungsrisiken...............................................................................................................................................388 8

Quellenverzeichnis und Internetadressen.....................................................................................................388

XI Glossar

I Vorwort Titelbild: GDV Kapitelbildleiste: GDV

26

I Vorwort

I Vorwort

I

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Vorwort der Redaktionsgruppe zur 8. Auflage 2013

„Klar zur Wende!“ Präzise Kommandos und vorausschauende Entscheidungen sind nicht nur auf See Voraussetzung, um ein Ziel schnell und sicher zu erreichen. Der „deutsche Dampfer Energiewende“ kommt wegen zahlreicher Klippen bisher nur mit Verzögerungen in Fahrt. Seitdem am 30. Juni 2011 der Bundestag mit überzeugender Mehrheit das „13. Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes“ beschloss, sind zwar schon Fortschritte beim Umbau der nationalen Energiebasis sichtbar. Um jedoch den Fahrplan des Atomausstiegs bis Ende 2022 einhalten zu können, muss die Mannschaft am Steuerrad der Bundesregierung nach den Wahlen im Herbst 2013 noch so manche Untiefe umschiffen und den Kurs anpassen.

Versicherungswirtschaft unterstützt sungsstrategie der Bundesregierung

Klimaanpas-

Die vorliegende 8. Neuauflage der GDV-Broschüre „Erneuerbare Energien“ ist weit mehr als nur die redaktionelle Aktualisierung einer risikotechnischen Gesamtschau über alternative Energietechnologien. Die deutsche Versicherungswirtschaft unterstreicht hiermit einmal mehr ihr Bekenntnis zur Unterstützung der notwendigen Anpassungsprozesse unseres Landes an den Klimawandel. Im laufenden Bundestagswahljahr hat die Diskussion um die Senkung des CO2-Ausstoßes und des effektiven Energieverbrauchs, um Strompreise, Netzausbau und zukünftige Fördermechanismen noch einmal spürbar an Leidenschaft zugenommen. Das verdeutlicht die Schlüsselstellung der untrennbar verbundenen Themenbereiche Klimavorsorge und -anpassung für unsere Gesellschaft. Dabei hat „die deutsche Energiewende“ längst ihre allein nationale Bedeutungsebene verlassen und liefert Impulse für die weltweiten Bemühungen zur Einhaltung des 2-Grad-Ziels bei

der glo­balen Erwärmung. Mit ihrer Technologieführerschaft in Teilen der alternativen Energietechnik eröffnen sich für die deutsche Wirtschaft zusätzliche Chancen im Export von Anlagen und Know-how. Vorsorgelösungen und Kapitalanlagen der Versicherungsbranche tragen unverzichtbar zur Bewältigung der technischen und finanziellen Herausforderungen im Zusammenhang mit Klimawandel und Energiewende bei.

Risikopartnerschaft zur Bewältigung höchster technischer Herausforderungen Mit einigem Stolz ist festzustellen, dass die Erstauf­ lage dieser Fachbroschüre nun schon über 10 Jahre zurückliegt. Aus der langjährigen und intensiven Beschäftigung mit den Erneuerbaren Energien auf Verbandsebene hat sich darüber hinaus eine erfolg­reiche risikotechnische Partnerschaft der Versicherer mit Herstellerindustrie und Betreibern, Politik und Öffentlichkeit entwickelt. Als aktuelles Beispiel ist die Verbandsmitarbeit in der Stiftung Offshore-Windenergie zu nennen. Unter dem Dach dieses offenen Netzwerks werden derzeit technisch-organisatorische Leitlinien für die Planungs- und Errichtungsphase von Windparks auf See diskutiert. Die Standardisierung von Prozessen und Komponenten ist nämlich eine der Grundvoraussetzungen, um die neuen Energietechnologien erfolgreich umsetzen und auch versichern zu können. Gerade bei den Offshore-Projekten beschreitet Deutschland aufgrund extremer Wassertiefen und Uferentfernungen technisches Neuland. Eine vergleichbar übergreifende und zielorientierte Facharbeit wie in der Offshore- Stiftung hat es aus Versicherersicht noch nicht gegeben! Bis Ende 2013 sollen die (unverbindlichen) Empfehlungen als „Offshore Code of Practice“ (OCoP) im Entwurf fertiggestellt sein. Dieses positive Beispiel setzt Maßstäbe, gibt Hoffnung und Kraft für das Gelingen der Energiewende.

28

I Vorwort

Solide Wissensbasis der Versicherer für Energie- und Infrastrukturvorhaben Wie die anhaltende Nachfrage nach der GDV-Broschüre „Erneuerbare Energien“ zeigt, stellt sie als bis dato weltweit einzigartiges Kompendium eine wichtige Wissensquelle zum Verständnis der neuen Energietechnologien dar. Bis heute unterscheidet sich dieses Buch deutlich von anderen, indem der Fokus auf den potenziell möglichen Schäden im Lebenszyklus der Energieanlagen liegt. Selbstverständlich endet eine professionelle Risikoanalyse nicht mit Warnungen und Bedenken. Erst durch hochqualifiziertes Spezialwissen auf Versichererseite wird die ingenieurtechnische Zusammenarbeit „auf Augenhöhe“ mit der Industrie möglich. Gemeinsam können dann nachhaltige Schadenverhütungskonzepte und risikoadäquate Versicherungsdeckungen erstellt werden. Ohne Übertreibung lässt sich konstatieren, dass die Umsetzung der Milliardenprojekte in Windenergieanlagen, Photovoltaik, Biogasanlagen usw. nur im Ergebnis eines gemein­samen Managementprozesses „Risikoverständnis – Risikobewertung – Risikominderung – Risikoübernahme“ möglich ist. Das gilt umso mehr, als die technischen wie finanziellen Dimensionen in Riesenschritten weiter anwachsen. Die Versicherungswirtschaft ist sich ihrer volkswirtschaftlichen Rolle beim Umbau der Energiebasis Deutschlands sehr bewusst. Neben dem „klassischen“ Risikomanagement soll auch das Angebot der Versicherer als potenzielle Kapitalanleger und Investoren für Energieerzeugungs- bzw. Infrastrukturvorhaben nicht unerwähnt bleiben. Allein die Aufzählung offener „Baustellen“ hinsichtlich der Rahmenbedingungen für Versicherer bei derartigen Investitionen, an deren Verbesserung unser Wirtschaftsverband intensiv arbeitet, würde den Rahmen dieses Vorworts sprengen. Darum sei generell auf die Internetseiten des GDV unter www.gdv.de verwiesen, wo umfangreiche Hintergrundinformationen und natürlich auch konkrete Ansprechpartner für weiterführende Kapitalanlage-, Klimaanpassungs- und technische Versicherungsfragen zu finden sind.

Dank Dieses Vorwort gibt der Redaktionsgruppe beste Gelegenheit zum Dank an alle beteiligten Experten aus den GDV-Mitgliedsunternehmen sowie an die externen Gastautoren für die kompetente und kooperative Zusammenarbeit beim Entstehen und der redaktionellen Durchsicht dieser Broschüre. (Gastbeiträge und teilweise auch Quellen- und Literaturverweise wurden redaktionell weitgehend unverändert belassen.) Ebenso gedankt wird allen Rechte-Inhabern der Fotos, Grafiken und Tabellen für die Möglichkeit zur Verwendung im Rahmen dieser Broschüre. Sollten trotz sorgfältiger Prüfung bei einzelnen Quellenangaben Fehler unterlaufen sein, bitten wir um entsprechende Korrekturhinweise.

I Vorwort

Möglichkeiten und Grenzen privatwirtschaftlicher Versicherung Während die einzelnen Kapitel dieser Broschüre im Laufe der Jahre immer detaillierter und umfänglicher wurden, haben sich wesentliche Grunderkenntnisse unserer Risikobewertung hingegen kaum verändert. So fand sich gleich im Vorwort der Erstauflage 2003 die Mahnung von Dr. Gerhard Berz, damaliger Leiter der Geo-Risikoforschung der Münchener Rückversicherung, dass „… in Brennpunktregionen Schadenpotenziale heranwachsen, die die Versicherungswirtschaft bis an die Grenzen ihrer Leistungsfähigkeit belasten könnten.“ Ja, die Analyse der Möglichkeiten und Grenzen privatwirtschaftlicher Risikotragung sind bis heute das Grundanliegen der Versicherungsfachleute und Gastautoren, die dieses Buch geschrieben und auch diesmal wieder aktualisiert haben. Das besondere Interesse der Leserschaft verdient die als neuer „Anhang 1“ zum Kapitel „III Windkraft“ aufgenommene Zusammenfassung aller GDV-Stellungnahmen zum Offshore-Thema, die 2012 an Öffentlichkeit und Politik gerichtet wurden. Das erspart der Redaktionsgruppe, an dieser Stelle die Forderungen der Versicherungswirtschaft im Detail auszuführen. Die Offshore-Positionspapiere unseres Verbandes zeigen den Weg, wie gewährleistet werden kann, dass auch längerfristig ausreichende Kapazitäten für bezahlbaren Versicherungsschutz zur Verfügung stehen. Problematisch sind insbesondere die „Flaschenhals“Situationen durch extrem hohe Werte- und Risikokonzentration in den Windparks auf See und die zu geringe Zahl von Landanbindungskabeltrassen. Ein einziger Seekabelschaden könnte hier im nicht auszuschließenden Extremfall zum Blackout führen und die Energieversorgung für Monate unterbrechen. Durch engere Vermaschung des Offshore-Netzes und Ausbau technischer Redundanzen, größere Verlegetiefe und -abstände der Seekabel könnten die Risikoballungen entschärft werden. Wenn sich dadurch Ausfall,- Funktions- und Betriebssicherheit erhöhen, steigt nicht nur die Verlässlichkeit der zukünftigen Stromversorgung vom Meer für die deutsche Volkswirtschaft.

29

Auf längere Sicht stellen die – zunächst kosteninten­ siven – risikomindernden Maßnahmen im OffshoreNetz letztlich einen Beitrag zur Stabilität der Strompreise und der Bezahlbarkeit der Energiewende dar. Wie ein roter Faden zieht sich auch durch alle anderen Kapitel dieser Broschüre die Überzeugung, dass es die gemeinsamen Interessen am Gelingen des Ausbaus der Erneuerbaren Energien sind, die die deutsche Versicherungswirtschaft mit Politik und Gesellschaft eint. In diesem Sinne wünscht die Redaktionsgruppe abschließend allen Lesern eine nutzbringende Lektüre und weiterhin eine vertrauensvolle Zusammenarbeit.

30

I Vorwort

II Einleitung

Titelbild: Fotolia, 7407281 Kapitelbildleiste: GDV

32

II Einleitung

II Einleitung

33

II Einleitung 1

Einleitung

Trotz der anhaltenden globalen Wirtschaftskrise scheint die Dynamik im Marktsegment der erneuerbaren Energien ungebrochen. Im Bereich der Windenergie hat Deutschland bei der installierten Gesamtkapazität gerade die 30-GW-Marke überschritten und liegt damit im internationalen Vergleich hinter China (68 GW) und den USA (50 GW) auf dem dritten Rang. Die Windenergie stellt im Umfeld der Erneuerbaren Energien allerdings nur einen Teilbereich unter vielen technologischen Ansätzen und Entwicklungen dar. /1/ Manche Techniken sind bereits weit entwickelt und im Markt eingeführt, andere sind noch in ihrer Entwicklungsphase. Erneuerbare Energien sind als Wirtschaftsfaktor in Europa nicht mehr wegzudenken. Für die Energieindustrie entstand ein neuer wichtiger Markt, auf den sich auch die Versicherer einstellen müssen. Die intensive Förderung der alternativen Energieerzeugungstechnologien löste eine stürmische Entwicklung in der Energiebranche aus. Dieses Kapitel sowie die Ausarbeitungen über einzelne Technologien sollen einen aktuellen Gesamtüberblick über den technologischen Entwicklungstand der erneuerbaren Energien geben. Im Bereich der erneuerbaren Energien wird eine Fülle von Informationen und Daten veröffentlicht. Leider sind die Daten nicht immer vergleichbar und erscheinen immer noch sehr lückenhaft, nicht zuletzt wegen der Dynamik der technischen Entwicklung. Diese Ausarbeitung erhebt nicht den Anspruch auf Vollständigkeit und ist unter diesem Vorbehalt zu verwenden. Die Bereitstellung von enormen Energiemengen für Strom- und Wärmeversorgung, die nachhaltig, d. h. ressourcen- und umweltschonend sein müssen, wird immer dringender.

Für eine Beseitigung der Nachhaltigkeitsdefizite lassen sich folgende Treiber ableiten: •• Globale Klimaerwärmung •• Verknappung und Verteuerung der konventionell zugänglichen Reserven von Erdöl und Erdgas •• Zunehmende Abhängigkeit von politisch instabilen Regionen •• Starkes Gefälle des Energieverbrauchs zwischen Industrie- und Entwicklungsländern •• Neubewertung atomarer Restrisiken in einigen Ländern mit Neuausrichtung der Energiepolitik („Energiewende“), z. B. in Deutschland Die EU hat 2008 folgende Klimaschutzziele und Ausbauziele für Erneuerbare Energien festgelegt: •• Die Treibhausgas-Emissionen der EU-27 sollen bis 2020 um mindestens 20 % (30 % bei Zustandekommen eines weltweit geltenden Abkommens) gegenüber 1990 reduziert werden. •• Der Anteil der erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch der EU-27 soll bis 2020 auf 20 % erhöht werden. /2/ Deutschland hat mit dem Energiekonzept 2010 und der Nachjustierung mit der Energiewende 2011 folgende Klimaschutzziele und Ausbauziele für Erneuerbare Energien festgelegt: •• Die Treibhausgas-Emissionen von Deutschland sollen bis 2020 um 40 % und bis 2050 um 80 %, jeweils gegenüber 1990, gesenkt werden. /3/ •• In Deutschland soll der Anteil von erneuerbaren Energien am Gesamtstromverbrauch bis 2020 auf 35 % und bis 2050 auf 80 % ansteigen. /3/

34

II Einleitung

Neben dem immer noch hohen Potenzial der Energieeinsparung erscheint die Nutzung erneuerbarer Energien als ein viel versprechender Ausweg, denn diese Energien gelten nicht nur als CO2-neutral, sondern sie sind auch über Jahrmillionen hinweg nahezu unerschöpflich. Allerdings können diese neuen Energiequellen mit den herkömmlichen konventionellen Energieträgern nur konkurrieren, wenn sich ihr Kostenniveau erheblich verringert, wenn sie neue, überlegene Qualitätsmerkmale aufweisen oder für ganz neue Anwendungen genutzt werden können.

Erzeugte Elektrische Energie nach Energiequellen in 2010 /4/  

Weltweit 21.408 TWh

Kohle

40,6 %

Gas

22,2 %

Nuklear

12,9 %

Wasser

16,0 %

Öl

4,7 %

andere

3,6 %

Unter dem modernen Begriff der „Erneuerbaren Energie“ versteht man allgemein die Energiebereitstellung bzw. die Energieerzeugung aus:

Weltweit ist nach wie vor die Kohle in der Stromerzeugung führend. Wasserkraft dominiert die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Alle sonstigen erneuerbaren Energien produzierten 2010 3,6 % der elektrischen Energie.

•• Wasserkraft (inklusive kleiner hydro-elektrischer Projekte), •• Gezeiten-, Wellen- und Meeresströmungsenergie, •• Solarthermischer Energie und Photovoltaik, •• Windkraft, on- und offshore, •• Biomasse, Biogas, Biokraftstoff, Abfallenergie und •• Geothermie.

Es ist abzusehen, dass die erneuerbaren Energien auch in Zukunft hohe Zuwachsraten aufweisen werden, allerdings ist zu erwarten, dass deren prozentualer Anteil wegen des imminenten und notwendigen Ausbaus aller Kraftwerke insgesamt nur leicht steigen wird.

Die folgenden Themenkomplexe werden im Zusammenhang mit den erneuerbaren Energien ebenfalls oft erwähnt: •• •• •• ••

Brennstoffzellen und Wasserstoff-Energie Kraft-Wärme-Kopplung/Blockheizkraftwerke Fernwärme/Wärmerückgewinnung Energieeinsparungsmaßnahmen und Wirkungsgradverbesserungen

In jedem Land sind Bedeutung und Entwicklung der einzelnen Energieformen unterschiedlich. Neben den geografischen Voraussetzungen spielen politische Entscheidungsprozesse und Förderinstrumente eine wichtige Rolle für die Entwicklung und den Ausbau erneuerbarer Energien.

Der Ersatz von Kraftwerken, die das Ende ihrer vorgesehenen Lebensdauer erreicht haben, bietet gute Chancen, eine Wende zu umweltschonenden Technologien zu realisieren. In Deutschland müssten zwischen 2010 und 2020 alte Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von über 40 GW ersetzt werden. Der Erneuerungsbedarf in Europa wird mit rund 200 GW für diesen Zeitraum geschätzt. /5/ Erneuerbare Energien und dezentrale Stromerzeugung werden dabei eine wichtige Rolle spielen. Um die insbesondere im Norden Deutschlands und in der Nord- und Ostsee entstehenden Schwerpunkte der Erzeugung Erneuerbarer Energien durch Windkraftanlagen mit den Verbrauchszentren im Süden der Bundesrepublik zu verbinden, werden erhebliche Investitionen in den Ausbau der Übertragungsnetze erforderlich. Doch auch die Mittelspannungs-Verteilnetze werden durch die zunehmende Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien deutlich stärker belastet als in der Vergangenheit und müssen entsprechend angepasst werden. Die grundsätzlich Volatilität der Erzeugung Erneuerbarer Energie erfordert zusätzliche Anstrengungen zur Sicherstellung der Versor-

35

II Einleitung

gungssicherheit durch ausreichende Kapazität i. d. R. fossil gefeuerter Reservekraftwerke. Gleichzeitig sind Vorgaben der EU und die Einflüsse des zunehmenden internationalen Stromhandels und des Klimaschutzes zu beachten.

2

Die Ziele der Bundesregierung

Ziel der in 2009 gewählten Bundesregierung ist der ökologisch und ökonomisch vernünftige Ausbau der erneuerbaren Energien. Die frühere Bundesregierung hat zur Förderung des Ausbaus der erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung das Gesetz für den Vorrang erneuerbarer Energien, das auch Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) genannt wird, als zentrales Element für Klima- und Umweltschutz sowie die nachhaltige Entwicklung entsprechend den Zielen der EU und Deutschlands eingeführt. Dieses Gesetz trat bereits zum 01.04.2000 in Kraft und wurde in den Folgejahren fortgeschrieben, um auch neuen Anforderungen Rechnung zu tragen. Ähnliche Regelungen gibt es inzwischen in vielen anderen Ländern.

3

In Deutschland waren Ende 2011 für die allgemeine Stromversorgung einschließlich der Bezugsleistungen von Industrie und privaten Erzeugern etwa 170 GW Kraftwerksleistung installiert (inklusive Leistung aus Photovoltaik, Wind und anderen erneuerbaren Energien). /6/ Die weltweite Leistung beträgt etwa das Dreißigfache der deutschen Kraftwerksleistung (5.183 GW im Jahr 2010). /4/ Erneuerbare Energien deckten dabei in Deutschland im Jahr 2011 gemäß den Angaben des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit etwa 20 % des Bruttostromverbrauchs: /6/ GWh

2007

2008

2009

2010

2011

39.700

40.600

38.600

37.800

48.900

Wasserkraft

21.200

20.400

19.100

21.000

18.100

Biomasse

19.100

22.300

25.500

27.600

31.900

Photovoltaik

3.100

4.400

6.600

11.700

19.300

Windkraft

3.1 Mit dem EEG verfolgt die Bundesregierung folgende Ziele: •• Nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung, Klima-, Natur- und Umweltschutz, •• Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch, •• Verringerte externe Kosten der Energieversorgung,

Technischer Überblick (gesamt und nach Energieträgern)

Wasserkraft

16 % des global erzeugten Stroms wird durch Wasserkraftnutzung mit ausgereifter und bewährter Technologie erzeugt. Damit ist Wasserkraft weltweit die wichtigste erneuerbare Energiequelle. Weltweit waren 2011 rund 970 GW Wasserkraftleistung installiert, wobei China die Rangliste vor Brasilien und den USA anführt. /7/

•• Erhöhte Versorgungssicherheit durch verringerte Abhängigkeit von Energieimporten und

In den europäischen OECD-Ländern hat die Wasserkraft einen Gesamtanteil von rund 15 % an der Stromerzeugung. Allerdings ist in den einzelnen Staaten der Anteil der Wasserkraft sehr unterschiedlich. /4/

•• Technologieentwicklung im Bereich der erneuerbaren Energien

Das vorhandene Wasserkraftpotenzial von 35 TWh/a wird in Deutschland zu rund 60 % genutzt. /6/ Ausbaupotenzial besteht laut BMU noch für Kleinwasserkraftwerke (< 1 MW), vor allem für die Reaktivierung und Modernisierung vorhandener Anlagen.

II Einleitung

Wasserkraft ist eine effiziente und sichere Form der Energieerzeugung mit vielen Vorteilen, wie geringen Emissionen (diese fallen praktisch nur während der Errichtungsphase an), geringe Abfallmengen, wenig Hilfs- und Betriebsstoffe, kein Primärenergieverbrauch und keine nennenswerte Abwärme. Positiv zu bewerten sind auch die Möglichkeiten zur Mehrfachnutzung von Wasserkraftanlagen, z. B. für die Verbesserung des Hochwasserschutzes, die Verbesserung der Schifffahrtsverhältnisse, die Schaffung von Erholungsgebieten, die landwirtschaftliche Bewässerung oder auch die Verbesserung des Flusslaufes unterhalb des Wasserkraftwerkes. /7/ Kritischer zu betrachten sind dagegen die Auswirkungen von Großwasserkraftwerken auf Natur und Landschaft. Zu nennen sind hier z. B. deren Flächenverbrauch, der umfangreiche Umsiedlungen erforderlich macht, die Auswirkungen auf das Landschaftsbild, die Veränderung des Mikroklimas und der Fauna und Flora und Einflüsse auf die Sedimentation und Erosion. Obwohl Wasserkraft eine etablierte Technologie ist, hat sie noch Entwicklungspotenzial. Altanlagen müssen auch in Zukunft ertüchtigt oder erneuert werden. In einzelnen Regionen der Erde werden derzeit Großkraftwerke errichtet und die Reaktivierung von Kleinwasserkraftwerken wird ebenfalls eine Rolle spielen. Das weltweite Auftragsvolumen betrug 2011 25 GW. Hohe Wachstumspotenziale für Wasserkraft bestehen auch heute vor allem noch in den nicht OECD Ländern. /7/

heute werden Maschinen für den Onshore-Betrieb bereits im MW-Bereich und für den Offshore-Betrieb im Multi-MW-Bereich gebaut und entwickelt. Rund 7,5 MW Anlagenleistung markiert die Obergrenze der Leistung heutiger Windturbinen (z. B. Enercon E-126). In Deutschland waren Ende 2011 22.297 Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von etwa 29 GW in Betrieb. Weltweit wurden alleine im Jahr 2011 rund 40 GW neu installiert, das Marktvolumen betrug über 84 Milliarden Euro, wobei etwa 16 % von der deutschen Windindustrie erwirtschaftet wurde. /7/ Stand 31.12.2011 Anzahl WEA

22.297

installierte Leistung, MW

29.100

durchschnittliche installierte Leistung, kW/WEA

Entwicklung der installierte Windkraftwerksleistung in MW von 1990 bis 31.12.2011

35.000 29.100

30.000 25.000

22.247 20.622 18.428 16.629

20.000 15.000

12.828

10.000 5.000 0

1.137 75 125 195 355 655

Windkraft

Windenergie hat sich vor allem in Europa, den USA und in Asien zu einer wichtigen und boomenden Branche entwickelt. Die erste private ins Netz einspeisende Windenergieanlage hatte eine Leistung von 20 kW,

2.082 1.547

9.837 6.916 6.100 4.445 2.875

Jahr

Eine zunehmende Bedeutung bei der Speicherung aktuell nicht verbrauchter Erneuerbarer Energie werden Pumpspeicherkraftwerke in den Regionen erlangen, die geeignete geographische Voraussetzungen dafür bieten. 3.2

1.305

Die folgenden Graphiken zeigt den Anstieg der Anzahl der in Deutschland installierten WEA und der installierten Leistung:

MW

36

www.dewi.de

27.190 25.777 23.894

II Einleitung

Aufseiten der Hersteller hat sich der Markt inzwischen konsolidiert; einige im Kraftwerksbau erfahrene Großunternehmen engagieren sich zunehmend im Bereich Windkraft und haben einige kleinere Firmen übernommen.

37

Für einen möglichst wirtschaftlichen Betrieb von sog. „Far-Offshore-Windkraftanlagen“ werden heute meist WEA mit einer Leistung von 5 MW eingesetzt. Der ökonomische Druck führt jedoch bereits vielfach zum Einsatz leistungsstärkerer Windturbinen, ohne dass mit der 5 MW-Klasse mehrjährige operative Betriebserfahrung gesammelt worden wäre. 3.2.1

Floating Turbines

Derzeit sind Offshore Windparks auf ausgedehnte Flachwassermeere wie die Nordsee aufgrund der zurzeit eingesetzten Gründungskonzepte begrenzt. Allerdings stellen diese flachen Schelfmeerbereiche nur einen sehr kleinen Teil der Weltmeere dar. Gründungskonzepte, die auch jenseits von 50 m Wassertiefe einsetzbar sind, werden in der Zukunft in den Fokus der Industrie rücken. Die wichtigsten Hersteller für den Weltmarkt sind Vestas (13 %), Goldwind (9 %), GE (9 %), Enercon (8 %), Gamesa (8 %) und Suzlon (8 %) (Stand Ende 2011). Die hinsichtlich der installierten WEA-Leistung führenden fünf Länder Ende 2011 waren China (62 GW), USA (47 GW), Deutschland (29 GW), Spanien (22 GW) und Indien (16 GW). Alleine in China wurden 2011 über 17 GW Leistung installiert, in den USA etwa 7 GW und in Indien 3 GW. /7/ Auch der Offshore-Markt gewinnt an Fahrt. Ende 2011 waren in Europa etwa 4 GW an Offshore-Leistung installiert, wobei alleine im Jahr 2011 0,8 GW neu zugebaut wurden. Der Hauptanteil wurde dabei von Großbritannien (2,4 GW) getragen, gefolgt von Dänemark (870 MW) und Deutschland (300 MW). Bis zum Jahr 2020 sollen in Europa 30 GW an Offshore-Windleistung installiert sein. Dies entspricht einem Investitionsvolumen von ca. 100 Mrd. Euro. Die entsprechende Zielvorgabe für Deutschland beträgt 10 GW. /8/ Da Deutschland seinen Nationalpark Wattenmeer zum Ausschlussgebiet für den Betrieb von Offshore-Windanlagen erklärt hat, müssen küstenferne Standorte gewählt werden, wo besondere technische Herausforderungen bei der Errichtung und dem Betrieb der Offshore-Windparks zu meistern sind.

Dennoch muss hier von den Konstrukteuren kein völliges Neuland betreten werden. Die Offshore-Öl- und Gas-Industrie verfügt über jahrzehntelange Erfahrung bezüglich Tiefwasser-Gründungskonzepten, auch unter widrigen Umweltbedingungen. Die erste Floating Turbine der Megawattklasse wurde 2009 als Kooperationsprojekt zwischen StatoilHydro und Siemens im südlichen Norwegen errichtet. Norwegens steilabfallende Küsten sind nur bedingt für den Einsatz derzeitig erprobter Gründungsstrukturen wie Monopile, Tripod, Schwerkraft oder Jacket geeignet. Bei der Entwicklung der „floating Turbines“ konnten beide Unternehmen auf ihre spezifischen Erfahrungen zurückgreifen und ihre Expertise in dieses Projekt einfließen lassen. Dieses Konzept ist in Wassertiefen zwischen 120 und 700 Metern einsetzbar und würde damit riesige Areale abseits der beschränkten Flachwasserbereiche für die Offshore-Wind-Nutzung erschließen. Der ca. 100 m lange Schwimmkörper ist mit einer 2,3-MW-SiemensTurbine bestückt.

38

II Einleitung

In Deutschland wurden im Jahr 2011 etwa 1,27  Mio. m2 Kollektorfläche mit einer Wärmeleistung von ca. 0,9 GW neu installiert. Insgesamt kommt Deutschland somit auf eine Leistung von 10,7 GW. /7/ 3.3.2

Stromerzeugung

Strom wird aus Sonnenenergie im Wesentlichen durch Photovoltaik-Anlagen (PV-Anlagen) oder mit Solarthermischen Kraftwerken erzeugt. 3.3.2.1

Bild floating turbine

3.3

Sonnenenergie

Auch bei der Herstellung von Anlagen zur Nutzung der Sonnenenergie und deren Komponenten entwickelte sich in Deutschland eine über Jahre führende Industrie mit guten Exportchancen. Insbesondere bei der Herstellung von Photovoltaik-Modulen hat jedoch mittlerweile China durch einen extrem scharfen Preiswettbewerb die Rolle des größten Produzenten übernommen. Bei der Sonnenenergienutzung ist zwischen der Nutzung zur reinen Wärmeerzeugung und zur Stromerzeugung zu unterscheiden. 3.3.1

Wärmeerzeugung

Zur Wärmeerzeugung werden Solarkollektoren zur Erwärmung von Brauch- und Heizungswasser in Gebäuden verwendet. Sie können je nach den energetischen Eigenschaften des Gebäudes erhebliche Anteile dessen Wärmebedarfes abdecken. Um z. B. 60 % am jährlichen Warmwasserbedarf eines Haushaltes durch Solarkollektoren zu decken, werden 1,2 bis 1,5 m2 Solarkollektorfläche pro Person benötigt. /10/

Photovoltaik-Anlagen

Aufgrund der hohen spezifischen Preise für PV-Anlagen wurde diese Technik früher nur in sehr geringem Umfang eingesetzt, wenn z. B. ein Verbraucher wegen seines Standortes nur mit großem (finanziellen) Aufwand an das Stromnetz angeschlossen werden konnte und eine autarke Versorgung durch Photovoltaik-Strom die wirtschaftlich sinnvollere Alternative darstellt (z. B. Autobahntelefone, Parkuhren etc.). Eine Einspeisung des erzeugten Stroms ins Netz fand praktisch nicht statt. Erst mit Inkrafttreten des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und des 100.000-Dächer-Solarstrom-Programms sowie deren Fördermechanismen erhielt die Photovoltaik neue Impulse. Die Potenziale zur Nutzung der PV sind bezogen auf die verfügbare Fläche größer als bei der Solarthermie, da die mit ihnen erzeugte elektrische Energie verlustarm über weitere Strecken transportiert werden kann und nicht wie bei der mit Solarkollektoren erzeugte thermische Energie erzeugungsnah eingesetzt werden muss. So können z. B. auf Dächern und geeigneten Fassaden, in deren unmittelbarer Nähe keine Wärme benötigt wird, PV-Anlagen installiert werden und Strom ins Netz einspeisen. Damit leistet die Photovoltaik einen seit Jahren steigenden Beitrag zur Stromerzeugung. Insgesamt hat die Förderung durch das EEG und das Ende 2003 erfolgreich beendete 100.000-Dächer-Solarstrom-Programm in Deutschland die Entwicklung einer leistungsfähige Industrie zur Herstellung und Installation von PV-Anlagen in hohem Maß vorangetrieben. Zum Ende des Jahres 2012 wird für Deutschland

II Einleitung

eine installierte PV-Gesamtleistung von über 31 GW erwartet. Rund 100.000 Arbeitsplätze sind im Bereich der PV in Deutschland entstanden. /9/ Ein Gegensteuern durch eine erhebliche Änderung der Förderungsmechanismen des EEG für PV ist die Reaktion auf diese vielfach als zu massiv kritisierte Entwicklung der PV-Installationen. Weltweit ist bei PV-Anlagen ein Trend zu größeren Anlagenleistung erkennbar, der sich wegen der gegebenen Begrenzung von Dachflächen nur noch mit Freiflächenanlagen realisieren lässt. Die größten Freiflächenanlagen haben heute - bei modularem Aufbau - Leistungen von mehr als 100 MW. Wie auch bei WEAs lassen sich durch Großanlagen Kosteneinsparpotenziale realisieren (economy of scale). Weitere Kostensenkungen sind durch veränderte technologische Konzepte zu erzielen wie z. B. durch die Konzentration der Solarstrahlung mit vergleichsweise billig herzustellenden Spiegeln oder Linsen auf kleinere, zwar teuere, aber durch eine Nutzung höhere Anteile des gesamten Strahlungsspektrums effektivere Photovoltaikflächen. („Concentrated PV“). Solche PV-Kraftwerke eröffnen Wege zu deutlich geringeren spezifischen Anlagenkosten (EUR/kW peak) und damit insbesondere in Regionen mit hoher direkter Solarstrahlung günstigen Erzeugungskosten je erzeugter kWh. 3.3.2.2

Solarthermische Kraftwerke

Eine wirtschaftlich und umwelttechnisch attraktive Möglichkeit zur Erzeugung von Strom aus Sonnenenergie sind bereits heute solarthermische Kraftwerke in sonnenreichen und trockenen Regionen. Bei diesen Kraftwerken konzentrieren sog. Kollektoren das einfallende Sonnenlicht mit Hilfe von Spiegeln („Concentrated Solar Power“, CSP) und erzeugen damit Temperaturen von 400 °C bis über 1.000 °C. Für diese Bündelung muss die Sonnenstrahlung parallel, d. h. möglichst ungebrochen durch Wolken oder Dampf in der Atmosphäre, auf die Spiegel treffen. Hoch gelegene, sonnenreiche und trockene, wolkenarme Standorte eignen sich daher hierfür am besten. Hinsichtlich des Dampfkreislaufes bzw. des Gasstroms im „Power Block“ ähneln die meisten CSP-Konzepte

39

technisch weitgehend konventionellen Kraftwerken, jedoch wird die Hochtemperaturwärme nicht durch CO2-erzeugende Verbrennung fossiler Brennstoffe, sondern durch Solarkollektoren bereitgestellt. Wärmeenergie, die nicht unmittelbar zur Stromerzeugung eingesetzt wird, kann bei diesem Kraftwerkstyp thermisch in großen Tanks mit verflüssigtem Salz gespeichert werden. In Zeiten ohne direkte Sonneneinstrahlung (d. h. bei Beschattung durch Wolken oder nachts) kann diesen Wärmespeichern Wärme entzogen werden und damit die Stromerzeugung aufrecht erhalten werden. Mit ausreichend dimensionierten Speichern sind CSP-Anlagen damit grundsätzlich grundlastfähig. Es haben sich 3 Technologien durchgesetzt, die Parabolrinnen-Technik, das Solar-Turm-Kraftwerk und die „Dish/Stirling“-Technik, die im Kapitel Solaranlagen näher vorgestellt werden. Erste Pilotanlagen mit einer Gesamtleistung von 354 MW laufen bereits seit Mitte der 80er Jahre in den USA in Kalifornien mit großem Erfolg. Derartige Kraftwerke sind technisch bereits weitgehend ausgereift und erleben heute eine Renaissance. In 2005 wurde der Grundstein für das erste europäische solarthermische Parabolrinnenkraftwerk („Andasol 1“) gelegt. Die Solarfarm ist seit Sommer 2008 in Betrieb und erzeugt mit einer Spiegelfläche von rund 500.000 Quadratmetern eine maximale Leistung von 50 MW, womit jährlich etwa 180 Gigawattstunden Strom erzeugt werden können. Mit den jeweils gleich großen Schwesterkraftwerken Andasol 2 und Andasol 3 verfügt der Park über eine Gesamtleistung von 150 MW und kann durch seine Salzspeicher auch nachts Strom erzeugen.

40

3.4

II Einleitung

Biomasse

Biomasse kann in fester, flüssiger und gasförmiger Form genutzt werden. Die folgende Abbildung stellt die möglichen Wege zur energetischen Nutzung von Biomasse dar.

Die drei Aggregatzustände (fest, flüssig, gasförmig) werden auch in sehr unterschiedlichen Formen und Märkten genutzt, sodass es sinnvoll ist, die drei unterschiedlichen Formen von auf Biomasse basierten Energieträgern getrennt darzustellen. Biomassebasierte Energieträger sind in allen Aggregatzuständen speicherbar und ermöglichen so eine grundlastfähige Stromerzeugung.

und werden als Kraftwerke oder Heizkraftwerke (KraftWärme-Kopplung, KWK) betrieben. Technologisch wird u. a. zwischen der klassische Feuerung mit Vorschubrost oder Wanderrost mit Wurfbeschickung und der zirkulierende Wirbelschichtfeuerung unterschieden.

3.4.1

Flüssige Biomasse wird zum einen durch Pressung oder Extraktion und ggf. weitere chemische Umwandlung (Veresterung) aus fett- oder ölhaltigen Früchten oder Reststoffen hergestellt. Zum anderen werden zucker- oder stärkehaltige Stoffe biochemisch durch alkoholische Gärung zu Alkohol umgewandelt und anschließend destilliert.

Feste Biomasse

Die energetische Nutzung fester Biomasse ist heute im Wesentlichen auf Holz (Durchforstungsholz, Altund Industrie-Restholz) und vergleichbare, als Reststoff anfallende Biomasse (z. B. Stroh) beschränkt. Größere Anlagen dienen in der Regel der Stromerzeugung

3.4.2

Flüssige Biomasse

II Einleitung

Der Einsatz flüssiger Biomasse erfolgt hauptsächlich in der Form von Treibstoffen oder Treibstoffzusätzen. Die konkurrierende Nutzung zur Erzeugung von Nahrungs- oder Futtermitteln ist Gegenstand häufiger Diskussionen. Eine Alternative bietet Biomassenutzung der 2. Generation, bei der statt Feldfrüchten und Ähnlichem Rest- und Abfallstoffe wie z. B. Industrie- oder Siedlungsabfälle einer energetischen Restverwertung zugeführt werden. 3.4.3

Biogas

Die Nutzung von Biogasanlagen nimmt vor allem in ländlichen Betrieben weiter zu. Für Deutschland schätzt man ein Gesamtprimärenergiepotenzial der Biogaserzeugung von rund 412 bis 444 PJ/a. Damit könnten 13,5 bis 14,5 % des Primärenergieverbrauchs von Erdgas durch Biogas erbracht werden. /11/ In Deutschland waren Ende 2011 ca. 8.800 Anlagen zur Biogaserzeugung in Betrieb. /12/ Neben der direkten Verstromung des Biogases wird Biogas auch zunehmend in das Erdgasnetz eingespeist, was jedoch einen höheren Aufwand für die Trocknung und Reinigung des Biogases erfordert, um die von den Gasnetzbetreibern geforderten Parameter zu erfüllen. Die Biogasverstromung zeigt in Industriestaaten eine steigende Tendenz. Dies gilt vor allem für die Verstromung von Biogas aus Rückständen, Nebenprodukten und auch aus Abfällen. 3.5

Stoffliche Speicherung: Wasserstoff- und Methantechnologie

Zur Speicherung der elektrischen Energie, die von Erneuerbaren-Energien-Anlagen in Zeiten geringer Nachfrage erzeugt wird, wird als eine Möglichkeit der stofflichen Speicherung die Nutzung und Speicherung von durch Hydrolyse erzeugtem Wasserstoff weiterentwickelt. Die Erzeugung von Wasserstoff mit Erneuerbaren Energien ist grundsätzlich hinsichtlich des CO2Ausstoßes emissionsfrei und verbraucht keine fossilen Resourcen. Dies gilt natürlich nicht für Wasserstoff, der aus Erdgas hergestellt wird.

41

Wasserstofftechnologie lässt sich grundsätzlich gut in dezentrale Stromerzeugungssysteme in Verbindung mit Kraft-Wärme-Kopplung integrieren. Bei den Systemen zur Speicherung und zum Transport von Wasserstoff ist jedoch weiterhin Entwicklungsarbeit zu leisten, um einen ökonomischen Breiteneinsatz zu ermöglichen. Als weitere Form der stofflichen Energiespeicherung nicht verbrauchten erneuerbaren Stroms wird die Methanisierung von Wasserstoff weiterentwickelt. Hierzu wird der mit überschüssigem Strom erzeugte Wasserstoff in einem weiteren Schritt zu Methan umgewandelt, das wiederum in die bestehenden Erdgasnetze und -speicher eingebracht, dort stofflich gespeichert und zu einem späteren Zeitpunkt als Treibstoff verwendet werden kann (z. B. „wind to gas“). Der Möglichkeit, damit einen Überschuss an Erneuerbarer Energie, die ohne Grenzkosten produziert werden kann, stofflich zu speichern, anstatt die mit Erneuerbaren Energien betriebnen Erzeugungsanlagen vom Netz zu nehmen, stehen allerdings erhebliche Kosten für die Anlagen zur stofflichen Erzeugung und Umformung sowie ein relativ geringer Gesamtwirkungsgrad gegenüber. 3.6

Brennstoffzellen

Brennstoffzellen wurden bereits lange Zeit in einer Reihe spezieller Anwendungen, z. B. in der Raumfahrt oder im militärischen Bereich eingesetzt. Um sie auch in anderen Bereichen einsetzen zu können, wurde stark in die Forschung und Entwicklung investiert. Die Technologie ist damit für weitere Anwendungen im mobilen und stationären Bereich ausreichend entwickelt. Brennstoffzellen lassen sich grundsätzlich gut in dezentrale Stromerzeugungssysteme integrieren und ermöglichen Kraft-Wärme-Kopplung. Man erwartet von der Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Technologie neben einer Verringerung der Energieabhängigkeit und Treibhausgasemissionen auch eine langfristige Veränderung von Wirtschaft und Gesellschaft. Um einen Übergang zu einer wasserstoffbasierten Energiewirtschaft vollziehen zu können, werden jedoch noch viel Forschung, neues Know-how und Investitionen nötig sein.

42

3.7

II Einleitung

Geothermie

Die Geothermie wird bislang meist dort eingesetzt, wo aufgrund von geologischen Bedingungen überdurchschnittlich hohe Temperaturen im oberflächennahen Erdreich vorkommen. An einigen Stellen ist die Nutzung dieser Wärme sowohl für die Bereitstellung von Nutzwärme als auch zur Produktion von Strom wettbewerbsfähig. Meist kann jedoch die Stromerzeugung nicht ohne Förderung wirtschaftlich realsiert werden. Bei der Nutzung der Geothermie ist zu unterscheiden zwischen der Wärmenutzung und der Stromerzeugung. Geeignet zur Wärmenutzung für Gebäude- und Wasserheizung •• Hydrothermale Systeme mit niedrigem Temperaturniveau •• Oberflächennahe geothermische Systeme Geeignet zur Wärmenutzung und Stromproduktion („tiefe Geothermie“) •• Hydrothermale Systeme mit hohem Temperaturangebot, die heißes Tiefenwasser und Wasserdampf in ausreichend heißen, wasserführenden Schichten erschließen •• Hot-Dry-Rock Technologie (HDR), bei dem nicht wasserführende heiße Schichten durch hohen hydraulischen Druck aufgeschlossen und damit wasserführend gemacht werden. Weltweit waren im Jahr 2011 Anlagen mit rund 58 GW zur Wärmegewinnung sowie geothermische Kraftwerke zur Stromerzeugung mit ca. 11,2 GW in Betrieb. /7/ Zur Stromerzeugung sind die geologischen Voraussetzungen in Deutschland nicht so vorteilhaft wie z. B. in Island oder Italien. Um die geologischen Schichten mit den hierfür nötigen Temperaturen zu erschließen, sind in Deutschland sehr tiefe Bohrungen nötig. In Süddeutschland werden dazu Geothermiebohrungen bis über 4.000 m abgeteuft.

Parallel zu der vielfach im süddeutschen Raum verwendeten Erschließung wasserführender Malmschichten entwickelte sich mit der so genannten Hot-Dry-Rock Technologie (HDR) ein weiterer Forschungszweig, der es sich zum Ziel gesetzt hatte, die Energie aus der Tiefe für die Stromversorgung unabhängig von Thermalwasser- oder Dampflagerstätten nutzen zu können. Das energetische Potenzial der tiefen Geothermie ist hoch, aber das sog. Fündigkeitsrisiko, mit der Bohrung nicht die erwartenden Temperaturen und Massenströme erschließen zu können und die hohen Investitionskosten behindern die Entwicklung von Geothermieprojekten. /13/

4

Besondere Technologien

4.1

Aufwindkraftwerke

Das Prinzip des Aufwindkraftwerkes ist einfach: Unter einem transparenten Dach erhitzt die Sonne Luft, die durch den Kamineffekt zu einem zentralen Turm gelenkt wird, durch den sie entweicht. Der Luftstrom treibt dabei Turbinen an, die wiederum einen Generator antreiben, der elektrische Energie erzeugt.

Eine Pilotanlage in Spanien bewies bereits in den 80er Jahren die Funktionsfähigkeit dieser Idee. Die Anlage hatte einen kaminähnlichen Turm mit einer Höhe von 195 m und einem Durchmesser von 10,30 m und generierte über eine 4-flügelige Windturbine eine Leistung von max. 150 kW.

II Einleitung

Neuere Konzepte sehen eine Kombination mit auf der Dachfläche montierten, semitransparenten Photovoltaik-Modulen oder mit einem Wärmespeicher unter dem Dach vor, der es ermöglichen würde, die Anlage auch während der Nacht betreiben zu können. /15/ 4.2

Gezeiten-, Wellen- und Meeresströmungs­ energie

4.2.1

Gezeitenkraftwerke

Wie die Energie des fließenden Wassers des Binnenlandes, kann man auch die des bewegten Meerwassers zur Stromerzeugung nutzen. Der Energiebetrag der Gezeiten auf der Erde ist unvorstellbar groß und wird zurzeit erst zu einem minimalen Teil durch entsprechende Energiewandler in elektrische Energie transformiert; so schätzt man die globale jährliche Gezeitenenergie auf ca. 22.000 TWh. Eine Untersuchung im Auftrag der Europäischen Kommission hat ergeben, dass es in Europa mindestens 100 geeignete Standorte gibt. Mit großen Anlagenparks ließe sich dort eine Gesamtleistung von 12,5 Gigawatt erzielen. /15/ Die Gezeiten kann man prinzipiell direkt an der Küste nutzen oder auch im flacheren Wasser, d. h. offshore.

Quelle: MR

Mögliche Standorte (rot) von Gezeitenkraftwerken auf der Erde, an denen ein Tidenhub von mehr als 5 m beobachtet wird.

43

Es gibt viele verschiedene Bauarten, die Funktionsweisen sind jedoch ähnlich. Man nützt das ansteigende Wasser der Flut um ein Becken zu füllen, um dieses dann bei Ebbe wieder zu leeren. Das zu- und abfließende Meerwasser treibt Wasserturbinen zur Stromerzeugung an. Gezeitenkraftwerke lassen sich z. B. in einer Flussmündung oder an einem Fjord realisieren oder aber im Meer. Idealer Weise werden derartige Projekte dort realisiert, wo der Tidenhub hoch ist. Eine Vielzahl von Projekten wurde bisher wegen Umweltproblemen nicht realisiert. Die erforderlichen Sperrwerke sind Hindernisse für die Seefahrt und für Fische, auch wird der Tidenfluss unterhalb der Anlage verändert. /17/ Auch Meeresströmungsenergie kann zur Stromerzeugung genutzt werden. Die Pilotanlage „Seaflow“, die unter der Federführung des britischen Ingenieur­ büros ITPower entwickelt wurde, wurde 2003 vor der Küste Cornwalls in Betrieb genommen und liefert eine Leistung von 290 MW. /16/ Die „Seaflow“-Pilotanlage sieht aus wie Windkraftwerke – mit dem Unterschied, dass sie nicht an Land stehen, sondern auf dem Meeresgrund.

44

4.2.2

II Einleitung

Wellenkraftwerke

Der World Energy Council hat abgeschätzt, dass man mit der Wellenenergie weltweit eine Leistung von 2 Terawatt (2.000.000 MW) erzielen könnte. Es gibt viele verschiedene Lösungsansätze zur Nutzung der Energie von Wellen, die auch in zahlreichen Forschungsvorhaben verwirklicht und getestet wurden und werden. Am häufigsten werden Wellenkraftwerke nach dem Prinzip der “Oszillierenden Wassersäule” (OWC - Oscillating Water Collumn) entworfen. Auf der Bodenfläche steht eine Kammer mit einer Öffnung im ihrem vorderen Bereich unterhalb der Wasseroberfläche, durch die das Wasser in die Kammer vordringen kann. Diese ist durch eine weitere Öffnung mit der Umgebungsluft verbunden, zwischen der Kammer und der Öffnung ist eine Turbine eingebaut. Die in der Kammer eingeschlossene Wassersäule bewegt sich auf Grund der durch die Öffnung eingetragenen Wellenenergie mit der Frequenz der Wellen. Die über der Wasseroberfläche dieser Wassersäule ebenfalls in der Kammer eingeschlossene Luftmasse wird hierbei durch die Öffnung “ein- und ausgeatmet”. Ihre Strömungsenergie wird im Generator der Turbine teilweise in Strom umwandelt. Inzwischen wurden auch Turbinen entwickelt, bei denen die oszillierende Luftströmung die Turbine stets in derselben Drehrichtung antreibt.

Die bisher gemachten Erfahrungen mit diesen Anlagen haben nachgewiesen, dass die starken Beanspruchungen durch den Wellengang technisch beherrschbar sind, bis zu einer kommerziellen Nutzung ist weitere Entwicklungsarbeit erforderlich. Aus einer Kombination mit baulichen Maßnahmen zum Küstenschutz können Synergien erzielt werden. 4.2.3

Osmosekraftwerke

In Norwegen wird an der Entwicklung von Osmosekraftwerken gearbeitet. Man möchte osmotische Effekte an der Mündung von Flüssen ins Meer nutzen, um elektrische Energie zu gewinnen Dabei fließen Süß- und Salzwasser durch konzentrische Rohre und sind voneinander durch eine semipermeable Membran getrennt. Der Konzentrationsausgleich kann, da die Membran für Salze undurchlässig ist, nur durch Übertritt von Wasser aus der salzfreien in die salzreiche Lösung erfolgen. Diese Druckerhöhung der Osmotischen Mischwasserlösung kann zur Energieerzeugung über Wasserturbinen genutzt werden Der weltweit erste Prototyp eines Osmosekraftwerks wurde am 24. November 2009 im norwegischen Tofte am Oslofjord in Betrieb genommen. /17/

5

Smart Grids, Virtuelle Kraftwerke und Regenerative Kombikraftwerke

(Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) FuE-Bereich Energiewirtschaft und Netzbetrieb Die Entwicklung der Nutzung der erneuerbaren Energien basiert einerseits auf den Überlegungen, eine langfristige Unabhängigkeit von Pimärenergieimporten zu erreichen und andererseits auf der unabdingbaren Notwendigkeit, die CO2-Emissionen bis zur Mitte des Jahrhunderts auf ein Minimum zu reduzieren. Die technologischen Erfolge in Forschung und Entwicklung haben die Nutzung der erneuerbaren Energien in Deutschland in den vergangenen zwei Jahrzehnten zu einem leistungsfähigen und nachhaltigen Grundbaustein der Energiewirtschaft entwickelt. Bei der, aus

II Einleitung

wirtschaftlichen und umweltpolitischen Aspekten notwendigen Transformation des Energiesystems zu einer auf regenerativen, dezentralen Energieträgern basierenden Versorgung wird der Strom die zentrale Rolle übernehmen und auch die Sektoren Wärme und Verkehr bedienen. Das entscheidende Kriterium für diese Entwicklung ist ein Paradigmenwechsel in der Philosophie der Stromversorgung und der damit verbundenen Markt-, Netzund Systemintegration der erneuerbaren Energien: weg von der bisherigen Grundlastphilosophie auf Basis zentraler fossiler und nuklearer Großkraftwerke hin zu einem immer größeren Anteil fluktuierender, verteilter Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen. Der verzögerte Ausbau der Übertragungs- und auch Verteilnernetze behindert den notwendigen weiteren Ausbau der Wind- und Solarenergienutzung erheblich. Für die nachhaltige Transformation unseres Energieversorgungssystems und für ein darauf zugeschnittenes Stromnetz müssen neben der Netzverstärkung und dem Netzausbau weitere intelligente Lösungen gefunden werden, die die kurzfristigen, regionalen Fluktuationen der Einspeisung und den daraus hervorgerufenen Anforderungen an den Netz- und Systembetrieb verringern. In Frage kommen dabei vorhandene und neue Speichertechnologien, das koordinierte Zusammenspiel der regenerativen Energiequellenund das Lastmanagement, auch unter Einbeziehung des Verkehrssektors und eine intelligente Netzbetriebsführung. Die Steuerung und die Koordination der unterschiedlich agierenden, dezentralen Komponenten erfolgt durch den informationstechnischen Zusammenschluss gekoppelt mit einem Energiemanagementsystem. Diese so genannten Virtuellen Kraftwerke (VK) oder Regenerative Kombikraftwerke (RKW) erweitern die Möglichkeiten zur bedarfsgerechten Energiebereitstellung erheblich. Es ist aber nicht nur erforderlich den Energiebedarf jederzeit zu decken, sondern den Betrieb des Netzes durch Systemdienstleistungen (SDL) aktiv zu unterstützen. Die Energiewirtschaft bezeichnet diese von den verteilt agierenden, regenera-

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tiven Energieträgern geforderte Eigenschaft als Kraftwerkseigenschaft. Der Begriff Kraftwerkseigenschaften für regenerative Energieanlagen deutet an, dass die Erzeugung kontrollierbar und zuverlässig entsprechend den Systemanforderungen sein muss und die Anlagen das elektrische Netz bei Störungen stützen müssen. Wenn in Zukunft die erneuerbaren Energien und besonders die Windenergie immer häufiger die gesamte Last im Netz decken, werden die konventionellen Kraftwerke gedrosselt oder ganz abgeschaltet. Dann werden die regenerativen Energieanlagen die SDL bereitstellen müssen um das Netz stabil zu fahren. Zu den Dienstleistungen gehören neben der Regelleistungsbereitstellung (Frequenzhaltung, Sekundär­ regeleistung und Minutenreserve) auch die Blindleistungsbereitstellung (Spannungshaltung) und das Netzeng­passmanagement. Weitere SDL wie die Schwarzstartfähigkeit sind zwar bedeutend, stehen jedoch nicht im Fokus der Herausforderungen. Diese Fähigkeiten basieren auf der Steuerung der Wirk- und Blindleistung der Anlagen sowie dem Verhalten bei Netzstörungen wie z. B. dem Fault-Ride-Through-Verhalten. Ein System, dass das Zusammenspiel der Einspeiser mit dem Netz und den Netzkomponenten realisiert, wird als Smart Grid (intelligentes Netz) bezeichnet. Fazit: der aktive Beitrag zur Systemsicherheit durch regenerative Energieerzeuger und das Zusammenspiel mit den Netzkomponenten ist neben der Energiebereitstellung eine der zentralen Herausforderungen in diesem Jahrzehnt.

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II Einleitung

6

Quellenverzeichnis:

7

/1/

The World Wind Energy Association: 2012 half-year report

Stand: Dezember 2012

/2/

Europäische Kommission: www.ec.europa.eu

/3/

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IEA: World Energy Outlook 2012

/5/

VGB Powertech: Zahlen und Fakten Stromerzeugung 2012-2013

/6/ BMU: www.bmu.de /7/

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/8/ Bloomberg: www.bnef.com /9/

Bundesverband Solarwirtschaft: Statistische Zahlen der deutschen Solarstrombranche (Photovoltaik)

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Bundesverband Geothermie: www.geothermie.de

/14/ Enviromission: www.enviromission.com.au /15/

www.gezeitenkraftwerke.com

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Deutsche Energie-Agentur-Thema Energie: www.thema-energie.de

/17/ Statkraft: www.statkraft.com

Literatur und Internetadressen:

www.ag-energiebilanzen.de www.bee-ev.de www.bluenergy.com www.bmu.de – Thema: Erneuerbare Energien www.dewi.de www.statoilhydro.com www.solarwirtschaft.de www.boxer99.de www.erneuerbare-energien.de www.geothermie.de www.iwr.de www.jahrbuch-erneuerbare-energien.de/link.html www.marineturbines.com www.oceanpd.com www.wavegen.co.uk www.wind-energie.de www.statkraft.com

III Windkraftanlagen

Titelbild: Offshore-Windpark alpha ventus, © Stiftung Offshore-Windenergie Kapitelbildleiste: GDV



Titelbild: Fotolia



Kapitelbildleiste: Fotolia

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III Windkraftanlagen

III Windkraftanlagen

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III Windkraft 1

Einführung

Technische Einrichtungen zur Umwandlung von mechanischer Energie in elektrische Energie gab es schon lange vor den Windenergieanlagen. Im Bereich der regenerativen Energien liefern zum Beispiel Wasserkraftwerke seit Jahrzehnten Strom aus der Bewegungsenergie des Wassers. Spektakuläre Schadenmeldungen oder Serienschadenmeldungen gibt es aus diesem Bereich praktisch nicht. Die vergangenen Jahre haben gezeigt, dass die Erfahrungen aus der elektromechanischen Energiewandlung in herkömmlichen Anlagen nicht mit dem Einsatz der gleichen Technik in Windenergieanlagen vergleichbar sind, da der Wind als primäre Energiequelle nicht konstant zur Verfügung steht. Wechselnde Windgeschwindigkeiten und -richtungen erzeugen dynamische Lasten und Lastwechselreaktionen, die eine extreme Beanspruchung für das eingesetzte Material darstellen. Dieses Kapitel gibt einen Überblick über den Aufbau von Windenergieanlagen und beschreibt die Schadenerfahrungen aus Sicht der Versicherungswirtschaft. Windkraftanlagen erfüllen die Definition der Maschine und sind sowohl nach der Richtlinie 98/37/EG als auch nach der Richtlinie 2006/42/EG der Maschinenrichtlinie zuzuordnen. Zum Schutz vor elektrischen Gefährdungen sind auf die Gesamtanlage die Schutzziele der Niederspannungsrichtlinie 73/23/EWG in Verbindung mit den harmonisierten Normen, nicht aber die Niederspannungsrichtlinie selbst, anzuwenden. Gleichzeitig sind Windkraftanlagen bauliche Anlagen und müssen baurechtliche Anforderungen erfüllen. Aufzüge in Windkraftanlagen fallen ebenfalls unter die Maschinenrichtlinie. Sie fallen dann unter die Maschinenrichtlinie, wenn sie keiner anderen Richtlinie, z. B. Aufzugsrichtlinie 95/16/EG, zugeordnet werden können. Die Aufzugsrichtlinie 95/16/EG, Artikel 1, Ziffer 3 erfasst nicht mit einer Maschine verbundene Aufzüge, die ausschließlich für den Zugang zum Arbeitsplatz bestimmt sind. Ob es sich hierbei um einen ständigen Arbeitsplatz handelt oder nur um z. B. Inspektionsplätze, bleibt offen. Mit der Änderung der Aufzugsrichtlinie

gemäß Artikel 24 der Maschinenrichtlinie 2006/42/ EG wird präzisiert: Nicht unter die Aufzugsrichtlinie fallen mit einer Maschine verbundene Hebezeuge, die ausschließlich für den Zugang zu Arbeitsplätzen – einschließlich Wartungs- und Inspektionspunkte an Maschinen – bestimmt sind. Die in den bisherigen Auflagen der Broschüre „Erneuerbare Energien“ separat als Anhang 1 dargestellte Offshore-Thematik wurde redaktionell durchgesehen und als neues Kapitel 9 „Offshore-Windenergieanlagen“ in das Windkraftkapitel integriert. Als neuer Anhang 1 dieser Auflage wurden stattdessen erstmals alle Offshore-Positionspapiere aufgenommen, mit denen sich der GDV im Jahr 2012 öffentlich an der politischen und im Detail auch riskikotechnischen Offshore-Diskussion beteiligte. Seit der Ausgabe März 2008 steht der VdS-Leitfaden VdS 3523 „Windenergieanlagen (WEA) – Leitfaden für den Brandschutz“ im Anhang 2 des Kapitels Windkraft zur Verfügung. Das Kapitel 4. „Betriebssicherheit“ wurde um den Abschnitt 4.6 „Ölpartikelzählung“ erweitert. Die vorliegende Neuauflage verzichtet im Unterschied zu den Vorgängerbroschüren auf umfängliche Beispielrechnungen und Vergleiche zu den verschiedenen Fassungen des EEG.

2

Grundsätzliche Unterschiede in den Anlagenkonzepten

Für die Erzeugung elektrischer Energie muss die Kraft des Windes, die den Rotor der Windenergieanlagen in Drehbewegungen versetzt, bis zum Generator übertragen werden. Die dafür notwendigen Komponenten bilden den Antriebsstrang. Die folgenden Abschnitte stellen drei verschiedene Konzepte des Antriebsstranges vor. Andere auf dem Markt vorhandene Antriebsstrangausführungen haben sich in Deutschland weder in großer Stückzahl durchgesetzt, noch kommen sie in den großen Multimegawattanlagen zum Einsatz und werden daher nicht näher beschrieben.

50

2.1

III Windkraftanlagen

Windenergieanlagen mit Getriebe und schnell laufender Abtriebswelle

Rotor Generator converter Rotor bearing gearbox

Air processing

Bild: Nordex

Windenergieanlagen herkömmlicher Bauart, die einen handelsüblichen Generator mit 1.500 min-1 benutzen, brauchen zur Erhöhung der Rotordrehzahl (etwa 6 – 30 min-1) auf die Generatordrehzahl (üblicherweise 1.500 min-1) ein zwischengeschaltetes Getriebe. In der Regel ist dies bei den heute üblichen Anlagengrößen ein kombiniertes Stirnrad-Planetengetriebe. 2.2

Windenergieanlagen mit Getriebe und langsam laufender Abtriebswelle

Die Firma Multibrid verfolgt in ihrer Multimegawattanlage M5000 ein neues Getriebekonzept. Es kommt ein Getriebe mit langsam laufender Abtriebswelle zum Einsatz. Gegenüber den sonst üblichen Getriebeübersetzungen zwischen 1:60 und 1:120 hat die M5000 eine Übersetzung von ca. 1:10. Durch die niedrigeren Drehzahlen im Getriebe sollen die dynamischen Lasten reduziert werden.

Bild: Multibrid

2.3

Getriebelose Windenergieanlagen

Der Auftrieb aus den Rotorblättern wird ohne Zwischenschaltung eines Getriebes direkt in den Generator gelenkt. Das heißt, dass Rotor- und Generatordrehzahl (6 – 30 min-1) gleich sind. Um dennoch auf die erforderliche Spannung von 690 V und die Netzfrequenz von 50 Hz zu kommen, muss der Generator entsprechend groß im Durchmesser dimensioniert werden. Hier liegt die Schwierigkeit, einen passenden Generator zu finden – Hersteller dieser Bauart verwenden eigens hierfür konstruierte Generatoren mit sehr großen Durchmessern (die Enercon 4,5 MW-Maschine hat einen Generator-ø von ca. 11 m!).

Gleichzeitig wurde eine Verbesserung der Schmierung der Planetenräder erreicht, da bei dem Getriebe der M5000 im Gegensatz zu herkömmlichen Planetengetrieben, der Antrieb über das Hohlrad erfolgt und die Planetenräder ortsfest angeordnet sind. Der Läufer des Generators ist direkt auf die Abtriebswelle des Getriebes montiert und hat kein eigenes Lager. Bild: Enercon

S i

III Windkraftanlagen

3

Bauelemente

3.1

Fundament

Das Fundament trägt das gesamte Gewicht der Windenergieanlage und muss zusätzlich dynamische Momente aus betriebsbedingten Turmschwingungen und Windlasten aufnehmen.

51

Üblicherweise erfolgt eine Flachgründung aus stahlarmiertem Beton. Es kommen kreis-, polygon- und kreuzförmige Ausführungen vor. In Gegenden, wo der Untergrund den Anforderungen nicht genügt (Moore, Sand), wird eine Pfahlgründung vorgeschrieben. Häufig gehört die Bauleistung „Fundament“ nicht zum Lieferumfang des Windenergieanlagenherstellers, 47 III Windkraftsondern wird an ein örtliches Bauunternehmen vergeben. Da der Baustoff Beton nur Drucklasten, jedoch keine Zugkräfte aufnehmen kann, entscheidet die Ausführung der Bewehrung darüber, ob der Sockel die errechnete Anlagenlebensdauer erreicht oder bereits nach wenigen Jahren zu einem Sanierungsfall wird. Aufschluss über Menge und Anordnung der Stahlarmierung gibt, sofern vorhanden, der Bewehrungsplan des Herstellers. Für die Turmanbindung an das Fundament bestehen zwei Varianten: Schema Erdungssystem

Fertiges Fundament 1,5 MW

Bild: Allianz

•• Die Einbindung mittels eines vorgespannten Ankerkorbes und •• das Aufflanschen des Stahlturmes auf ein in den Beton eingegossenes Stahl-Fundamenteinbauteil (FET).

52

3.2

III Windkraftanlagen

Turm

Üblicherweise werden Windenergieanlagen auf Stahltürme, die aus mehreren zylindrischen Segmenten bestehen oder als Fachwerkkonstruktion ausgeführt sind (Gittermasten), gesetzt. Gittermast

•• Logistisch hat diese Turmvariante Vorteile, da Höhenbegrenzungen auf Transportwegen keine Rolle spielen. Bei Turmhöhen ab 100 m wächst bei Stahlrohrtürmen der Durchmesser der untersten Rohrsektion deutlich über vier Meter an und überschreitet so die zulässige Gesamthöhe auf einem Tieflader.

Stahlrohrturm

Bilder: R+V

Verschiedene Hersteller bauen jedoch auch Türme aus Beton, die vor Ort hochgezogen (Gleitschalung) werden können.

Auf dem Wind-Testgelände in Grevenbroich speist seit Mai 2009 eine der weltgrößten Windenergie-Anlagen mit Hybridturm Strom in das Netz ein. Der neuartige Turm besteht im unteren Teil aus hohen, schmalen Betonfertigteilen eines niederländischen Turmbauspezialisten und im oberen Bereich aus konventionellen Stahlelementen. Die Anlage erreicht eine Nabenhöhe von 133 m. Anders als bei vergleichbaren Lösungen werden die Betonfertigteile auf dem Fundament aufgestellt und lediglich über Wandschuhe und ein im Fundament verankertes Spannsystem mit dem Fundament verbunden. Das Bauunternehmen Max Bögl gestaltet Hybridtürme nach einem ähnlichen Konzept und arbeitet in der Errichtung und dem Service mit einem selbstkletternden Turmdrehkran, wodurch geringere Anforderungen an die Zuwegung gestellt und noch größere Nabenhöhen ermöglicht werden.

Bild: R+V

Um auch in Schwachwindregionen Windenergie wirtschaftlich nutzen zu können, streben die Anlagenhersteller immer größere Turmhöhen an. Bisher waren Höhenrekorde mit 140 m bis 160 m allein den Gittermasten vorbehalten. Seit ca. 2006 ist mit den Hybridtürmen ein neues Turmkonzept auf den Markt gekommen. Der Hybridturm besteht im unteren Teil aus Ortbeton oder Betonfertigteilen und im oberen Bereich aus konventionellen Stahlelementen. Das bietet mehrere Vorteile: •• Hybrid-Lösungen liegen gegenüber Stahlrohrtürmen, Beton- oder Fachwerktürmen bei Multimegawattanlagen mit großen Nabenhöhen im Preisvorteil.

Allgemein gilt, dass der Sicherheitsnachweis für das Fundament (Gründung) und den Turm der OnshoreWindkraftanlagen nach der “Richtlinie für Windkraftanlagen” vom Deutschen Institut für Bautechnik (DIBt) zu führen ist. Dabei sind neben den maßgebenden Einwirkungen, wie etwa Windlast, Erdbeben und Lastkombinationen, insbesondere die verschiedenen Betriebszustände und Werkstoffe sowie Abmessungen der Anlagenteile entsprechend zu berücksichtigen. Derzeit können Windkraftanlagen bereits eine Nabenhöhe von 90 m bis 160 m aufweisen und einen Rotorendurchmesser von bis zu 127 m aufweisen, was zum Teil an die Belastungsgrenze des bisher verwendeten Materials und an die Kostengrenze stößt, etwa aufgrund des Eigengewichtes.

III Windkraftanlagen

Höchste Nabenhöhen in 2012

3.4

Anlage

Nabenhöhe

Turmart

REpower 5M, 5 MW An Bonus 3.6 MW/107-VS

bis 120 m

Stahlrohrturm

Siemens SWT-2.3-93

133 m

Hybridturm mit Fertigbetonteilen

Enercon E-126, 6 MW

bis 135 m

Betonturm , Hybridturm mit Fertigbetonteilen

Fuhrländer FL 2500, 2.5 MW

bis 160 m

Gitterturm (Errichtung des Prototypen Ende 2006 abgeschlossen)

3.3

Chassis/Gondel

Die gesamte Technik einer Windenergieanlage wird in der so genannten Gondel (Maschinenhaus) untergebracht, die auf dem Turm befestigt wird. Als Grundrahmen wird entweder eine Schweißkonstruktion oder ein gegossener Rahmen verwendet. Die Komponenten Bild: REpower Systems AG der Windenergieanlage Foto: Jan Oelker sind darauf verschraubt. Die Hülle der Gondel besteht aus Kunststoff (z. B. GfK) oder Stahlblech. Das Gewicht der voll bestückten Gondel hat einen wesentlichen Einfluss auf die Wahl des Kranes, der für die Montage der Gondel notwendig ist. Je schwerer die Gondel ist, desto weniger geeignete Kräne stehen zur Verfügung. Erschwerend kommt hinzu, dass die Anforderungen an die Fahrwege zur Windenergieanlage mit zunehmender Krangröße steigen. Größenordnungen der zu hebenden Lasten Nennleistung

Gondelgewicht

Rotorgewicht (inkl. Nabe)

1.5 MW

42 t – 56 t

28 t – 42 t

2 MW

61 t – 72 t

26 t – 49 t

2.5 MW

85 t – 94 t

50 t – 52 t

5 MW

200 t – 329 t

77 t – 176 t

53

Gondel - Nachführung (Azimut-Antrieb)

Da der Wind aus verschiedenen Richtungen kommen kann, muss das Maschinenhaus drehbar angeordnet sein. Zu diesem Zweck ist oben auf dem Turmkopf ein Lager angeflanscht, auf dem sich das gesamte Maschinenhaus um 360° drehen kann. Der Antrieb erfolgt durch den sog. Azimut-Antrieb, in der Regel ein oder mehrere Getriebemotoren. Die Steuerung des Antriebs wird durch einen Windrichtungsgeber ausgelöst. Die Verbindung zwischen dem Turm und dem Maschinenhaus wird durch große, wälzlagerbestückte Drehkränze sichergestellt. 3.5

Rotornabe

Sie trägt die Rotorblätter und enthält bei pitch-geregelten Anlagen die Antriebe (Motor, Umrichter) der Blattverstellung. In der Regel ist sie bei Megawattanlagen begehbar, um die Wartung und Kontrolle der Aggregate für die Blattverstellung und Sicherheitseinrichtungen zu ermöglichen. 3.6

Rotor

Besteht aus den Rotorblättern und der Rotornabe; heute fast ausschließlich 3 Rotorblätter, rechtsdrehend. Die Rotorblätter bestehen in der Regel aus GFK (glasfaserverstärkter Polyester), seltener aus CFK, Metall oder HolzVerbundwerkstoffen. Bei Großanlagen werden die Rotorblätter inzwischen auch zweiteilig ausgeführt und am Montageort der WKA zusammengesetzt. Rotorblätter einer 1,3-MW-Windenergieanlage bei Anlieferung

54

III Windkraftanlagen

Die Rotorblätter sind bei modernen Windenergieanlagen drehbar an der Nabe befestigt, um die Regelung der Leistung per Blattverstellung (pitch) zu ermöglichen. Dafür werden große Wälzlager eingesetzt. Großwälzlager

3.7

Hauptlager

Der Rotor muss drehbar an dem Maschinenhaus gelagert werden, um die Energie aus dem Wind an den Generator zu transportieren. Das Lager (luvseitig, selbsteinstellendes Doppelpendelrollenlager oder ähnlich) muss die Stöße vom Rotor aus der Windbelastung und die Reaktionskräfte aus der Schwerkraft und den Biegemomenten aufnehmen. Für die Lagerung kommen verschiedene Konzepte zur Anwendung: •• Rotorwelle mit separater Fest-Loslagerung (Vierpunkt-Lagerung). Rotor und Getriebe sind separat gelagert (Beispiele: Vestas V90, Nordex N80).

Bild: SKF

Vorteile: Einleitung der Rotorkräfte über den Grundrahmen in den Turm. Ermöglicht einfachen Getriebeausbau. Getriebe übernimmt überwiegend nur das Drehmoment. Nachteile: Höhere Masse und größere Baulänge. •• Rotorwelle mit Dreipunkt-Lagerung. Rotor und Getriebe teilen sich das antriebsseitige Getriebelager (Beispiele: Fuhrländer FL2500, REpower 5M). Vorteile: Geringere Baulänge und weniger Masse. Nachteile: Das Getriebe übernimmt neben den Drehmomenten auch Teile der Rotorlasten. Der Rotor muss zur Demontage des Getriebes abgestützt werden. •• Integration der Rotorlagerung in das Getriebe (Beispiele: Fuhrländer FL1000, Vestas V82). Vorteile: Verkürzung der Baulänge gegenüber Dreipunkt-Lagerung. Nachteile: Das Getriebe muss die Rotorlasten vollständig übernehmen. Es ist nicht möglich, das Getriebe unabhängig vom Rotor zu demontieren.

III Windkraftanlagen

3.8

Hauptwelle (auch Rotorwelle)

Meist geschmiedet und hohl (für die Versorgung des Rotors mit Elektrizität und Hydraulik). 3.9

Hauptgetriebe

Das Getriebe muss bei konventionell gebauten Windenergieanlagen die vergleichsweise geringe Drehzahl des Rotors (ca. 6 bis 30 min-1) auf eine für den Generator passende Drehzahl von z. B. 1.500 min-1 übersetzen. Dabei sind hohe Übersetzungsverhältnisse nötig, die nur in mehrstufigen Getrieben realisierbar sind. schematischer Aufbau Planetengetriebe

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Bei kleineren Anlagen bis 600 kW werden teils noch reine Stirnradgetriebe gebaut. Marktüblich ist als Konstruktionsprinzip derzeit die Kombination aus einer Planetenstufe und zwei Stirnradstufen für WEA bis 2,5 MW bzw. zwei Planetenstufen und einer Stirnradstufe für Anlagen ab 2,5 MW. 3.9.1

Lastverzweigungsgetriebe

Neuere Entwicklungen im Windenergie-Getriebebau zielen in Richtung Zuverlässigkeit, die insbesondere bei Anlagen hoher Leistung für den Offshore-Betrieb eine herausragende Rolle spielt. Durch intelligente Anwendung des „flexible pin-Prinzips“ in Verbindung mit einer Lastverzweigung können (mehrstufige) Planetengetriebe kompakter und belastbarer gebaut werden. Die Anzahl der Planetenräder in den einzelnen Planetenstufen kann erhöht werden, wodurch eine günstigere Lastverteilung erreicht wird. Während bei herkömmlichen Planetengetrieben das Sonnenrad fliegend gelagert ist und sich auf die Stellung der Planetenräder einstellen soll, werden bei diesem Prinzip Sonnenrad und Hohlrad starr ausgeführt. Die Planeten können sich auf Grund der Eigenheit des „flexible pin“ in radialer Richtung auf die Zahnräder einstellen. Prinzip des „flexible pin“:

Schnitt durch Planetengetriebe 1,5 MW

„flexible pin“ mit Planetenrad und Lager

„flexible pin“ unter Last

Die Anwendung des bereits schon seit vielen Jahren bekannten Prinzips des „flexible pin“ (entwickelt von Prof. Ray Hicks in den 60er Jahren) ermöglicht eine Vereinfachung der Konstruktion des Planetenträgers, der dann nur noch einer Scheibe ähnelt:

56

III Windkraftanlagen

Der Rotor (links; grün) treibt direkt das erste Hohlrad mit den daran auf „flexible pins“ sitzenden 5 Planeten an. In dieser Stufe wird die zu übertragende Leistung aufgespalten. Die zweite Planetenstufe (rechts; rot) mit 7 Planetenrädern muss demnach nur noch für die Differenzleistung ausgelegt werden. Im Ergebnis sind die Zahn- und Lagerpressungen stark reduziert, ohne dass der Bauraum des Getriebes vergrößert werden muss. 3.9.2

Bild: Maag

In einem ausgeführten Getriebe sind die Anordnung der beiden Planetenstufen sowie die Verzweigung der Last erkennbar:

Getriebekonzept für konstante Abtriebsdrehzahl ohne Umrichter

Für den Betrieb am Netz muss die veränderliche Rotordrehzahl der Windenergieanlage in ein elektrisches Drehfeld mit konstanter Frequenz umgewandelt werden. Dies ermöglichen üblicherweise Frequenzumrichter im Ständer- oder Läuferkreis der Generatoren. Ein neues Getriebekonzept, das ohne Umrichter auskommt, steht im Jahr 2008 vor der Einführung in die Serienproduktion. Zwischen Hauptgetriebe und einem Synchrongenerator wird ein Aggregat geschaltet, das antriebsseitig aus einem Überlagerungsgetriebe und abtriebsseitig aus einem hydrodynamischen Drehmomentwandler besteht. Dieses Aggregat wandelt die variablen Eingangsdrehzahlen aus dem Hauptgetriebe in konstante Abtriebsdrehzahlen für den Synchrongenerator um. Es sind verschiedene Übersetzungsverhältnisse zwischen Eingangsdrehzahl und Abtriebsdrehzahl möglich. Gleichzeitig dient das Aggregat bei Nennleistung zur unterstützenden Regelung der Momentenbegrenzung durch Drehzahlerhöhung. 3.10

Hydraulikanlage

Für die Versorgung der Rotorblattverstellung ist ein kompaktes Hydraulikaggregat im Maschinenhaus vorhanden. 3.11 Bild: Maag

Bremsen

Windenergieanlagen müssen im Notfall (z. B. bei Überdrehzahl oder externen Gefahren) schnell abgebremst werden können. Je nach Bauweise der Anlage ist dazu

III Windkraftanlagen

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eine mechanische oder aerodynamische Bremse nötig. Windenergieanlagen, die stall-geregelt sind und keine eigene Blattverstellung besitzen, sind mit einer aerodynamischen Blattspitzenbremse (die ca. 2 m langen Blattspitzen (tips) werden durch Fliehkraftbetätigung bei Überdrehzahl um 90° verdreht) zusammen mit einer mechanischen Scheibenbremse ausgerüstet, die die Anlage in kürzester Zeit abbremsen können. Pitchgeregelte Windenergieanlagen hingegen bremsen allein durch Verdrehen des ganzen Blattes aerodynamisch bis auf Null ab. Die mechanische Bremse kommt noch bei Sicherheits- und Notabschaltungen zum Einsatz, wird aber hauptsächlich verwendet, um den Rotor für Serviceeinsätze zu blockieren.

•• Synchrongenerator: Netzkopplung nur über Gleichund Wechselrichter möglich, da Ausgangsspannung und -frequenz des Generators mit der Rotordrehzahl variieren.

3.12

•• Vielpolige (Synchron-)Ringgeneratoren: Windenergieanlagen ohne Getriebe benötigen einen langsam laufenden Ringgenerator mit entsprechend hoher Polzahl, der bereits bei Rotordrehzahl seinen Nennbetriebspunkt erreicht. Das lässt sich aber nur mit vergleichsweise großen Durchmessern (6 m und mehr) realisieren.

Generator

Doppeltgespeiste Asynchrongeneratoren bei Montage vor Ort

Bild: Allianz

Der Generator wandelt die mechanisch übertragene Energie des Windes in elektrische Energie um. Er ist, ggf. zusammen mit einem Umrichter, das Bindeglied zwischen der variablen Windenergie und den weitgehend konstanten Größen (Spannung, Frequenz) des Verteilungsnetzes. Die Wahl des Generatortyps hat entscheidenden Einfluss auf die nachgeschalteten elektrischen Anlagen, vor allem die Dimensionierung des Umrichters. Bei Windenergieanlagen mit installierten Leistungen ab 100 kW kommen praktisch nur noch Asynchronund Synchrongeneratoren in ihren verschiedenen Ausführungen zum Einsatz.

Vorteile: Hoher Wirkungsgrad, großer Drehzahlbereich, frei einstellbare Wirk- und Blindleistungsabgabe, günstiger Generator, geringer Wartungsaufwand, Dämpfung der mechanischen Belastung des Antriebsstrangs durch Windböen, keine Belastung des Antriebsstrangs durch Netzstörungen. Nachteile: Teurer Umrichter, da er die gesamte Leistung übertragen muss. Wasserkühlung des Generators.

Vorteile: Hoher Wirkungsgrad, großer Drehzahlbereich, kein Getriebe, frei einstellbare Wirk- und Blindleistungsabgabe, niedriger Verschleiß, geringer Wartungsaufwand, Dämpfung der mechanischen Belastung des Antriebsstrangs durch Windböen, keine Belastung des Antriebsstrangs durch Netzstörungen. Nachteile: Teurer Umrichter, da er die gesamte Leistung übertragen muss. Teurer Generator. Ungünstige Gewichtsverteilung in der Gondel führt zur „Kopflastigkeit“. •• Asynchrongenerator: Asynchrongeneratoren mit Kurzschlussläufer werden bei den heute verfügbaren Windenergieanlagen mit Leistungen über 1 MW nur von einem Windenergieanlagen-Hersteller favorisiert. Vorteile: Einfachster und preiswertester Generator, wird als normaler Antriebsmotor in großen Stückzahlen im Markt hergestellt, einfache Synchronisation. Bei polumschaltbarer Ausführung Anpassung

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III Windkraftanlagen

des Betriebspunktes an sich ändernde Windverhältnisse möglich. Nachteile: Belastet das Netz mit Blindstrom, zusätzliche Kosten für Teilkompensation des Blindstromes, geringerer Wirkungsgrad als Synchrongenerator, Netzeinflüsse wirken direkt auf den Antriebsstrang, feste Drehzahlen und damit keine effektive Ausnutzung der Windenergie.

Bestimmungen und Qualitätskriterien zur Errichtung von fabrikfertigen Kompaktstationen kann Anhang 1 zu diesem Kapitel entnommen werden.

•• Doppeltgespeister Asynchrongenerator: Das am häufigsten verwendete Generatorkonzept in Windenergieanlagen. Der doppelt gespeiste Asynchrongenerator ist in allen Leistungsklassen anzutreffen.

Umrichterschränke, Niederspannungsleistungsschalter und Steuer-

Bei höheren Leistungen bringen die Hersteller all diese Komponenten – auch den Transformator – immer häufiger in der Gondel unter. Diese Entwicklung führt zu einer Zunahme des Brandrisikos in der Gondel.

schrank in einer Gondel.

Vorteile: Großer Drehzahlbereich, hoher Wirkungsgrad, Wirk- und Blindleistungsabgabe frei einstellbar, geringere Umrichterleistung (nur die Schlupfleistung des Läufers) und damit kostengünstiger Umrichter, Dämpfung der mechanischen Belastung des Antriebsstranges durch Windböen, Belastung frei einstellbar. Nachteile: Teurer Generator (Schleifringläufer), höherer Wartungsaufwand, Netzeinflüsse wirken direkt auf den Antriebsstrang. 3.13

Elektrische Anlagen

Die Verteilung der elektrischen Leistung an das Netz erfordert einen hohen Aufwand an Schaltanlagen und Elektronik, die alle in Schaltschränken am/im Turmfuß und oben im Maschinenhaus untergebracht werden müssen: Transformator, Mittel- und Niederspannungsleistungsschalter, Umrichter, ggf. Blindleistungskompensation, Anlagensteuerung (Prozessrechner), Condition Monitoring System (CMS), Kabel, Blitzschutzsystem und Potenzialausgleich. Bei den bisher errichteten Windenergieanlagen im Leistungsbereit bis 1,5 MW ist die Leistungselektronik, bestehend aus Niederspannungsleistungsschalter, Blindleistungskompensation und Umrichter meist im Turmfuß bzw. auf einer Plattform im Turm unterhalb der Gondel platziert. Der Transformator mit Mittelspannungsleistungsschalter steht häufig in einer Kompaktstation vor dem Turm. Eine Übersicht über

Bild: Allianz

Seitlicher Blick auf eine der drei Spulen eines Gießharztransformators in der Gondel. Oben in der Bildmitte ist die Befestigung des Rahmens in der Gondel sichtbar.

Bild: Allianz

Transformatoren, die in der Gondel eingesetzt werden, sind überwiegend als Gießharz-Transformatoren aus-

III Windkraftanlagen

geführt. Diese Transformatorenart zeichnet sich durch Wartungsarmut und ihr hohes Sicherheitsniveau bezüglich des Brandverhaltens aus. In der Regel ist das eingesetzte Material schwer entflammbar und selbstverlöschend. 3.14

Übergabestation

In der Übergabestation wird der Strom aus der/den Windenergieanlage/n an das weiterführende Hochspannungskabel, das zum Umspannwerk führt, abgegeben. Einzelne Windenergieanlagen, aber auch kleiner Windparks, speisen die produzierte Energie in das Mittelspannungsnetz (20 - 30 kV). Große Windfarmen werden üblicherweise direkt über eine gemeinsame Umspann- und Freiluftschaltanlage an das Hochspannungsnetz (110 kV) angebunden. 3.15

Werteverteilung in der Windenergieanlage

Die nachfolgende Tabelle zeigt die prozentualen Anteile der wichtigsten Anlagenkomponenten an den Gesamtkosten einer Windenergieanlage des Typs REpower MM82 mit 100 m hohem Stahlturm und 40 m langen Rotorblättern. Komponente Stahlturm (100 m) Rotorblätter (40 m Länge) Getriebe

Kosten­ anteil 33 %

Komponente Rotornabe

Kosten­ anteil 2 %

18 %

Rotorwelle

2 %

14 %

2 %

Umrichter

6 %

Pitchsystem

5 %

Azimutsystem Gondelverkleidung (GFK) Rotorlager

Generator

4 %

Bremssystem

1 %

Transformator Maschinenträger (Grundrahmen)

3 %

Kabel

1 %

3 %

Schrauben

1 %

Quelle: „neue energie“, Ausgabe 09/2005

2 % 1 %

4

Betriebssicherheit

4.1

Wartung

59

Von grundlegender Bedeutung für die Betriebssicherheit der Windenergieanlagen ist die Wartung. In den letzten zwei bis drei Jahren hat sich das Angebot an Wartungsverträgen für die Betreiber grundlegend verbessert. Mittlerweile bieten die meisten Hersteller Vollwartungskonzepte für ihre Anlagen an. Sie schließen damit zu der Firma Enercon auf, die mit dem „Enercon Partner-Konzept „(EPK)“ lange Zeit die Vorreiterrolle einnahm. Inhaltlich weichen die Vollwartungsverträge der verschiedenen Hersteller in vielen Punkten voneinander ab. Der Bundesverband WindEnergie e. V. schätzt die Kosten für Wartung und Instandhaltung auf 16 % des jährlichen Umsatzes. Der Verband hat im November 2004 seinen Mitgliedern einen Leitfaden zu Wartungsverträgen zur Verfügung gestellt. Wartungsverträge für Neuanlagen schließen die Betreiber überwiegend mit den Anlagenherstellern bzw. -lieferanten ab. Drittanbieter für Servicedienstleistungen haben es schwer, sich den Neuanlagen-Markt zu erschließen, da die Hersteller die Herausgabe von Wartungs-unterlagen und den schnellen Zugriff auf Ersatzteile sehr restriktiv handhaben. Dieses Problem trifft auch diejenigen Betreiber, die kleinere Störungen selbst beseitigen möchten. Bei älteren Anlagen und bei Anlagen, für die keine Garantie mehr besteht, ist es für den Drittanbieter leichter die Wartung zu übernehmen. 4.2

Blitzschutz der Windenergieanlage

Je nach Hersteller und Entwicklungsstand gibt es heute durchweg geeignete Blitzschutzsysteme, welche Gondel, Rotorblätter und elektrische Einrichtungen wirksam vor den Folgen eines Einschlages schützen können. In der Vergangenheit wurden Rotorblätter ohne Blitzschutz häufiger bei einem Einschlag total zerstört. Die Funktionsfähigkeit des Blitzschutzsystems ist in regelmäßigen Intervallen zu überprüfen. Hierzu existieren einschlägige Richtlinien, wie z. B. die Arbeitsrichtlinie des Sachverständigenbeirates des Bundesverban-

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III Windkraftanlagen

des WindEnergie e. V. „Überprüfung des Zustandes des Blitzschutzsystems von Windenergieanlagen“ für äußere Blitzschutzanlagen. BesonBlatt-Schutzsystem deres Augenmerk liegt auf der •• Geflecht aus Kupferdrähten Messung des Durchgangswider(Meshes) um die gesamte standes von Blattspitze bis ErBlattspitze dungsfahne und des Erdungswiderstandes. Diese Schutzeinrichtungen sind heute Stand derTechnik

•• Austauschbare Metallspitze oder Kappe

•• Austauschbare Metallrezeptoren

Funktionsweise eines modernen Blitzschutzes: der Blitz soll vorzugsweise in den sog. Rezeptor •• Metallprofile (aus Metall, in der Blattspitze) (in Blattkanten) einschlagen. Über ein Stahlseil im Inneren des Rotorblattes, das den Rezeptor mit der Stahl-Konstruktion (Rotorblattflansch-Gondelchassis-Turm) verbindet, wird der Blitzstrom bis ins Erdreich abgeleitet. Voraussetzung für einwandfreie Funktion ist ein intakter Potenzialausgleich (Erdungssystem) im Fundament bzw. im Erdreich.

Vor- und Nachteile verschiedener Rotorblattschutzsysteme Vorteil

Nachteil

•• Einlaminierung auf die Blattoberfläche relativ einfach

•• Anfällig für Zerstörung der Meshstruktur am Einschlagspunkt

•• Keine Entladung durch die Blattstruktur ins Blattinnere

•• Reparatur und Austausch schwierig

•• Schutz des gesamten Blattes •• Relativ geringe Ausschmelzungen am Einschlagspunkt

•• Aufwändige Konstruktion und Befestigung an der Glasfaserstruktur

•• Austausch möglich

•• Leitfähige Verbindung zur Ableitung muss sichergestellt sein

•• Relativ geringe Ausschmelzungen am Einschlagpunkt

•• Kleine Einfangfläche; kein Schutz der Kanten an der Blattspitze •• Aufwändige Konstruktion •• Leitfähige Verbindung zur Ableitung muss sichergestellt sein

•• Relativ geringe Ausschmelzungen am Einschlagpunkt

•• Aufwändige Konstruktion und Befestigung an der Glasfaserstruktur

•• Keine Entladung durch die Blattstruktur ins Blattinnere

•• Austausch nicht ohne weiteres möglich •• Betriebsfestigkeits-Auslegung erforderlich

•• Zusätzlicher Schutz vor Seitenein­ schlägen

Quelle: BINE projektinfo 12/00

Ein neuer, innovativer Ansatz sind Ableiterstreifen als Rotorblattschutzsystem. Diese dünnen Bänder aus Metallsegmenten werden auf die Oberfläche der Rotorblätter geklebt. Durch ihren Aufbau schaffen sie einen Kanal aus ionisierter Luft, durch welchen der Blitz zum Aufnehmer geleitet wird. Der Vorteil der Ableiterstreifen ist die höhere Haltbarkeit. Sie sollen bis zu 20 Jahre ihren Dienst ver­richten können, während klassische Rezeptoren bereits zu einem früheren Zeitpunkt ausgetauscht werden müssen. 4.3

Brandschutzsysteme

Bis heute ist die durchschnittliche neu installierte Leistung der Windenergieanlagen im Vergleich zum Vorjahr kontinuierlich angestiegen. Analog dazu haben sich die durchschnittlichen Anschaffungskosten erhöht. Zusätzlich sorgt die Verlagerung von Transformatoren, Umrichtern und Schaltanlagen in die Gondel zu einer hohen Wertekonzentration an der Spitze der Windmühle, unerreichbar für die Feuerwehr. Durch die in den letzten Jahren gehäuft aufgetretenen Feuerschäden an Windenergieanlagen ist ein ver-

III Windkraftanlagen

stärkter Bedarf für Brandschutzsysteme entstanden. Während die großen Multimegawatt-Anlagen bereits heute mit automatischen Brandschutzsystemen angeboten werden, stehen in der 1 MW- und 2 MW-Klasse nur vereinzelt und optional Systeme zur Verfügung. Der GDV hat im Jahr 2005 eine Projektgruppe ins Leben gerufen, die sich mit Brandschutz in Windenergieanlagen befasst. Die Projektgruppe erstellte auf Basis der Schadenerfahrungen der beteiligten Versicherungsunternehmen das Druckstück VdS 3523 „Leitfaden für Brandschutz in Windenergieanlagen“. Der Leitfaden ist als Anhang 2 diesem Kapitel beigefügt.

4.5

61

Condition Monitoring

Initiiert durch den Versuch der Versicherer, mit einer Revisionsklausel (vorbeugender Austausch von Verschleißkomponenten nach definierter Standzeit) die Verantwortung für den sicheren Betrieb der Windenergieanlagen über längere Zeit an die Hersteller und Betreiber zurückzugeben, haben mehrere Hersteller sowie Spezialfirmen zustandsorientierte Überwachungssysteme entwickelt und zertifizieren lassen. Eine Auflistungen der Anforderungen an CM-Systeme ist in Anhang 4 zu diesem Kapitel abgedruckt. Die Überwachung muss folgende Bereiche erfassen:

4.4

Bremssysteme

Moderne Windenergieanlagen besitzen ausnahmslos redundante Bremsen, die die Anlagen ohne größere Belastungen in Notsituationen abfahren können bzw. als Stillstandsbremsen dienen. Die Redundanz der Bremsen ist notwendig, da die unkontrollierte Überdrehzahl den gefährlichsten Betriebszustand für Windräder darstellt. Durch die enormen Fliehkräfte reißen die Blätter ab. Die entstehende Unwucht kann zum Einknicken des Turmes und damit zum Totalschaden an der Anlage führen. Aus diesem Grund stellt eine Batteriepufferung der in der Rotornabe installierten Pitch-Antriebe auch bei Stromausfall die Blattverstellung und damit die aerodynamische Bremsung sicher. Der Ladezustand der Batterien muss durch die Anlagensteuerung überwacht werden. Die Pitch-Systeme sind für jedes Rotorblatt als selbstständiges und unabhängiges System ausgeführt. Da bereits ein einzelnes Blatt ausreichend ist, um den Rotor abzubremsen, stehen bei den üblichen dreiblättrigen Windenergieanlagen allein durch die Blattverstellung drei unabhängige primäre Bremssysteme zur Verfügung.

•• •• •• •• •• •• •• ••

Rotorblätter: Drehzahl, Schwingung, Hauptlager: Schwingung, Getriebe: Eingangswelle, Schwingung, Ausgangswelle: Schwingung, Generator: A- und B-Seite, Schwingung, Chassis: Schwingung, Turm: Schwingung, Öl: Temperatur, Druck, Qualität.

Ein Teil der benötigten Daten wird bereits durch die Steuerungs- und Überwachungstechnik in den Anlagen zur Einbindung in CM-Systeme angeboten. Bei ausreichender Qualifizierung der Betriebsführung kann eine wirksame Beurteilung der Lager- und Zahneingriffsfrequenzen unter Berücksichtigung der Maschinenkinematik erwartet werden. Dies soll langfristig dazu führen, dass Schwachstellen ermittelt und behoben werden, nötige Reparaturen mit ausreichender Vorlaufzeit für die Lieferung benötigter Komponenten geplant und in windarme Zeiten verlegt werden können und so letztlich die Verfügbarkeit und die Lebensdauer der Windenergieanlage erhöht wird.

62

4.6

III Windkraftanlagen

Die Überwachung von Windturbinen

Windturbinen sind für eine Betriebsdauer von 20 Jahren konzipiert. Anhand von 64.000 Wartungs- und Reparaturberichten von mehr als 1.500 Windturbinen, die seit 1989 erfasst wurden, hat das Fraunhofer IWES eine Datenbank unter der Bezeichnung WMEP erstellt, um die Betriebszuverlässigkeit von Windturbinen zu analysieren. Dabei wurde festgestellt, dass moderne Turbinen eine hohe Verfügbarkeitsrate von etwa 95 bis 99 % erreichen. Das Auftreten von Betriebsstörungen, die zu Ausfallzeiten von Turbinen führen, ist ungefähr gleichmäßig zwischen den mechanischen und den elektrischen Komponenten verteilt. Betriebsstörungen können im Allgemeinen nach Häufigkeit der Betriebsstörung und Ausfallzeit je Betriebsstörung kategorisiert werden. Komponenten wie das Elektrosystem oder die elektronische Steuerung bzw. die Sensoren fallen relativ häufig aus, führen aber zu vergleichsweise kurzen Ausfallzeiten je Betriebsstörung, während Schäden an Komponenten wie den Rotorblättern, dem Getriebe, dem Generator oder dem Triebstrang in größeren Zeitabständen auftreten, aber wiederum mehr Zeit für die Reparatur erfordern. Außerdem zeigt sich, dass die Ursachen von Betriebsstörungen der mechanischen Komponenten von Verschleiß dominiert werden, während die Ursachen von Betriebsstörungen der elektrischen Komponenten mannigfaltig sind. Die Zahl der Fälle, in denen die Abschaltung von Turbinen auf äußere Einwirkungen zurückzuführen ist, beträgt weniger als ein Viertel aller Fälle. Und hier sind es meistens eher die elektrischen als die mechanischen Bauteile, die durch die Auswirkungen von Stürmen, Blitzschlag, Vereisung oder Netzausfällen beeinträchtigt werden [1]. In Tabelle 1 sind typische Betriebsstörungen von Windturbinen aufgeführt.

Tabelle 1 Betriebsstörungen einer Windturbine Komponente einer Wind­turbine

Mögliche Betriebsstörungen

Rotor

Vereisung, Unwucht, drohende Risse aufgrund von Materialermüdung, Delamination, Pitch Offset

Lager, Welle

Lagerschäden, Risse in der Welle aufgrund von Materialermüdung

Getriebe

Zahnflankenbruch, Verschleiß der Zähne

Generator

Überhitzung, elektrische Betriebsstörung

Struktur (Gondel, Turm, Tragstruktur)

Materialermüdung, Resonanz, Risse

Die Maßnahmen zur Vermeidung von Betriebsstörungen, die durch solche äußeren Einwirkungen hervorgerufen werden, bestehen hauptsächlich in der Design-Optimierung der Konstruktion der Komponenten, während der Verschleiß und die Relaxation der Komponenten in der Betriebsphase mittels eines Überwachungssystems überwacht werden sollten, um hohe Wartungskosten zu vermeiden. Die Hauptziele der Überwachung sind [2, 3]: •• zustandsabhängige Wartung (Condition Based Maintenance) •• Fehlerbeherrschung •• Ferndiagnose •• Prognose Wird eine Strategie verfolgt, die auf der zustandsabhängigen Wartung (Condition Based Maintenance CBM) beruht, so erfolgt die Wartung je nach Bedarf und nicht nach dem Kalender. Die Wartungsarbeiten werden auf der Grundlage der Messwerte der Zustandsüberwachung und anderer Vorinformationen über die Wartungsbedürftigkeit geplant. Darin liegt die Entwicklung des Predictive Health Monitoring (PHM) begründet. Im Rahmen des PHM wird der Zustand der Produktionsanlagen mittels regelmäßiger oder ständiger Messungen überwacht, welche die Grundlage für die Diagnose und Prognose von Verschleiß schaffen.

III Windkraftanlagen

Bei vielen industriellen Systemen ist Überwachung sehr verbreitet, aber im Falle der Windenergie steht die Anwendung von Überwachungssystemen für die gesamte Windturbine einschließlich aller entsprechenden Subsysteme noch ganz am Anfang. Vor dem Hintergrund der schlechten Zugänglichkeit wird insbesondere Offshore zur Erreichung einer erhöhten Verfügbarkeit der Offshore-Windturbinen die technische Überwachung dieser Systeme mit Hilfe von offshorefähigen Sensoren und Messsystemen immer wichtiger. Zwei Definitionen des Begriffs „Überwachung“ sind gebräuchlich: Zustandsüberwachung (Condition Monitoring – CM), die gewöhnlich die elektrischen und mechanischen Komponenten des Triebstrangs (Rotor, Getriebe und Generator) einer Windturbine betrifft, und die Überwachung der Struktur – Structural Health Monitoring (SHM) – einer Windturbine, welche die Gondel, den Turm, die Tragstruktur und das Fundament umfasst. Im Folgenden wird diese Deutung von CM und SHM verwendet. Abbildung 1 zeigt ein Modell einer Offshore-Windturbine und hebt die Komponenten des Subsystems hervor, die für CM/SHM maßgeblich sind.

Abbildung: Offshore-Windturbine mit den für die Überwachung maßgeblichen Subsystemen und -strukturen

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III Windkraftanlagen

Zustandsüberwachung Die Anforderungen an die Installation eines Zustandsüberwachungssystems (Condition Monitoring System – CMS) nach Germanischer Lloyd (GL) [4] umfassen die Messung der Schwingung und des Körperschalls der Komponenten des Triebstrangs, wie z. B. der Zahnräder oder der Lager, des Generators und des Turmes. Die Verknüpfung dieser Messungen mit den gewonnenen operationellen Parametern, wie z. B. der Leistung, der Rotationsgeschwindigkeit oder der Temperatur des Öls oder der Lager, liefert die Grundlage für das CMS. Im Rahmen eines CMS müssen wenigstens die Schwingungen des Hauptlagers, des Hauptgetriebes, des Generators und des Turmes überwacht werden. Die Methoden der Zustandsüberwachung im Hinblick auf die Fehlererkennung umfassen statistische Algorithmen oder zeitreihenbezogene Algorithmen, wie z. B. das quadratische Mittel, die beide aus den von den Schwin-

gungssensoren gemessenen Signalen abgeleitet werden. Ferner werden FFT-bezogene Algorithmen verwendet, wie z. B. Standard-FFT, Ordnungsanalyse, Seitenbandanalyse oder Hüllkurvenanalyse. Bei beiden Ansätzen weisen Abweichungen bei den zeitabhängigen Entwicklungen dieser Faktoren auf Schäden hin. Generatorfehler führen im Allgemeinen zu elektrischen Asymmetrien, die mittels spezieller Messsysteme festgestellt werden können, die z. B. auf der Änderung des charakteristischen Zeitbereichs der aktuellen Signalwerte basieren. Schäden an den elektrischen Komponenten, wie z. B. den Gleitringen oder Bürsten des Generators, der Verdrahtung sowie Kontaktfehler an den Transformatoren oder Schaltvorrichtungen können mit Hilfe thermographischer Methoden festgestellt werden.

Zeit-, Impulssignale

Signalverarbeitung, Generierung von Kennwerten

Auswertung, Diagnose

vibration (generator, bearing, gearbox)

characteristic values (BCU, RMS, Crest)

alarm (adap. limits, learning, trend analysis)

rotational speed (rotor, generator)

mean values, classification (power characteristic )

alarm (dev. from learned charact.)

electrical power

wind speed (anamometer)

tower oscillation (axial, transversal)

Fig. 2: Umfassendes Objektmodell von CMS

reference (learned characteristic)

phase sensitive narrowband analysis (ampl., phase)

narrowband analysis (tower bending, eigen frequency)

alarm (adap. limits, learning, trend analysis, fuzzy logic operation)

alarm (adap. limits, learning, trend analysis)

III Windkraftanlagen

Das CMS kann eine wichtige Rolle bei der zustandsbezogenen und bei der zuverlässigkeitsorientierten Wartung spielen, die nützlicher als die korrektive und präventive Wartung sein kann [5-7]. Darüber hinaus kann das CMS helfen, kritische äußere Bedingungen, wie z. B. Vereisung oder umweltbedingte Vibrationen von Offshore-Anlagen, festzustellen, und es kann geeignete Kontrollmaßnahmen auslösen, um Schäden an Komponenten der Anlagen im Sinne eines Betriebs mit geringerer Leistung zu verhindern. Auf diese Weise können die Gesamtwartungskosten und Ausfallzeiten von Windturbinen merklich verringert werden. Abbildung 2 zeigt ein allgemein akzeptiertes umfassendes Objektmodell von CMS, das den Basis-Signalfluss für die CM-Techniken wiedergibt (Zeit- und Impulssignale, Signalverarbeitung, Auswertung). Das CMS kann mit einzelnen Komponenten oder der gesamten Windturbine verbunden werden. Im Allgemeinen werden für jede Komponente ein spezielles CMS (Sammlung von Tools, Techniken) und ein spezielles Sensoren-/Messsystem verwendet [8]. Zeit-, Impulssignale: Vibration (Generator, Lager, Getriebe); Rotationsgeschwindigkeit (Rotor, Generator); elektrische Leistung; Windgeschwindigkeit (Anemometer); Turmschwankung (axial, transversal) Signalverarbeitung, Generierung von Kennwerten: Kennwerte (BSG, RMS, Crest); Mittelwerte, Klassifizierung (Leistungseigenschaften); phasenempfindliche Schmalbandanalyse (Ampl., Phase); Schmalbandanalyse (Turmbiegung, Eigenfrequenz) Auswertung, Diagnose: Alarm (angep. Schwellenwerte, Lernen, Trendanalyse); Referenz (gelernte Eigenschaften); Alarm (Abw. von gelernten Eigenschaften); Alarm (angep. Schwellenwerte, Lernen, Trendanalyse, Fuzzylogik-Vorgang); Alarm (angep. Schwellenwerte, Lernen, Trendanalyse).

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Structural Health Monitoring Das Structural Health Monitoring (SHM) betrifft die Sensoren, die Instrumentierung und die Methoden für die in-situ-Überwachung der Unversehrtheit der wesentlichen mechanischen Bauteile einer Windturbine. Im Offshore-Bereich ist die Struktur einer Windturbine Umweltbelastungen, wie z. B. Wind, Wasser, Sonne oder Salz ausgesetzt. Außerdem werden die neuesten Rotorblätter größer (> 80 m), die Türme werden höher (> 120 m) und die Masse des Turmkopfes wird größer, mit leistungsfähigeren und größeren Turbinen. Um die verbleibende Lebensdauer zu bestimmen, wird die Summe der gemessenen Lastspiele mit der entsprechenden Ermüdungskurve verglichen. Daher ist eine Überwachung der Materialermüdung in Bezug auf das Fundament, die Tragstruktur, den Turm und die Gondel erforderlich. Die Sensoren werden mit der Struktur verbunden, um die Belastungen an den charakteristischen Punkten der Konstruktion, Vibrationen und Temperaturen zu messen, um die Belastungen rekonstruieren zu können und die Entwicklung von Algorithmen für das Lebensdauermanagement zu ermöglichen. Die Methoden der Lastrekonstruktion können in drei Hauptgruppen gegliedert werden: 1.) die deterministische Methode, die auf dem Modell und den gemessenen Signalen beruht; 2.) die stochastische Methode, die auf stochastischen Modellen beruht; 3.) auf künstlicher Intelligenz beruhende Methoden, wie z. B. neuronale Netze. Die gegenwärtige Forschung in Bezug auf Überwachungstechniken für die strukturellen Komponenten konzentriert sich vor allem auf die Feststellung von Rotorschäden. Ein wichtiger Unterschied zwischen den Methoden, die dem aktuellen Stand der Technik entsprechen, und den Methoden, die den Gegenstand der Forschung bilden, liegt in der Art der analysierten Parameter. Während die verfügbaren Methoden zur Feststellung von Rotorschäden globale Vibrations- oder Dehnungsmessungen vorsehen, die gewöhnlich an der Gondel und dem Turm vorgenommen werden, befassen sich die Forschungsprojekte mit der Integration der Sensoren in die überwachte Struktur, z. B. die Rotorblätter. Die Dehnungsmessungen an den Rotor-

66

III Windkraftanlagen

blättern beruhen immer mehr auf faseroptischen Sensoren. Diese Forschung geht auf die Absicht zurück, eine Schadenfrüherkennung zu entwickeln, um katastrophenauslösende Betriebszustände zu vermeiden und optimierte Wartungsstrategien einzuführen. Eine raue Oberfläche der Rotorblätter, die z. B. durch Umweltverschmutzung verursacht wird, Schäden an der Lackierung der Oberfläche der Rotorblätter oder Vereisung verringern die aerodynamische Leistung des Rotorblattes. Durch die Überwachung der Prozessparameter, wie z. B. der Leistung im Verhältnis zur Windgeschwindigkeit, können solche Betriebsstörungen festgestellt werden. Sowohl Unwucht der Rotormasse, z. B. infolge von Eindringen von Wasser in ein Rotorblatt, Vereisung oder losem Material in einem Rotorblatt, als auch aerodynamische Asymmetrien, die z. B. durch Montagefehler am Pitch-Antrieb des Rotorblattes oder durch Unterschiede im Profil des Rotorblattes aufgrund von Herstellungstoleranzen verursacht wurden, führen zu Schwingungen der Gondel, die mit Hilfe eines Überwachungssystems analysiert werden können. Die Ansätze zur Erkennung von globalen Schäden einer Struktur beruhen auf der Bewertung von Änderungen in den Modalfrequenzen, den Formen oder der Dämpfung. Die Methoden zur Feststellung von örtlichen Schäden umfassen z. B. die Schallemission oder die elektromechanische Impedanz (EMI). Die Sensorsignale werden von verschiedenen Messsystemen aufgezeichnet und in Datenbanken gespeichert. Zusätzlich werden die Umweltbedingungen, z. B. die Windgeschwindigkeit, die Windrichtung, die Wellenrichtung und die Wellenhöhe, mittels Messbojen aufgezeichnet. Für die spätere Auswertung der Daten und für die Verknüpfung von Belastungsdaten mit Umweltbedingungen müssen die Daten im zeitsynchronen Modus aufgezeichnet werden. Daher werden die Datensignale mit Zeitstempeln versehen. Um Vorhersagen zu ermöglichen, müssen die Daten von den verschiedenen Sensoren mit den Datenbanken über Materialeigenschaften, die Wartungshistorie, die Modelle der Schadenprogression und die Vorhersage der zukünftigen Betriebsbedingungen verknüpft werden.

Ausblick Eine der globalen Herausforderungen der nächsten Jahrzehnte ist der Übergang von nicht erneuerbaren zu erneuerbaren Energiequellen bei der weltweiten Energieversorgung. In diesem Zusammenhang wird die Windenergie zu einem wichtigen Faktor, da die Windenenergie in fast allen berücksichtigten Szenarien einen Anteil von mehr als 20 - 30 % der erneuerbaren Energie hat. Die Europäische Plattform für Windenergietechnologie (European Wind Energy Technology Platform) prognostiziert, dass die Windenergie im Jahre 2030 einen Anteil von 22,6 % der in Europa erzeugten Elektrizität (300 GW) haben wird, wovon 50 % offshore produziert wird. Die Entwicklung des Windenergiemarkts in der EU in den kommenden zwei Jahrzehnten hängt von der Entwicklung des Offshore-Markts ab. Eine größere Zuverlässigkeit sowie ein effizienter Betrieb und eine effiziente Wartung zählen zu den Kernfragen, wenn es darum geht, die Realisierbarkeit von Stromerzeugung in großem Umfang in Offshore-Windparks zu verbessern. Um die Leistungsfähigkeit von Windturbinen insgesamt auf ein viel höheres Niveau zu heben, sind spezielle neue Konzepte für Windparks und für den Betrieb von Windturbinen notwendig, um die Energiekosten während der Lebensdauer möglichst gering zu halten und dabei einen vorher festgelegten Grad der Verfügbarkeit, Zuverlässigkeit und Sicherheit beizubehalten. Da insgesamt eine hohe Leistungsfähigkeit angestrebt wird, sollte gleichzeitig auch eine Minimierung der Wartungszugriffe als Ziel festgelegt werden. Es sollten optimierte Wartungsstrategien auf der Grundlage des Predictive Health Monitoring (PHM) und der zustandsabhängigen Wartung (Condition Based Maintenance – CBM) entwickelt werden, um die Anzahl der Wartungen der Windkraftanlage zu optimieren. In diesem Zusammenhang werden dezentralisierte Sensoren-Netzwerke eine entscheidende Rolle spielen, indem sie Informationen in Echtzeit über die Betriebsbedingungen und die strukturelle Integrität des Wirtschaftsguts liefern. Im Jahre 2030 werden Offshore-Windparks über ein sehr hohes Maß an Kontrollbefugnis auf der Ebene des Windparks verfügen, um den oben erwähnten Heraus-

III Windkraftanlagen

forderungen zu begegnen. Die Leistungsfähigkeit des Windparks kann auf der Ebene des Windparks ebenso wie auf der Ebene der einzelnen Windturbine optimiert und kontrolliert werden. Die einzelne Windturbine wird jedoch nicht einzeln betrachtet, sondern als ein abhängiger Bestandteil des Windparks unter Berücksichtigung der Abhängigkeiten zwischen den einzelnen Windturbinen. Im gesamten Windpark misst ein Netzwerk von Sensoren dezentral die tatsächlichen Umweltbedingungen (z. B. Windgeschwindigkeit und -richtung, Temperatur, Luftfeuchtigkeit usw.) und die aktuelle Leistung der einzelnen Windturbinen. Somit werden Informationen sowohl auf globaler als auch auf lokaler Ebene geliefert. Die Sensorinformationen werden zu einem sehr komplexen und exakten Modell des Windparks zurückgeleitet, um die Leistungsfähigkeit des gesamten Windparks entsprechend den festgelegten Geschäftsmodellen zu optimieren. Jedoch beruhen die Modelle, die verwendet werden, um den Windpark und die einzelne Windturbine zu überwachen, nicht nur auf den tatsächlichen Sensorinformationen, sondern auch auf Vorhersagemodellen für die Wetterbedingungen, die Leistung der Windturbinen und den Verschleiß der Komponenten. Im Rahmen des Projekts OMO (Operation and Maintenance of Offshore Wind Parks – „Betrieb und Wartung von Offshore-Windparks“) des AERTOs ERA-NET wurde eine strategische Forschungsagenda (Strategic Research Agenda – SRA) erstellt, welche die Ansichten der teilnehmenden Forschungs- und Technologieorganisationen (Research and Technology Organisations – RTOs) über die notwendigen Anforderungen an die zukünftige Forschung zur Erreichung dieses Ziels widerspiegelt [9].

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Literaturangaben [1]

Faulstich, S.; Component reliability ranking with respect to WT concept and external environmental conditions; www.upwind.eu

[2]

Hameed, Z.; Hong,Y.S., Cho, Y.M., Ahn, S.H.; Song,C.K.; Condition monitoring and fault detection of wind turines and related algorithms: A review, Renewable and Sustainable Energy Reviews 13, pp. 1-39, 2009

[3]

Friedmann, A.; Mayer, D.; Siebel, T.; Koch, M; Monitoring and Damage Detection in Structural Parts of Wind Turbines, Wind Turbines, ISBN: 978-953-308-91-2

[4]

Guideline for the Certification of Offshore Wind Turbines, Germanischer Lloyd, 2005

[5]

Amirat, Y., Benbouzid, M.E.H., Al-Ahmar, E. , Bensaker, B., Turri, S.; A brief status on condition monitoring and fault diagnosis in wind energy conversion systems, Renewable and Sustainable Energy Reviews 13, 2629–2636, 2009

[6]

Caselitz, C., Giebhardt, J.; Advanced Condition Monitoring System for Wind Energy Converter, Proceedings of EWEC 1999, Nizza

[7]

Verbruggen, T.W.; Wind Turbine Operation and Maintenance base on Condition Monitoring WT-Ω Final Report, ECN, April 2003

[8]

Kupferschmidt, C., Huhn, H., Strach, M., Vorpahl, F.; Chapter 26 - Offshore Wind Structures Handbook of Technical Diagnostics - Fundamentals and Application to Structures and Systems; Hrsg: Prof. Dr. Dr. Horst Czichos, ISBN 978-3-642-25849-7, August 2012

[9]

Strategic Research Agenda, Offshore and Maintenance of Offshore Wind Parks (OMO), ERA-NET-Project AERTOs (ERA-NET 2007.1), November 2011

Dr.-Ing. Holger Huhn, Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES)

68

4.7

III Windkraftanlagen

Ölpartikelzählung

Verschleiß oder Schädigung von Lagern und Verzahnungen erzeugen bereits Monate vor einem Ausfall Metallabrieb. Diesen Abrieb können Ölpartikelzähler in denjenigen Komponenten des Antriebsstranges erfassen und bewerten, die über eine Ölumlaufschmierung verfügen. Die Detektion ist dabei nicht auf rein metallische Partikel beschränkt. Zustandsänderungen fettgeschmierter Lager (Generator, Hauptlager) sowie Veränderungen des Lauf- oder Schwingungsverhaltens ohne einhergehenden Materialeintrag in den überwachten Ölkreislauf können mittels der Partikelzählung nicht erkannt werden. Die Ölpartikelzählung war in der Vergangenheit nur als Bestandteil einer (Offline-)Ölanalyse im Labor wirtschaftlich durchführbar. Erst seit ca. 3 Jahren bieten verschiedene Hersteller Systeme gezielt für eine kontinuierliche Überwachung von Getrieben in Windenergieanlagen an. Wesentlicher Bestandteil dieser Systeme ist ein induktiv oder optisch arbeitender Sensor, der im Ölrücklauf des Getriebes vor dem Filter installiert wird. Der Sensor erfasst metallische Partikel ab einer gewissen Größe (z. B. > 200μm). Dabei kann die Zunahme der Verschleißpartikel in Form eines einfachen Trendverlaufs beurteilt werden. Aus dem Verlauf bzw. der kumulierten Partikelanzahl können allerdings keine Rückschlüsse auf die Funktionsfähigkeit des betroffenen Bauteils (Beurteilung des Zustands) abgeleitet werden. Die Herkunft der Partikel muss mittels visueller Inspektion (z. B. Video-Endoskopie) oder Schwingungsdiagnose ermittelt werden.

5

Stand der Entwicklung landgebundener Windenergieanlagen

Nachdem in den 80er und frühen 90er Jahren die Entwicklung von kleinen (50 kW – 150 kW) zu mittleren Windenergieanlagen (500 kW und 600 kW) verlief, die in bereits sehr hohen Stückzahlen gebaut wurden, begannen die Hersteller 1997/1998 mit der Errichtung der ersten Anlagen der Megawattklasse (1 MW). Während die durchschnittliche Leistung aller heute in Deutschland in Betrieb befindlichen Windenergie-

anlagen bei 1,1 MW liegt, beträgt die durchschnittliche Leistung der im Jahr 2007 neu installierten Anlagen bereits 1,9 MW. Daran ist ein deutlicher Trend hin zur 2,5 MW-Klasse erkennbar, die mit Turmhöhen von 120 m und mehr einen wirtschaftlichen Betrieb auch in windschwächeren Binnenlandregionen ermöglicht. Die Bauart der modernen Windenergieanlagen hat sich mehr oder weniger klassifiziert: •• Die Mehrzahl der weltweit gebauten Anlagen wird auf konventionelle Weise mit Getrieben in aufgelöster Struktur (Rotor-Hauptlager-Hauptwelle-Getriebe-Kupplung-Generator) gebaut. Nur wenige Anbieter (darunter als der größte und erfolgreichste Enercon/Aurich) verfolgen weiterhin das kompakte Konzept ohne Getriebe mit großen, langsam laufenden Generatoren. •• Bei den Anlagen oberhalb von 600 kW allgemein hat sich der Dreiblattrotor durch-gesetzt, während die Klassen darunter als Spielwiese für alle Arten von Rotoren genutzt werden. 2-Blatt-, 4-Blatt-, Vielblatt-Rotoren, Savoniusrotor und Darrieusrotor finden sich unter den kleinsten Anlagen. •• Während die Mehrzahl der Anlagen bis 600 kW noch stall-geregelt (starre Rotorblätter) ist und feste Drehzahlen aufweist, hat sich in der MW-Klasse die Leistungsregelung per Blattverstellung (pitch) in Kombination mit variabler Drehzahl durchgesetzt. •• Die Generatoren in der MW-Klasse sind überwiegend als doppeltgespeiste Asynchrongeneratoren ausgeführt und luftgekühlt. Bei Anlagen bis zur MW-Klasse kommen häufig auch polumschaltbare Asynchrongeneratoren zur Anwendung. •• Die Verbindung zwischen Gondel und Turm wird nahezu ausnahmslos als Kugeldrehverbindung mit geeigneten Friktionseinrichtungen ausgeführt, die Verstellung der Gondel zum Wind nehmen zwei oder mehr Getriebemotore vor.

III Windkraftanlagen

•• Die Türme moderner Windenergieanlagen werden fast überwiegend in Stahlrohr ausgeführt, einige Hersteller bieten Gittermasten an für bestimmte Standorte. Ein wachsender Anteil wird außerdem in Ortbetonbauweise hergestellt. Für sehr hohe Türme mit 120 m und mehr ist die Hybridbauweise interessant geworden, die zu einer Vereinfachung bei den notwendigen Turmsegment-Transporten führt. Alle Windenergieanlagen in den gängigen Größenklassen (600 kW bis 6.000 kW) weisen heute die üblichen Sicherheitsmerkmale auf: •• Blitzschutz der Blätter wie auch der gesamten Anlage, •• redundante Bremssysteme, •• Überwachung aller Betriebsparameter online, •• Schwingungsüberwachung Chassis, Getriebe, Generator, •• Kühlung von Generator und Getriebeöl, •• Überspannungsschutz für die Schalt- und Regeleinrichtungen Heutige Windenergieanlagen weisen bereits installierte Leistungen von bis zu 7,5 MW (Enercon E 126) auf, das Gros der Anlagen wird aber in der 2-3 MW Klasse umgesetzt. Anlagen der Größenordnung bis 6,0 MW (Multibrid, REpower, Siemens) zielen vor allem auf den Offshore-Einsatz ab. Einer weiteren Steigerung der Leistung scheint nur durch die Grenzen in der Konstruktion der einzelnen Komponenten, insbesondere der Rotorblätter, Einhalt geboten zu werden. So hat der Rotor der 6 MW-Anlage von REpower bereits einen Durchmesser von 126 m, was eine Abmessung eines einzelnen Rotorblattes von mehr als 50 m Länge ergibt – zu lang, um noch auf normalen Transportwegen (beispielsweise mit Tieflader) transportiert zu werden.

6

69

Schadenpotenzial

Schäden an Windenergieanlagen stellen ähnliche Probleme dar wie an jeder anderen Maschine auch – mit dem Unterschied, dass die Anzahl der Lastwechsel bei Windenergieanlagen über die gesamte Lebensdauer ungleich höher als bei anderen stationären Maschinen ist. Dies wirkt sich insbesondere auf die am höchsten dynamisch belasteten Teile wie Rotor und Antriebsstrang aus. Ein typisches Risiko der Windenergieanlagen ist das Serienschadenrisiko. Vergleichbar der KFZ-Branche, werden nahezu baugleiche Anlagen in großen Stückzahlen hergestellt. Retrofitmaßnahmen sind z. B. für baugleiche Getriebe bereits in größeren Stückzahlen angefallen. Neben Generator und Getriebe sind auch die Rotorblätter immer wieder von Serienschäden betroffen. Das Schadenpotenzial rührt aus den Betriebsbedingungen der Windenergieanlage her. Um die Herkunft der Schäden zu umreißen, kann man die herrschenden Bedingungen an der Windenergieanlage näher beleuchten und in folgende 5 Kategorien einteilen: 6.1

Normale externe Bedingungen

Klima •• Windgeschwindigkeit •• Böen •• Turbulenzen •• Umgebungstemperatur •• Luftfeuchtigkeit •• Vereisung •• Salzgehalt •• Flugsand 6.2

Abnormale externe Bedingungen

Klima •• Überlebenswindgeschwindigkeit („Jahrhundertböe”) •• Extreme Böen •• maximaler Eisansatz •• Extreme Temperaturen

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III Windkraftanlagen

•• Hagel •• Blitzschlag Netzrückwirkung •• Spannungsverlust •• Spannungsschwankungen •• Frequenzschwankungen •• Kurzschluss im Netz •• Blitzeinschlag ins Netz •• Schwingkreise bei unverdrosselten Blindleistungskompensationsanlagen andere Einflüsse •• Fehlbedienung (Personal) •• Einwirkung durch Wasser (Regen, Kondenswasser) •• Einwirkungen durch Tiere (Nager) •• Vogelschlag •• Erdbeben 6.3

Normale interne Bedingungen

Betriebszustände •• An- und Abfahren •• Synchronisation mit dem Netz •• Leistungs-Drehzahlregelung •• Normalbetrieb •• Gondelrichtungsverstellung •• Stillstand (Rotor dreht langsam) •• Blockierter Rotor windabhängige Zustände •• Schräganblasung •• Turmstau- oder -Schatten Kräfte und Momente •• Eigengewicht •• Massenbeschleunigung (Bremsen, Verstellen) •• Fliehkräfte •• Kreiselkräfte •• Massenunwucht •• Aerodynamische Unwucht •• Erzeugtes Drehmoment

6.4

Abnormale interne Bedingungen

Störungen •• Antrieb und Mechanik der Blattverstellung •• Triebstrang •• Generator-Kurzschluss •• Gondelrichtungssteuerung •• Mechanische Bremsen •• Aerodynamische Bremsen •• Betriebsführung •• Sensoren •• Stromversorgung/Ladezustand der Batterien (z. B. für Pitch-Antriebe) Betriebszustände •• Überdrehzahl •• Überleistung •• Eigenschwingungen, Vibrationen •• Erzwungene Schwingungen (Regelung) •• Notabschaltung •• Rückwärtsdrehen des Rotors 6.5

Andere Bedingungen

•• Transport •• Montage •• Wartung und Bedienung

7

Schadenszenarien

7.1

Onshore Windenergieanlagen

7.1.1

Rotorblätter

•• •• •• ••

Risse (Längs- und Querrisse) Schwingungsbrüche Ablösungen, Laminationsfehler Blitzschlag/Aufbrechen bzw. „Explosion“ des Blattes •• Unzureichende Fixierung von Erdungsseilen in axialer und radialer Richtung im Blatt (hohe Zugbeanspruchung durch Zentrifugalkräfte).

III Windkraftanlagen

Ursachen: •• Überlast Normalerweise verhindern mehrere ineinandergreifende, teilweise redundant ausgelegte Sicherheitssysteme das Auftreten von Überlasten an Windenergieanlagen. Dennoch kann es auch bei normalen Witterungsverhältnissen zu Schadenfällen kommen. Ursache sind dann verschiedene Fehler, die erst in Kombination zu einem Versagen der Sicherheitssysteme führen. Das nachfolgende Beispiel beschreibt einen solchen Fall: Nach einem Ausfall des Mittelspannungsnetzes versuchte eine 2,5 MW-Anlage einen Schnellhalt durchzuführen. Dazu leitete die Steuerung eine Notfahrt der drei Flügel in eine 90°-Position ein. Die notwendige Energie dafür sollten die Akkumulatoren der Notstromversorgung der Pitch-Antriebe liefern. Die Akkumulatoren waren entladen. Die unmittelbar danach eingeleitete hydraulische Bremsung konnte den Rotor nicht mehr anhalten. Die Bremsbeläge hielten der Belastung nur wenige Sekunden stand, danach waren die Beläge verschlissen und die Drehzahl stieg weiter an. In Folge der Überdrehzahl riss eines der Blätter ab. Schwere Schäden an Gondel und Fundament waren die Folge. Wie sich später herausstellte, verhinderte ein Fehler in der Elektronik das Aufladen der Batterien. Während vorausgegangener Wartungsarbeiten war zudem die Überwachung der Akkumulatoren deaktiviert worden, so dass der niedrige Ladezustand unbemerkt blieb. Wiederholt auftretende Ursachen, warum Steuerungen nicht auf Überlastsituationen reagieren, sind: •• Während der Wartung deaktivierte sicherheitsrelevante Alarme, die nach der Wartung nicht wieder aktiviert werden, •• Fehler in der Steuerung und/oder der Signalübertragung, •• Vorgabe falscher Schwellwerte für sicherheitsrelevante Alarme durch Inbetriebsetzer oder Wartungspersonal.

Kurzschlussspuren auf einem Schleifring übertrager. Ursache waren verbogene Bürsten nach einem Lagerschaden.

Bild: Allianz

•• •• •• •• •• •• ••

Herstellungsfehler Schwingungen Konstruktionsfehler (Lastannahmen) Schräganströmung aeroelastische Schwingungen Frost, Eisansatz, Hagel Gewitter

Aufgeplatzte Blattspitze nach Blitzschlag.

71

72

III Windkraftanlagen

Gut erkennbar die Öffnung für den Rezeptor der Blatt-Oberschale.

7.1.2 •• •• •• ••

Rezeptorhalter mit Rezeptoren für die Blatt-Ober- und Unterschale Der Halter ist das Verbindungsstück zwischen Erdungsseil und Rezeptoren.

Bilder: Allianz

Bei Rotorblättern mit ungünstiger Rezeptor-Anordnung oder bei Blättern mit Wassereinschlüssen kann es vorkommen, dass Blitze auch direkt durch die Blattoberfläche in das Erdungssystem einschlagen. Die Blattbewegung erschwert es dem Blitz, in den Rezeptor einzuschlagen. Die tabellarische Auflistung der Blitzschutzmaßnahmen in Kapitel 4.2 zeigt verschiedene Möglichkeiten für den Schutz des Rotorblattes. Wassereinschlüsse im Blatt können bei einem Blitzschlag explosionsartig verdampfen. In der Folge reißt das Blatt in diesem Bereich auf. Abhilfe schaffen Drainageöffnungen durch die das eingedrungene Wasser abfließen kann.

Getriebe und Rotorhauptlager

Rotorhauptlagerschäden Lagerschäden an Planetenstufe des Hauptge­triebes Lagerschäden an Stirnradstufe des Hauptge­triebes Verzahnungsschäden an Planet- und Stirnradstufe

Ursachen: •• Nicht ausreichende Kenntnis der dynamischen Lasten •• Konstruktions-/Auslegungsfehler •• Herstellungsfehler •• Schmierung •• Betriebsverhältnisse (Bremsverhalten, Böen, Korrosion) •• Mangelhafte Wartung Zu den anspruchsvollsten Aufgaben bei der Projektierung einer Windenergieanlage zählt die Beherrschung der verschiedenen Belastungszustände im Antriebsstrang. Auch heute noch ist es sehr schwierig, die tatsächlich auftretenden dynamischen Lasten im Antriebsstrang einer neuen Anlage exakt vorherzusagen. Zwar greift die nationale und internationale Richtlinien- und Normenarbeit neue Erkenntnisse auf, kann aber mit dem hohen Entwicklungstempo der Windenergiebranche nicht Schritt halten. Eine Vielzahl von Schäden am Antriebsstrang, insbesondere im Bereich des Getriebes, haben gezeigt, dass die Komponenten in den Windenergieanlagen weit höheren Belastungen ausgesetzt sind, als es noch vor einigen Jahren bekannt war. Lager- und Verzahnungsschäden in den Getrieben bilden den Schadenschwerpunkt im Antriebsstrang. Die Erfahrungen zeigen, dass die tatsächliche Lebensdauer von Getrieben in Windenergieanlagen teilweise erheblich unterhalb der theoretisch berechneten Lebensdauer liegt. So hat sich zum Beispiel in Folge diverser Serienschäden herausgestellt, dass Pendelrollenlager als Planetenlager in Windenergieanlagen kritisch zu sehen sind. In der Zwischenzeit haben sich für diesen Einsatzfall Zylinderrollenlager durchgesetzt.

III Windkraftanlagen

Schaden in der Planetenstufe durch Lagerausfall nach 45.000 Be-

73

Häufige Schadenbilder

triebsstunden (1.5-MW-Windenergieanlage)

•• Graufleckigkeit an Zahnflanken als Zeichen beginnender Materialermüdung. Ausgehend von diesen Flecken bilden sich Haarrisse, die nach einiger Zeit zu Ausbrüchen in den Flanken führen können. Graufleckigkeit an Zahnflanken

Bild: Allianz

Getriebetotalschaden nach Lagerversagen am Planetenträger nach ca. 20.000 Betriebsstunden (1.0-MW-Windenergieanlage) Bild: Allianz

•• Auf den Zahnflanken verpresstes Fremdmaterial •• z. B. von einem gleichzeitig vorhandenen Schaden am Getriebe (z. B. Lagerschaden, Zahnausbrüche), •• durch Verunreinigungen bei der Herstellung. Bilder: Allianz

•• Drehende Lagersitze •• z. B. bei Überlastung des Lagers, •• bei zu großen Passungen. •• Zahnbrüche in Folge von Überlastung (Betriebsbelastungen, Bremsmomente) oder Materialeinschlüssen. •• Ungleichmäßige Tragbilder (Zahnflanken, Lagerschalen) sind Zeichen für lokale Überlastungen. Mögliche Folgen:

74

III Windkraftanlagen

•• Rissbildung oder Ausbrüche an den Zahnflanken,

Aufgefächerter Wickelkopf eines Schleifringläufers in Folge einer abgerissenen Läuferbandage.

•• Lagerschälung. •• Stromübergangsmarkierungen in den Lagern nach Blitzschlag. •• Lagerschälung in Folge •• schlechte Lagerschmierung, z. B. Spritzschmierung bei den Planetenlagern, •• Aufnahme zu großer radialer/axialer Lasten, wegen fehlender Ausgleichsmöglichkeiten innerhalb des Getriebes, •• Schmierfähigkeitsverlust des Schmiermittels (Reinheit, Temperatur). •• Stufenbildung an der Kupplung zwischen Planetenund Stirnradgetrieben durch Reibkorrosion. 7.1.3

Generator

•• Lagerschäden an A- und B-Lager •• Wicklungsschäden Ursachen: •• Montagefehler •• Überlastung •• Auslegungsfehler •• Ausführung/Lebensdauer der Wicklungsisolation •• Mangelhafte Reinigung/Wartung •• Fehlerhafte Ausrichtung bei Montage

Bild: Allianz

Die häufig in Windkraftanlagen eingesetzten doppelt gespeisten Asynchrongeneratoren haben einen gewickelten Läufer, deren Wickelköpfe und Ableitungen hohen dynamischen Lasten ausgesetzt sind. Hält die Wickelkopf-Bandage den Kräften nicht stand, kann der Wickelkopf auffächern. Im schlimmsten Fall kommt es zum Anstreifen und zur Zerstörung der Wicklung. Auch die Abstützung der Ableitungen, die die Rotorwicklung mit den Schleifringen verbinden, muss eine genügende mechanische Festigkeit aufweisen. Über Endoskopie besteht die Möglichkeit, den Wickelkopfbereich zu inspizieren. 7.1.4

Elektrische Einrichtungen

Fehler in den elektrischen Einrichtungen der Windkraftanlage können teure Folgeschäden bis hin zum Totalschaden der gesamten Anlage nach sich ziehen. So haben derartige Fehler bereits häufiger zu einem Brand geführt. Das Feuer entsteht durch Überhitzung infolge von Überlast, Erd-/Kurzschluss sowie Lichtbögen.

III Windkraftanlagen

Typische Fehler sind u. a.: •• technische Defekte oder falsch dimensionierte Bauteile in der Leistungselektronik (z. B. Schalt-, Umrichterschrank, Transformator), •• Versagen von Leistungsschaltern, Lichtbögen in Schaltanlagen, •• Versagen der Steuerungselektronik, •• hohe Übergangswiderstände durch ungenügende Kontakte bei elektrischen Verbindungen, z. B. bei Schraubverbindungen an Kontaktschienen, •• unzureichendes elektrisches Schutzkonzept im Hinblick auf Isolationsfehlererkennung und Selektivität der Abschaltorgane, •• keine bzw. keine allpolige Freischaltung des Generators bei Anlagenausfall/-abschaltung, •• fehlender Überspannungsschutz auf der Mittelspannungsseite des Transformators,

Das Wartungspersonal kann seine Aufgabe jedoch nur dann richtig ausführen, wenn dies die Raumverhältnisse zulassen. Bereits bei der Entwicklung einer Windenergieanlage sollte darauf geachtet werden, dass alle Anlagenteile, die regelmäßig zu warten sind, auch gut zugänglich sind. Eine wiederkehrende Prüfung von elektrischen Anlagen (gem. VdS) alle 2 Jahre ist zu empfehlen. Oft wird diese Prüfung bereits durch die BGV A3 (ehem. VBG 4) gefordert, dort liegt der Prüfungszyklus jedoch bei 4 Jahren. Die Prüfung muss durch einen anerkannten SV durchgeführt werden. Da immer mit Fehlern im Netz oder dem Ausfall von Betriebsmitteln gerechnet werden muss, kann eine optimal ausgewählte elektrische Schutztechnik zur Erfassung von Netzfehlern und anderen anomalen Betriebszuständen in der WEA sowie den zugehörigen peripheren Anlagen das Schadensrisiko erheblich verringern. Leider ist häufig aus Platzgründen eine Nachrüstung mit einfachen Mitteln nicht möglich. Mit Lagerfett kontaminiertes Schleifringgehäuse eines Generators.

•• Resonanzen in RC-Schwingkreisen (Netzfilter, Blindleistungskompensationen), •• Bauteilausfälle durch Verschleiß/begrenzte Lebensdauer, •• fehlender/schlechter Potenzialausgleich, •• mangelhafte Wartung. Da Windenergieanlagen nicht ständig besetzt sind, besteht nur während Wartungen und Revisionen die Möglichkeit, Schäden in der Entstehungsphase zu entdecken und Maßnahmen zur Schadenverhütung einzuleiten. Daher trägt das Wartungspersonal eine ganz besondere Verantwortung. Daran ändern auch die mittlerweile eingesetzten Condition Monitoring Systeme nichts, denn diese überwachen nur den Antriebsstrang. Veränderungen im Betriebsverhalten der anderen Anlagenteile, z. B. der elektrotechnischen Einrichtungen, erfassen sie nicht.

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Bild: Allianz

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III Windkraftanlagen

Für Transformatoren haben sich in der Vergangenheit folgende Schadenschwerpunkte herauskristallisiert: •• Fehlender Überspannungsschutz durch die Verwendung berührungssicherer Steckverbindungen auf der Mittelspannungsebene. Die Ausführung mit Überspannungsschutz ist bei Neubestellung eines Transformators mit geringen Mehrkosten verbunden. Eine Nachrüstung ist mit wesentlich höheren Kosten verbunden. •• Fehlende Temperaturüberwachung. •• Falsch eingestellte Schutzgeräte. •• Mechanische Spannung an den Ableitungen. •• Unzureichende Pflege bzw. Wartung des Trafos und der Kompaktstation. Transformatorschaden:

7.1.5

Fundamente

Den hoch belasteten Stahlbetonfundamenten wurde viele Jahre lang kaum Aufmerksamkeit geschenkt, obwohl sie einer regelmäßigen Inspektion und Pflege bedürfen, wie aktuelle Untersuchungsergebnisse von Fundamentrissen zeigen. Daher ist die Einbindung dieser Bauteile in den Wartungs- und Instandhaltungsplan dringend zu empfehlen. Kümmert sich der Betreiber nicht um den „Standfuß“ seines Windrades, können allein durch die normalen Witterungseinflüsse Schäden eintreten: •• Durch Risse im Beton eintretendes Wasser kann zu Rost an der Stahlarmierung führen. Bei fortgeschrittener Korrosion reißt die Stahlarmierung. Die Stabilität des Bauteils wird herabgesetzt. •• Das in Risse eindringende Wasser wäscht den Beton aus. Es entstehen Hohlräume, in denen immer größere Flächen der Armierung freiliegen.

Überspannung aus dem EVU-Netz mit Durchschlag der Leiteriso­ lation. Ein netzseitiger Überspannungsschutz fehlte.

Bild: Allianz

•• Eindringendes Wasser in die Fuge zwischen Turm bzw. FET und Fundament kann durch Auswaschungen und Korrosionen zu einer gefährlichen Vergrößerung des ohnehin vorhandenen Spiels zwischen den beiden Komponenten führen. Seit dem Jahr 2006 sind Fundamentschäden an Windenergieanlagen ein Thema für viele Betreiber geworden. Bereits mehrere 100 Schäden wurden im In- und Ausland an Anlagen von mindestens zwei Herstellern festgestellt. Besonders oft traten Schäden bei Fundamenteinbauteilen mit zwei umlaufenden Druckringen auf. Zu den häufigsten und leicht erkennbaren Schadenbildern gehören halbkreis- oder ringförmige Risse um das Fundamenteinbauteil sowie Risse im Turminneren. Bei weiteren Untersuchungen traten häufig Risse über dem oberen und unter dem unteren Druckring sowie radial verlaufende Risse vom Turmschaft zur Außenseite des Fundaments zutage. Ihren Ursprung haben die Schäden in einer Verknüpfung verschiedener Faktoren, die Einfluss darauf haben, ob der Krafteintrag über Turm und Einbauteil dauerhaft schadenfrei in das Fundament erfolgen kann, z. B.:

III Windkraftanlagen

•• Unzureichende Bewehrung: Querkraftbewehrung (Schubbewehrung), Aufhänge-/Rückhängebewehrung,

Riss mit konzentrischem Verlauf, sichtbar nach Abheben der Erdaufschüttung.

•• Fehlende Weichschichten über dem oberen und unter dem unteren Druckring, •• Betonierschatten unter den Druckringen. Auch nach einer Sanierung bedarf das Fundament der regelmäßigen Prüfung, da Langzeitergebnisse zum Sanierungserfolg nicht vorhanden sind und Teile der Problematiken durch die gängigen Sanierungskonzepte nicht behoben werden. Für die Schadenbeurteilung kommt erschwerend hinzu, dass die rechtlichen Beziehungen zwischen Anlagenerwerber, Hersteller und Fundamenterrichter je nach vertraglicher Vereinbarung variieren können. Das Schadenpotenzial und die schwierige Ausgangslage haben den Bundesverband Windenergie (BWE) dazu veranlasst, im Jahr 2008 einen Arbeitskreis „Fundamente“ zu gründen. Ziel ist die Organisation der Bestandsaufnahme und des Informationsaustausches zu Problemen mit Fundamenten an Windenergieanlagen. 7.1.6

Riss im Innenbereich des Turms.

Haftungsrisiken

(Dietrich Winter) Die Haftpflicht- Risiken aus dem Betreiben von technisch aktuellen Windenergieanlagen sind bei vernünftiger Standortwahl und einem vorsorgenden Betreibermanagement - sowohl on-shore als auch Offshorebeherrschbar. Im Störfall sind die Auswirkungen durch Brand/Explosion oder der Emission von Betriebsmitteln, wie Hydrauliköl örtlich begrenzt. Demgegenüber sind für die Versicherer die HaftungsRisiken der Lieferanten, Zulieferer und Service-Unternehmen für die WEA auf hoher See deutlich höher, da sehr stark abhängig von der Witterung, dem daraus resultierenden Seegang und teuren und oft seltenen Spezial - ( Kran)schiffen .

Bilder: TÜV NORD SysTec GmbH & Co. KG

7.1.7

Totalschäden

•• Umsturz •• Gondelabsturz •• Feuer

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III Windkraftanlagen

Ursachen: •• Konstruktionsfehler/Fertigungsfehler •• Sicherheitsmängel •• Kurzschluss/Blitzeinschlag (Feuer, Unwucht) •• Unwucht nach Überlastbruch von Rotorflügeln Totalschäden an Windenergieanlagen sind im Vergleich zum Gesamtschadenaufkommen eher selten. Dennoch stellen sie eine außerordentliche Belastung für alle Beteiligten dar. Die Wiederherstellungskosten für 2-MW-Anlagen liegen bereits bei 2 Mio. Euro. Für die Rekordhalter mit 5 MW und 6 MW wird die 5 Mio. Euro-Grenze überschritten.

gration bei Windenergieanlagen vor allem die Anforderungen •• •• •• ••

an das Verhalten der Anlagen im Fehlerfall, an die Frequenzhaltung, an das Nachweisverfahren, an den Versorgungswiederaufbau,

zusätzlich nur bei Neuanlagen •• an die Spannungshaltung und Blindleistungsbereitstellung, •• bei der Erweiterung bestehender Windparks, zusätzlich nur bei Altanlagen

8

Betriebsunterbrechungsrisiko

In Deutschland dienen Windenergieanlagen der netzgekoppelten Erzeugung von Elektrizität. Einzige Einnahmequelle der Betreiber ist die Vergütung aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Die einfache Formel der vergangenen Jahre „wenn der Rotor sich dreht, verdient die Anlage Geld“ gilt heute nicht mehr uneingeschränkt. So wurden die Netzanschlussregeln für Windenergieanlagen grundlegend revidiert. Darüber hinaus führt die zunehmende Anzahl der Windenergieanlagen zu Engpässen im Energieverteilungsnetz mit der Folge, dass Verteilungsnetzbetreiber gerade an windreichen Tagen einzelne Windparks gezielt vom Netz trennten. Durch ein besseres (Temperatur-) Monitoring der Leitungsnetze soll zwar die Anzahl der Netztrennungen reduziert werden, ausgeschlossen sind sie aber nicht. Je größer die durch einzelne Windparks zur Verfügung gestellte Energie ist, desto größer ist der Wunsch der Energiekonzerne, einen direkten Zugriff auf die Windparksteuerung zu bekommen, um die Energieerzeugung in dem Park wie in einem Kraftwerk regeln zu können. Die modernen Windenergieanlagensteuerungen machen dies theoretisch möglich. Das EEG 2009 verpflichtet Betreiber von Anlagen mit mehr als 100 kW installierter Leistung dazu, diese mit einer technischen oder betrieblichen Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung sowie zur Abrufung der jeweiligen Ist-Einspeisung auszurüsten. Die Bundesregierung regelt in der Rechtsverordnung zur Verbesserung der Netzinte-

•• bei der Nachrüstung von Altanlagen in bestehenden Windparks. Durch die beschriebenen Entwicklungen wird die Bearbeitung von Betriebsunterbrechungsschäden für die Versicherungswirtschaft komplexer, da neben technischer Anlagenverfügbarkeit und Windausbeute nun auch zu klären ist, ob und in welcher Höhe der Windpark bzw. die einzelne Anlage im Ausfallzeitraum ihre produzierte Energie in das Verteilungsnetz überhaupt hätte einspeisen und damit Geld verdienen können bzw. ob und in welcher Höhe dem Anlagenbetreiber eine Entschädigung gemäß EEG 2009 von dem Netzbetreiber für Maßnahmen im Rahmen des Einspeisemanagements in diesem Zeitraum zustehen. 8.1

Risikoerhöhende Faktoren

Im Schadenfall muss bei Windenergieanlagen mit längeren Betriebsunterbrechungen gerechnet werden. Mehrere Monate sind nicht ungewöhnlich, wenn die notwendigen Ersatz-/Austauschteile nicht auf Lager liegen. Zu den Komponenten mit den längsten Lieferzeiten zählen Getriebe, Generatoren und Transformatoren. Im Zuge der Risikobewertung sind auch Serienschadenszenarien zu berücksichtigen. Neben den Liefer- und Reparaturzeiten ist weiterhin zu berücksichtigen, ob der Bordkran der Windenergieanlage ausreicht, um die beschädigten Einrichtungen auszubauen oder ob ein Autokran erforderlich ist. Bei beson-

III Windkraftanlagen

ders großen Autokränen oder Raupenkränen, die nicht in größerer Stückzahl verfügbar sind, können Warte­ zeiten entstehen. Ist der Schaden so groß, dass eine Neuerrichtung der Windenergieanlage notwendig wäre, sind die behördlichen Auflagen zu berücksichtigen. Im Genehmigungsbescheid für die Errichtung einer Windenergieanlage ist der Anlagentyp festgeschrieben. Der Betreiber hat keine Möglichkeit, eine neue Anlage auf dem Platz der beschädigten Anlage zu errichten, wenn der Genehmigungsbescheid nicht mehr gültig ist oder keine Genehmigung für ein Repowering vorliegt. In beiden Fällen ist ein neues Genehmigungsverfahren notwendig, das die Betriebsunterbrechung verlängert. Bei Offshore-Anlagen sind zusätzlich die Wetterabhängigkeit bei der Erreichbarkeit der Anlagen und die Abhängigkeit von der Verfügbarkeit der notwendigen Service- bzw. Spezialschiffe (Kranschiff, JackUp, Kabelverleger) zu berücksichtigen. Für umfangreiche Retrofit- oder Schadenbehebungsmaßnahmen kann es sich als günstiger erweisen, die gesamte Gondel an Land zu bringen, um dort wetterunabhängig notwendige Arbeiten ausführen zu können. Offshore-Kraftwerke speisen in das 380-kV-Netz ein. Die Netzanbindungen zählen mit zu den Haupt-Risikokomponenten eines Offshore-Kraftwerkes. Im Schadenfalle sind alle angebundenen Windenergieanlagen vollständig vom Netz getrennt, sofern keine Redundanzen bestehen. Das Gleiche gilt für zentrale Kabeltrassen zur Anbindung eines Parks an den Einspeisepunkt in das Verteilernetz, wie sie bei heutigen OffshoreWindparks üblich sind. Hier wird die Planung gefordert, die zwischen redundanten oder einfachen Lösungen betriebswirtschaftliche Abwägungen zu treffen haben. Die Seekabel-Verbindungen zwischen den einzelnen WEA mit Entfernungen von 500 – 1.000 m erfordern technische Innovationen. Rein optisch könnte ein Windpark eine rechteckige/quadratische Form erhalten, mit einer Kantenlänge von z. B. 10 km. Bei z. B. 120 WEA eines Windparks werden Untergruppen gebildet, die an zentrale Mittelspannungsschaltanlagen gebündelt werden. Diese Mittelspannungsschaltan-

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lagen werden in einem Umspannwerk gebündelt. Im Mittelspannungsbereich könnten die WEA zu fünft oder zehnt in Stichleitungen oder Ringleitungen gebündelt werden. Dieses hätte den Vorteil, dass bei Ausfall einer Stich- oder Ringleitung nur begrenzt Anlagen ausfallen. Bei Ausfall der Sammelleitung wären jedoch größere Anzahlen von Anlagen betroffen. Unter der Rubrik „Windenergie“ bietet das „Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien (IWR)“ auf seinen Internetseiten (www.iwr.de/wind/eegrechner) einen „Windstrom- EEG-Vergütungsrechner“ zur Berechnung der Vergütungssätze gemäß EEG 2004 für bestimmte Windenergieanlagen. Kann der Betreiber vor Inbetriebnahme des Windrades mit Hilfe eines Gutachtens nicht nachweisen, dass mindestens 60 % des Referenzertrages erwirtschaftet werden, ist der Netzbetreiber nicht verpflichtet den Strom aus der Anlage zu vergüten. 8.2

Stromerträge, Wirkungsgrade

An den guten Standorten im Küstenbereich liegt die Jahres-Energieproduktion einer Windenergieanlage bei ca. 25 – 30 % des bei Volllast theoretisch möglichen Jahres-Ertrages. An Offshore-Standorten erwartet man wegen der konstanteren und höheren Windgeschwindigkeiten merklich höhere Auslastungen der Windkraftwerke vor, die zwischen 45 – 50 % (3.942 – 4.380 Vollstunden brutto) liegen könnten. Daraus ist zu entnehmen, dass lediglich ca. 66 % mehr Stromausbeute theoretisch (brutto) möglich wären. Zu beachten ist, dass die Einschaltwindgeschwindigkeiten der WKA zwischen 2,5 – 4,0 m/s liegen und die Abschaltung meist bei ca. 20 – 25 m/s erfolgt. Die Nennleistung wird bereits bei ca. 12 – 15 m/s Wind erreicht. Beispiel für den jährlichen Offshore-Stromertrag einer 5,0 MW Anlage: 5,0 MW x 4.380 Vollstunden (= 50 %) = 21.900.000 kWh/p. a.

Die Brutto-Stromerlöse bezogen auf den Anfangsvergütungssatz (EEG 2009 § 31) bei Inbetriebnahme im Jahr 2010 wären jährlich: 21.900.000 kWh/p. a. x 0,15 €/kWh = 3.285.000 €/p. a.

80

III Windkraftanlagen

Für den Onshore-Bereich wäre analog der Brutto Stromertrag zu rechnen. Wie nachstehend beschrieben, fallen jedoch noch erhebliche Verluste an, die die Erlöse mindern werden. Es ist zu beachten, dass die Trafo- und die Leitungsverluste zum Festland nicht zu unterschätzen sind, sodass letztendlich geringere Wirkungsgrade erzielt werden. Da hierzu noch keine entsprechenden Daten vorliegen, folgt ein aktuelles Beispiel für einen Onshore-Windpark in Brandenburg: Beispiel Windertragsberechnung (enthält leichte Rundungsdifferenzen): Windertrag von 19 freistehenden Anlagen (1,3 MW) Verluste durch Windparkeffekt (8,64  %) Windparkertrag (Parkwirkungsgrad = 91,36  %) Sicherheitsabschläge (10  %) davon:

49.031.777 kWh 4.236.245 kWh 44.795.532 kWh 4.479.553 kWh

Verfügbarkeitsabschlag

(2  %)

Abschlag für die Schwankung der Leistungskennlinie

(3  %)

Leistungsverlust

(1  %)

Sicherheitsabschlag In der Ergebnisprognose angesetzter Windertrag

(4  %)

Schadenbetrachtung aus Maschinenbetriebsunterbrechungen

Der einfachste und sicherste Weg, um nach einem Schaden an einer Windenergieanlage die nicht erwirtschaftete Vergütung zu berechnen, führt über die Energieproduktion einer intakten, möglichst baugleichen, benachbarten Windenergieanlage. Variable Kosten fallen bei Onshore-Windenergieanlagen bisher kaum an. Inwieweit sich der Schritt vom Land auf das Meer auf die variablen Kosten auswirkt, wird sich erweisen, wenn erste Schadenerfahrungen vorliegen. 8.4

Die derzeit angebotenen Wartungsverträge mit Verfügbarkeitsgarantien sind in Ihrer Ausprägung sehr unterschiedlich. Die Spanne reicht von stark eingeschränkten Entschädigungen (z. B. Beschränkung der Entschädigung auf 30 % der Wartungsvertragssumme) bis hin zur vollumfänglichen Paketlösung, welche nur noch durch eine Absicherung der Kaskoschäden zu ergänzen ist. Insbesondere ist zu prüfen, ob im jeweiligen Wartungsvertrag der Abschluss einer Maschinenund Maschinenbetriebsunterbrechungsversicherung vorgegeben ist, die der Haftung aus dem Wartungsvertrag vorangeht.

≈ 40.300.000 kWh entspricht ≈ 82,2  %

8.3

für die Anlage/den Park und Reaktionszeiten des Servicepersonals. Weiterhin wird definiert, ob und welche Schäden bei Serviceeinsätzen repariert werden. Bei Offshore-Windparks ist eine Reservehaltung an Land unerlässlich, um die Verfügbarkeit der Anlagen sicher zu stellen.

Wartungsverträge

Aus MBU-Sicht ist es von großer Bedeutung, welche vertraglichen Vereinbarungen bzgl. Verfügbarkeit von Ersatzteilen und Lagerhaltung beim Hersteller getroffen wurden. Die Hersteller von Windenergieanlagen bieten verschiedene Wartungsvertragsmodelle an. Sie unterscheiden sich durch Verfügbarkeitszusagen

Einen der umfangreichsten Wartungsverträge bietet der Hersteller Enercon mit dem EPK-Vertrag, der weitestgehend die Risiken aus dem Betrieb von Windenergieanlagen übernimmt, angefangen von allen Wartungsarbeiten, der kontinuierlichen Online-Überwachung, dem planmäßigen und unplanmäßigen Austausch von Komponenten bis zur Erstattung der entgangenen Stromerlöse während der Stillstandszeiten, wenn die einmal prognostizierten Stromerlöse unterschritten wurden.

III Windkraftanlagen

9

Offshore-Windenergieanlagen

9.1

Vorwort

Das hier neu aufgenommene Offshore-Kapitel basiert auf den langjährigen Arbeitsergebnissen einer speziellen Projektgruppe der Technischen Versicherer im GDV. Im Ursprung erschienen diese (unverbindlichen) technischen Hinweise als Leitfaden VdS 891 „Windenergieanlagen auf See (Offshore-WEA)“ in 1. Auflage bereits 2007 und in 2. Auflage Ende 2009. Ein Jahr später wurde das bis dahin separate Druckstück in die Verbandsbroschüre „Erneuerbare Energien“ als Anhang 1 des Kapitels „Windkraft“ integriert. Die Ende 2012 vorgenommene redaktionelle Durchsicht zu dieser Auflage kann leider nicht alle Veränderungen im politischen bzw. technischen Offshore-Kontext berücksichtigen und folglich keinen Anspruch auf Vollständigkeit erheben. Die bisherige inhaltliche Struktur der Ausgangsfassung blieb unverändert. Auch hier gilt, dass die in dieser GDV-Broschüre enthaltenen Meinungen bzw. Empfehlungen unverbindlich und fakultativ sind. Entscheidungen über Angebots-, Produkt- und Preisgestaltungen, Schadenverhütungs- und -regulierungsvorgaben usw. werden allein von jedem einzelnen Marktteilnehmer getroffen. Besonderer Dank für die Mitarbeit am Offshore- Kapitel gilt neben zahlreichen Experten aus den GDVMitgliedsunternehmen auch den externen Gastautoren, darunter dem Germanischen Lloyd Hamburg für seinen Bericht zum Sturmschaden an FINO 1 vom 01.11.2006 und für den Abschnitt „Anzuwendende Normen und Richtlinien“. (Gastbeiträge und teilweise auch Quellenverweise wurden redaktionell weitgehend unverändert belassen.) Ebenso gedankt sei allen Rechte-Inhabern der Fotos und Grafiken für die Möglichkeit zur Verwendung im Rahmen dieser Broschüre. Sollten trotz sorgfältiger Prüfung bei einzelnen Quellenangaben Fehler unterlaufen sein, bitten wir um entsprechende Korrekturhinweise. Die Reaktorkatastrophe in Japan im Frühjahr 2011 und die im Anschluss in Deutschland gefassten politischen Beschlüsse zum Atomausstieg haben gravierende Aus-

81

wirkungen auf Tempo und Dimension des Ausbaus der Erneuerbaren Energien. Das trifft ganz besonders auch für die Energieerzeugung auf See zu. Mit der endgültigen Abschaltung aller Kernreaktoren bis 2022 und der Zielvorgabe von mindestens 35% Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis 2020 stehen große Anstrengungen hinsichtlich Anlagenbau, Netzinfrastruktur und Energieeffizienz an. Bis heute allerdings hinkt der Offshore-Ausbau hinterher, insbesondere bei den Netzanschlüssen. Trotz aller Verzögerungen ist hingegen die Bundesregierung bisher offiziell nicht von ihren faktisch nicht mehr einholbaren Zielvorgaben abgerückt. Stand des deutschen Windenergieausbaus Ende 2012* Neueste Zahlen zum Offshore-Ausbau lieferte der zum Jahresende 2012 von der Deutschen WindGuard im Auftrag von Bundesverband Windenergie und VDMA Power Systems auf Basis von Herstellerumfragen erstellte „Statusbericht“. Demnach waren am 31.12.2012 bundesweit 23.040 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von knapp 31.332 MW installiert.* Mit dieser Menge könnte man an manchen Tagen bereits heute schon Deutschlands gesamten Strombedarf decken! Der Offshore-Anteil ist bei 68 Anlagen mit 280 MW installierter Leistung noch immer vergleichsweise gering. Der Zubau mit Ersteinspeisung betrug 2012 nur 16 Anlagen. 109 Fundamentstrukturen wurden errichtet. Im zweiten Halbjahr 2012 gingen vier weitere Offshore-Parks in Bau, so dass sich bei Redaktionsschluss sechs Projekte mit über 370 Anlagen und einer Gesamtleistung von rund 1.700 MW in der Nordsee im Bau befanden: BARD Offshore I, Borkum West II Phase 1, Global Tech I, Borkum Riffgat, Meerwind Süd/ Ost und Nordsee Ost. * Quelle: Pressemitteilung, Internetseite und Download „Statusbericht“ Bundesverband Windenergie e.V., 30.01.2013, www.wind-energie.de

82

III Windkraftanlagen

Zwischen dem Realisierungs- und dem Genehmigungsstand der deutschen Offshore-Strategie liegen Welten. Auf der Internetseite der zuständigen Genehmigungsbehörde, dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH), kann man derzeit 26 genehmigte Nordseeprojekte und 3 Ostsee-Windparkprojekte zählen. Hinzu kommen 12 genehmigte Netzanbindungsprojekte in der Nordsee mit den dazugehörigen Konverterplattformen.* Aus der öffentlichen Berichterstattung über die Jahresauftaktpressekonferenz 2013 des BSH war zudem zu hören, dass sich gleichzeitig über 100 weitere Offshore-Projekte im Geneh­ migungsverfahren befinden. * Quelle: Internetseite www.bsh.de, aktualisiert am 17.01.2013

Offshore-Positionspapiere schaft

der

Versicherungswirt-

Die deutschen Versicherer haben sich in den letzten Jahren verstärkt in die öffentliche Diskussion zur Ausgestaltung der Offshore-Rahmenbedingungen eingebracht. Die aktuellen Verbandsstellungnahmen des Jahres 2012 sind erstmals auch in dieser Broschüre enthalten. Dabei handelt es sich um technische Forderungen der Versicherungswirtschaft an den 1. und den 2. Entwurf des BSH-Netzplans, um Forderungen nach risikomindernde Maßnahmen zur Sicherung der Offshore-Versicherbarkeit (Kumul-Problematik) und um eine Eingabe zum Gesetzesvorhaben EnWG-E bezüglich Netzbetreiberhaftung. In allen Diskussionen geht es unserer Branche darum, die Möglichkeiten und Grenzen für eine privatwirtschaftliche Gefahrenübernahme aufzuzeigen. Ein nachhaltig bezahlbarer Risikotransfer setzt voraus, dass die Offshore-Risiken technisch und versicherungstechnisch beherrschbar bleiben, auch wenn sich die Wertekonzentration auf See mit jedem neuen Windpark in Milliardenschritten erhöht. Die Anfälligkeit der Windtechnik und der Netzstrukturen für folgenschwere Schadenereignisse muss mit vorausschauenden Maßnahmen gesenkt werden, um letztlich die Stromversorgungssicherheit Deutschlands zu erhalten. Nachzulesen sind die GDV-Positionspapiere im „Anhang 1“ zum Kapitel „III Windkraft“ ab S. 117. Ebenso finden sich dort die Links zum Herunterladen von der GDV-Internetseite www.gdv.de .

III Windkraftanlagen

83

Abbildung 1:

Abbildung 3:

Teilansicht EnBW „Baltic I“, 2011 erster kommerzieller Windpark in

Konverter-Plattform BorWin beta im Bau auf der Nordic Yards Werft.

der Ostsee,

Die Umspannplattformen auf dem Meer stellen nicht nur die tech-

21 WEA Siemens Typ SWT 2.3-93, installierte Gesamtleistung

nisch aufwendigsten und wertmäßig teuersten Einzelkomponenten

48,3 MW; Die Umspannstation OSS ist das Herzstück: vier Decks

der Offshore-Energiegewinnung dar. Bei zu geringer Vermaschung

hoch, ausgestattet mit Elektronik, Überstiegsstellen und Notunter-

der Windparks im Gesamtnetzes könnte ein Totalausfall für den

künften. Hier fließt der Strom zusammen und wird von 33 kV auf

Betreiber nur schwer kompensiert werden, bis eine Ersatzplattform

150 kV hoch transformiert.

unter Umständen erst neu gebaut und installiert ist.

Foto und Quelle: Dem GDV zur Nutzung zur Verfügung gestellt von Nordic Yards Foto: (c) Tim Buchheister, Hamburg / EnBW Baltic 1

2012 im Zusammenhang mit einer Werftbesichtigung durch Technische Versicherer

Quelle: Internetseite EnBW 2013; www.enbw.com

in Wismar

Abbildung 2:

Abbildung 4:

Eine Sevicecrew setzt vom Wartungsschiff Windforce I zu Alpha

Bau von Offshore-Fundamentstrukturen in Bremerhaven. Extreme

Ventus über (seit Ende 2009 Testfeld und erster deutscher Offshore-

maritime Wetterbedingungen bei großen Wassertiefen und Land-

Windpark 2010 mit 6 WEA Typ AREVA M5000 à 5 MW Nennleistung

entfernungen verlangen höchste Zuverlässigkeit von Material und

auf Tripod-Fundamenten und 6 WEA Typ REpower 5M á 5 MW Nenn-

Bauausführung. Hinzu kommen die extremen Größen- und Masse-

leistung auf Jacket-Fundamenten; Gesamtnennleistung 60 MW; 60

dimensionen der Offshore-Technik, die z.T. völlig neuartige Trans-

Kilometer von der Festlandküste entfernt in 30 Metern Wassertiefe,

port- und Logistiklösungen erfordern.

Offshore-Umspannwerk mit Seekabelanbindung über Norderney).

Foto und Quelle: (c) Frank Thyrolf, GDV 2012

Foto: (c) Matthias Ibeler, DOTI 2011 / alpha ventus Quelle: Internetseite Alpha Ventus 2013; www.alpha-ventus.de

84

III Windkraftanlagen

Abbildung 5: Transport von Offshore-Komponenten. Spezialschiffe und –krantechnik sind notwendig, um unter Hochseebedingungen Windparks errichten und warten zu können.

den lt. EWEA in der EU rund 4200 MW installierter Offshore - Leistung zur Verfügung, und ca. 650 MW Leistung könnten noch durch neue Anlagen im Lauf des Jahres dazukommen. 9.2.2

Stand der Genehmigungen

Die deutschen Gewässer in Nord- und Ostsee unterteilen sich in die 12 Seemeilen-Zone (das sog. Küstenmeer) und die Ausschließliche Wirtschaftszone (AWZ) bis zu einer Entfernung von 200 Seemeilen von der Küste. Das Küstenmeer ist deutsches Hoheitsgebiet und unterliegt der Zuständigkeit des jeweiligen Bundeslandes, während für die AWZ der Bund zuständig ist. Foto: (c) Matthias Ibeler, DOTI / alpha ventus Quelle: Internetseite Alpha Ventus; www.alpha-ventus.de

9.2

Einleitung

9.2.1

Stand der Planungen

Bis 2030 sollen in Deutschland nach den bisherigen Aussagen der Bundesregierung Windenergieanlagen mit einer Gesamtkapazität von bis zu 25.000 MW auf See installiert werden und 15 Prozent des gesamten deutschen Strombedarfes decken, wodurch sich der Wirtschaft ein Investitionsvolumen von rund 100 Milliarden Euro mit bis zu 26.000 neuen Arbeitsplätzen eröffnet. Allerdings scheint das 10.000 MW Ziel für 2020 nach heutigem Informationsstand sehr ambitioniert. Im Gegensatz zur Windkraft Nutzung an Land, bei der Deutschland weltweit zu den führenden Nationen zählt, besteht deutlicher Aufholbedarf im OffshoreBereich gegenüber Ländern wie Dänemark, Schweden, Großbritannien und Belgien Nach derzeitigem Stand Mitte 2012 sind fast 30 deutsche Offshore-Windparks mit einer Leistung von insgesamt etwa 12.000 Megawatt (MW) genehmigt. Für ganz Europa hat die European Wind Energy Association (EWEA) das erreichbare Offshore-Ziel bis 2020 auf ehrgeizige 40.000 MW geschätzt. Mitte 2012 stan-

Der Großteil der Planungen für Offshore-Windparks betrifft Standorte innerhalb der AWZ, für deren Antragsverfahren das Bundesamt für Seeschiffart und Hydrografie (BSH) zuständig ist. Für den 12-sm-Bereich des Küstenmeeres sind Landesbehörden der jeweiligen Bundesländer zuständig. Übersichtskarten der genehmigten Windparks in Nord- und Ostsee sowie der genehmigten Netzanbindungen können unter folgender Adresse tagesaktuell von der Internetseite des BSH kostenfrei herunter geladen werden: http://www.bsh.de/de/index.jsp

III Windkraftanlagen

9.2.3

Staatliche Förderung

Offshore-Windkraft wird im Rahmen der EEG-Novelle mit unterschiedlichen Modellen gefördert. Diese sind auf der Homepage des BMU detailliert aufgelistet und werden daher in diesem Abschnitt nicht weiter aufgezeigt.

der Windindustrie erarbeitet wird. Er hat das Ziel, ein ganzheitliches Risikoverständnis zu fördern und damit die komplexen Offshore Wind Risiken langfristig versicherbar zu halten. Dies ist eine Grundvoraussetzung, um die benötigten Investitionen in diesem Bereich zu ermöglichen. 9.2.5

9.2.4

Aktive Begleitung durch die Versicherungsindustrie

Die deutsche Versicherungswirtschaft begleitet seit über 100 Jahren – angefangen mit ersten Deckungskonzepten für Dampfmaschinen – den technischen Fortschritt und entwickelte sich mit risikogerechten Lösungen zum anerkannten Risikopartner der Wirtschaft. Die im GDV für die Versicherung von Windenergieanlagen zuständigen Fachgremien haben sich für eine intensive Auseinandersetzung mit den Herausforderungen der noch vergleichsweise jungen Offshore-Windtechnologie ausgesprochen. Die Versicherer engagieren sich aktiv im Aktionsbündnis aus Politik, Industrie, Strom- und Finanzwirtschaft, das unter ressortübergreifender Moderation der Bundesregierung im Herbst 2005 als Stiftung zur Unterstützung des Baus eines Offshore-Testfeldes gegründet wurde. Der Antrag des GDV auf Mitgliedschaft im Kuratorium der Offshore-Stiftung wurde im Mai 2006 angenommen. Den Verbandsmitgliedern eröffnet sich über die Stiftungsmitarbeit des GDV nicht nur eine enge Bindung an Testverlauf und Forschungsergebnisse im Zusammenhang mit dem Offshore Testfeld Alpha Ventus, sondern auch die notwendige Nähe zu den wirtschaftlichen und politischen Entscheidungsträgern im Bereich der Förderung Erneuerbarer Energien im weiteren Sinne. Neben der Stiftung Offshore existiert seit 2009 ein weiteres Gremium der Europäischen Versicherungswirtschaft, das European Wind Turbine Committee (EWTC), bestehend aus ca. 25 europäischen Erst- und Rückversicherern, mit dem Ziel des technischen Austauschs zur on- und offshore Wind Entwicklung. Eine Initiative des EWTC ist der sogenannte Offshore Code of Practice (OCoP), der zurzeit in Zusammenarbeit mit

85

Forschungsplattformen

Im Zusammenhang mit den geplanten Offshore-Windparks wurde im Sommer 2003 etwa 45 km nördlich der Insel Borkum in der Nordsee eine erste Forschungsplattform FINO 1 errichtet, finanziert vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), vertreten durch das Forschungszentrum Jülich GmbH. Um die mögliche Auswirkungen von Offshore-WEA auf die maritime Flora und Fauna zu ermitteln, werden auf FINO 1 umfangreiche meteorlogische und ozeanographische (physikalische, hydrologische, chemische, biologische) Messungen durchgeführt und durch das Deutsche Windenergie-Institut (DEWI) sowie das Bundesamt für Seefahrt und Hydrografie (BSH) aufbereitet. Beispielhaft seien die Erfassung von Windgeschwindigkeiten, ausgehend von einer Höhe von 33 m, etwa alle 10 m steigend, bis zu einer Höhe von 100 m sowie die Erfassung von Wellenhöhen und Wellenrichtungen genannt. Die vorliegenden Windmessdaten stützen die erwartete höhere Wirtschaftlichkeit von WEA im Meer. Gemessen wurden im Schnitt Windgeschwindigkeiten von 10 m/s. Im Vergleich zur durchschnittlichen Situation an Land kann offshore also theoretisch das doppelte Windpotenzial „geerntet“ werden, bei auf 5 MW verdoppelter Maschinenleistung sogar das Vierfache an Strom erzeugt werden, verglichen mit der Situation an Land. Die konkreten Daten stehen den Projektpartnern, Forschungseinrichtungen sowie anderen Interessenten – bei kommerzieller Nutzung gegen eine Schutzgebühr – zur Verfügung. FINO 1 wird sowohl den Genehmigungsbehörden als auch für mögliche Betreiber von OffshoreWEA wichtige Erkenntnisse liefern.

86

III Windkraftanlagen

Mit vergleichbarer Aufgabenstellung wurde im Juni 2007 unter dem Namen FINO 2 auch in der Ostsee eine 106 m hohe Forschungs- und Messplattform in Betrieb genommen. Standort ist ca. 40 km nördlich von Rügen auf der Untiefe „Kriegers Flak“ bei einer Wassertiefe von ca. 20 m. Für das angrenzende Gebiet liegt bereits seit April 2005 die BSH-Genehmigung für die Errichtung eines Offshore-Windparks vor. Neben der Hauptausrichtung auf Offshore-Planer und -Betreiber sollen auch hier Institute, Normungsgremien und Zertifizierungsorganisationen die Ergebnisse nutzen können, um die zukünftigen Anforderungen absichern und validieren zu können. Nach der Einweihung von FINO 3 im August 2009 gibt es nun ca. 80 km westlich von Sylt eine dritte deutsche Forschungsplattform. Die Wassertiefe beträgt hier 23 m, die Plattform wird sich 22 m über dem Meeresspiegel befinden und einen 85 m hohen Mast tragen. Für mindestens 10 Jahre soll FINO 3 Daten liefern und dabei Wellenhöhen von über 18 m standhalten. Vor allem Gründungsstrukturen der Windkraftanlagen, ­ Blitzintensität, Windlasten und möglicher Energieertrag sowie Auswirkungen auf Vögel und Meereslebewesen sollen hier untersucht werden. Neben den FINO-Forschungsplattformen existieren einige weitere Messmast-Projekte, z. B. Arkona-BeckenSüdost (Ostsee, seit 3/2007), Sky 2000 (Ostsee, seit 2003) und Amrumbank West (Nordsee, seit 4/2005), weitgehend initiiert von Planungsgesellschaften bzw. zukünftigen Betreibern. 9.3

Stand der Technik

9.3.1

Anlagentechnik

Neue technische Entwicklungen und Kostendimensionen bei WEA auf See Die im Küstenbereich und erst recht im tieferen Wasser deutlich höheren spezifischen Gesamtkosten machen einen wirtschaftlichen Betrieb im Vergleich zu AnLand-Anlagen nur mit höheren Leistungsklassen möglich. Damit kann sich das Investitionskostenverhält-

nis zwischen den Maschinenkomponenten und der Peripherie (Fundament, Netzanbindung u. a.) von 70 zu 30 % auf See komplett umkehren. Aktuelle Projekte weisen im Durchschnitt Investitionskosten von 3,4 – 3,9 Millionen Euro pro installierte Megawatt auf. Im Betrieb nehmen dann die laufenden Kosten für Wartung und Instandhaltung einen sehr hohen Anteil ein. Der zeitlich stark eingeschränkte Zugang zur Anlage erfordert einen im höchsten Maße zuverlässigen Betrieb. Geeignete Sicherheitseinrichtungen und Systeme zur Zustandsüberwachung der Anlagen (Condition Monitoring Systems) sind unverzichtbar für einen sicheren und kostengünstigen Betrieb. Die Entwicklung neuer Montage- und Zugangssysteme (hierzu zählen unter anderem spezielle Schiffstypen) erfordert beträchtliche finanzielle Aufwendungen, die sich auf die Betriebskosten auswirken. Betriebserfahrungen Projektierern von Offshore-Windparks stehen mehrere Anlagen in der Multimegawatt-Klasse von 3,6 MW bis 5 (6) MW zur Verfügung. Der Umfang der Betriebserfahrungen ist unterschiedlich. Die großen 5 MW-Turbinen M5000 (Areva Multibrid) und 5M (REpower) produzieren seit 2004 im Onshore-Betrieb Strom. 2007 errichtete REpower zwei 5M-Anlagen ca. 25 km vor der Ostküste Schottlands in bis zu 45 m tiefem Wasser. Die 5M wurde des Weiteren bereits in Alpha Ventus(GER, 6 Turbinen), Thonton Bank 1(BEL, 6 Turbinen) und Ormonde (UK, 30 Turbinen) verbaut. Die leistungsgesteigerte 6M wird zurzeit bei den Projektabschnitten 2 und 3 von Thornton Bank errichtet (BEL, 48 Turbinen). Erst Ende 2007 ging der Prototyp der BARD VM (BARD) in Betrieb. Im Oktober 2008 erfolgte die offizielle Inbetriebnahme der ersten Nearshore-Anlage von BARD in der Außenjade von Hooksiel in bis zu 6 m tiefem Wasser. Ziel von BARD war es, an dieser Anlage alle im Offshore-Einsatz notwendigen Montageschritte einmal durchzuführen und zu optimieren. Weiterhin wird BARD diese Anlage nutzen, um das Service-Personal für den zukünftigen Einsatz auf Windenergieanlagen im offenen Meer zu schulen. Bis heute sind ca. 50 Turbinen im Baufeld installiert, die geplante Fertigstellung verspätet sich auf

III Windkraftanlagen

2013/14. Dies stellt das Unternehmen vor eine große Herausforderung. Mehr Offshore-Erfahrungen als die Hersteller großer Anlagen können die Hersteller der kleineren Anlagen vorweisen. Siemens und Vestas liefern seit Jahren Windenergieanlagen mit Leistungen von weniger als 3 MW an Offshore-Parks. Auch GE wagte den Schritt mit 3,6 MW-Turbinen auf das Meer und lieferte in den Jahren 2003/2004 sieben Einheiten an das gemeinsam mit Airtricity durchgeführte Projekt „Arklow Bank“ vor der Ostküste Irlands. Sehr viel später, erst Ende 2008 folgten 50 3,6 MW-Anlagen von Siemens, die 5 km vor der Ostküste Englands in 10 m tiefem Wasser in Betrieb gingen. Die Firma Enercon, Marktführer im deutschen Onshore Wind Segment beteiligt sich derzeit nicht am OffshoreMarkt Der dänische Hersteller und weltweiter Marktführer im Onshore Segment Vestas stellte wegen techni­scher Probleme an bestehenden Offshore-Anlagen von Ende 2007 bis 2009 alle Offshore-Aktivitäten ein, hat sich aber mittlerweile mit einem neuen Offshore-Modell, der V112-3.0MW, zurückgemeldet. Die ersten Turbinen dieses Typs wurden Ende 2010 installiert und die Serienproduktion wurde 2011 aufgenommen. Neben Areva und REpower mit ihren 5 bzw. 6 MW Turbinen drängen nun auch weitere Hersteller in diesen Leistungsbereich vor. Turbinen dieser Leistungsklasse werden für die kommenden Far-Offshore Projekte der britischen Round III sowie der deutschen Far-Offshore Projekte mit zu erwartenden Investitionsvolumen im dreistelligen Milliarden Bereich zu den präferierten Klassen gehören. Hier positioniert sich nun auch Siemens mit seiner getriebelosen 6 MW Turbine, außerdem haben auch Samsung, Alstom und Vestas Turbinen im 7MW Bereich entwickelt und erste Prototypen errichtet. Langfristig scheint aus heutiger Sicht die 10 MW-Marke erreichbar, da viele für Onshore Projekte geltenden Restriktionen bezüglich Komponentengröße, Transport, Logistik und Krankapazitäten geringeren Einfluss haben. Die zukünftigen Standorte in der Deutschen Bucht mit Wassertiefen bis zu 40 m stellen immer neue Anforderungen an die Konstrukteure. Die zukünftigen technischen Dimensionen übertreffen alle bisher

87

realisierten Projekte. Bei der Multi-MW-Klasse ist von einer Gesamtanlagenhöhe von über 200 m (inkl. Fundament) auszugehen, von Rotordurchmessern größer 150 m und Turmkopfmassen (Gondel + Rotor) von bis zu 500 Tonnen. Es bestehen auf Herstellerseite nebeneinander unterschiedliche technisch-konstruktive Lösungsansätze, angefangen von den Fundamenten bis hin zu Getrieben und Einzelkomponenten. Die Praxis wird zeigen, welche Konzepte die besseren für den Einsatz auf See sein werden. Windenergieanlagen der Multimegawattklasse Übersicht über Windenergieanlagen mit einem Rotordurchmesser größer 100 m und einer installierten Leistung von 4,1 bis 8 MW, die bereits entwickelt sind und meist zumindest in geringer Stückzahl betrieben werden. In der Regel werden Prototypen zuerst onshore errichtet.

88

III Windkraftanlagen

Tabelle 3 Potenzielle Anlagentechnik für den Einsatz in der Nord- und Ostsee

GE Energy

Siemens

Vestas

REpower Systems

Areva Multibrid

BARD

Bezeichnung

GE 4.1-113

SWT-6.0-154

V164

6M

M5000

VM

Nennleistung [kW]

4100

6000

8000

6150000

5000

5000

Getriebeart

getriebelos

getriebelos

k. A.

3-stufig

1-stufig

3-stufig

Nabenhöhe [m]

85

k.A.

k. A.

85/95

102

90 (über Wasser)

Generator

Synchron permanent erregt

Synchron permanent erregt

Synchron permanent erregt

Asynchron doppeltgespeist

Synchron permanenterregt

Asynchron doppelt gespeist

Rotordurch­messer [m]

113

120/154

164

126

116

122

Turmkopfmasse [t] (Gondel+Rotor)

k.A.

360

k.A.

455

310

436

Nennwind [m/s]

14

12-14

k.A.

14

12

12,5

Pilot / Inbetrieb

2012

2012

n.a.

Nov. 2009

Dez. 2004

Dez. 2007

Quelle: Internet-Seiten der jeweiligen Anlagen-Hersteller, siehe auch Anhang 2

Offshore-Testfeld-Projekt Alpha Ventus Quelle: www.alpha-ventus.de

Der Standort des ersten deutschen Offshore-Windenergie-Testfeldes Alpha Ventus befindet sich ca. 45 km nördlich der Insel Borkum und liegt in unmittelbarer Nähe der Forschungsplattform FINO 1. Entsprechende Datenreihen z. B. aus der Windmessung liegen damit seit 2005 vor. Das gesamte Geschehen im Windpark lässt sich über eine auf FINO 1 installierte Internet-Kamera rund um die Uhr beobachten. Der Link auf die Webcam findet sich unter www.alpha-ventus.de. Die Kabeltrasse verläuft über die Insel Norderney zum Anlandungspunkt Hilgenrieder Siel. Die DrehstromAnbindung erfolgt auf einem Spannungsniveau von 110 kV. Die Länge der Kabeltrasse auf See beträgt ca. 65 km und die Länge der Kabeltrasse an Land 4 km. Bereits im September 2008 wurden mit der Errichtung

des Umspannwerkes und der Verlegung des Seekabels die Voraussetzungen geschaffen, den Windpark nach Errichtung der Windenergieanlagen 2009 in Betrieb nehmen zu können. Beteiligte am Testfeld-Vorhaben EWE AG, E.ON Energy Projects GmbH und Vattenfall Europe New Energy GmbH haben für die Realisierung des Gemeinschaftsprojektes Alpha Ventus die Deutsche Offshore-Testfeld und Infrastruktur GmbH & Co. KG (DOTI) gegründet. Unter der Bezeichnung „OffshoreWindpark Borkum-West“ hat die DOTI die Rechte der Windparkgenehmigung von der Stiftung der Deutschen Wirtschaft für die Nutzung und Erforschung der Windenergie auf See (Stiftung Offshore-Windenergie) gepachtet. Seit 01.01.2008 zeichnet bei E.ON der Unternehmensteil E.ON Climate & Renewables GmbH für Alpha Ventus verantwortlich.

III Windkraftanlagen

Lage des Offshore-Testfeldes Alpha Ventus

89

Tabelle 4 Eckdaten zum Offshore-Testfeld Alpha Ventus Anlagenanzahl

12 WEA

Nennleistung / WEA

je ca. 5 MW

Gesamtleistung

60 MW

Küstenentfernung

ca. 45 km nördlich Borkum

Wassertiefe

28 - 30 m

Baubeginn

Juni 2007: Baubeginn Netzanschluss und Kabeltrasse auf Norderney; 2008: erste Bauphase auf See, insb. Umspannstation 2009: Errichtung WEA

Investitionsvolumen

ca. 250 Mio. €

Quelle: www.alpha-ventus.de, Stand 2012

9.3.2

Quelle: www.offshore-stiftung.de, 2012

Forschungsschwerpunkte Alpha Ventus Die Forschungsinitiative RAVE (Research at Alpha Ventus) begleitet den Bau und Betrieb des Testfeldes „Alpha Ventus“, um eine breite Basis an Erfahrungen und Erkenntnissen für zukünftige Offshore-Wind­parks zu gewinnen. RAVE wird vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages gefördert und vom Fraunhofer IWES koordiniert. Es umfasst wissenschaftliche Aktivitäten der Anlagenhersteller und einer Vielzahl von Forschungsinstituten. Insgesamt stellt das BMU für die Erforschung und Weiterentwicklung der Windenergienutzung auf See rund 50 Mio. Euro zur Verfügung.

Gründungen und Fundamente

Die dynamischen Belastungen z. B. durch Wind und Wellen, Wasserströmungen (z. B. Gezeiten) und den Betrieb der Anlage selbst stellen höchste Anforderungen an Gründungen und Fundamente. Detaillierte Kenntnisse der Bodenverhältnisse an jedem Standort sind unabdingbar, die verlässlich nur über Probebohrungen an den exakten Orten der Fundamentverankerungen gewonnen werden können. Die Aufgabe für die Kons­ trukteure wird dadurch erschwert, dass lt. gesetzlicher Vorgaben alle Konstruktionen in deutschen Gewässern „Schiffskörper erhaltend“ sein müssen, d. h. sie dürfen zum Beispiel einen Tanker bei einer Kollision nicht aufschlitzen, sondern müssen selbst nachgeben. Dadurch sollen z. B. Öl-Katastrophen vermieden werden. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrografie (BSH) hat in der Richtlinie „Standard - Baugrunderkundung für Offshore-Windenergieparks (Stand: 25. Februar 2008, 1. Fortschreibung)“ Mindestanforderungen an die bautechnischen Vorbereitungen der Gründungsarbeiten formuliert. Die Hersteller der großen 5 MW-Anlagen setzen auf unterschiedliche Fundamenttypen: Tripile (BARD), Tripod (Areva Multibrid) und VARIOBASE Jacket (REpower) heißen die aktuellen Konzepte für die großen Wassertiefen vor der deutschen Küste.

90

III Windkraftanlagen

Je nach Standort stehen grundsätzlich folgende Fundamentkonstruktionen zur Verfügung (siehe Abbildung): Tripod, Jacket, Monopile, Bucket, Schwerkraftfundament, Tripile und Schwimmfundament (die beiden letzteren hier ohne Abbildung). Gründungen und Fundamente

Quelle: www.bard-engineering.com

Monopile Der Monopile ist die bisher mit Abstand am häufigsten verwendete Gründungsstruktur für OffshoreWindenergieanlagen. Dies ist den Wassertiefen in den bereits genehmigten Windparks geschuldet, die sich mit wenigen Ausnahmen in einem Bereich zwischen 6 m und 25 m bewegen. Für diesen Einsatzbereich hat sich der Monopile als die wirtschaftlich und technisch günstigste Lösung erwiesen. Bei diesem Fundamenttyp handelt es sich um ein Stahlrohr mit einem Durchmesser von 4 – 6 m und einer Länge von bis zu 60 m und bis zu 700t Gewicht, das in den Meeresboden gerammt wird. Auf dieses Rohr wird ein Zwischenstück (Transition Piece) aufgesetzt und mit einem Spezialbeton vergossen (Grouting). Hiermit können geringe Abweichungen ausgeglichen werden. Auf der Plattform dieses Transition Pieces wird dann die WEA aufmontiert. Gerade für diese Fundamente ist eine genaue Kenntnis des Untergrundes erforderlich. Ein großer Findling im Untergrund würde den Rammvorgang stark behindern oder sogar scheitern lassen.

Schwerkraft-Fundamente Schwerkraft-Fundamente wurden bisher insbesondere bei geringen Wassertiefen eingesetzt. Sie werden an Land aus Beton gegossen und dann zur Baustelle verbracht. Dafür ist eine aufwendige Logistik sowohl an Land als auch auf See erforderlich, bis hin zum Bau von Spezialschiffen. Die Basis wird am Endstandort ggf. noch mit Ballast aufgefüllt, sodass ein SchwerkraftFundament dann mehrere tausend Tonnen wiegt. Solche Fundamente wurden bisher z. B. in der Ostsee eingesetzt. Hier fällt die konusförmige Form des Oberteils der Fundamente auf. Diese Form hat den Zweck, bei Eisbildung den Eisdruck zu vermindern, indem das Eis nach unten abgelenkt wird. Ein jüngeres Nutzungsbeispiel sind die Schwerkraftfundamente auf der Thornton Bank in der belgischen Nordsee bei sogar 30 - 35 m Wassertiefe. Tripile Dieses Tripile-Fundament ist eine Eigenentwicklung des Unternehmens BARD und geeignet für Wassertiefen zwischen 25 m und 50 m. Stützkreuz und Streben sind aus Flachstahlelementen geschweißt. Zur Errichtung des Fundamentes werden zuerst die drei bis zu 90 m langen Rammrohre in den Meeresboden getrieben. Für die vertikale Ausrichtung und genaue Positionierung zueinander sorgt eine besondere Konstruktion (Rammschablone) am Heck des firmeneigenen Errichterschiffes. Nach erfolgreicher Rammung wird ein Stützkreuz auf die drei Pfähle aufgesetzt und in den Verbindungszonen mit Spezialbeton vergossen.

III Windkraftanlagen

Abbildungen 6 und 7:

Abbildungen 8 und 9:

Tripile-Konzept und Aufsetzen des Stützkreuzes auf gerammte

Tripod-Konzept und Absetzen im Testfeld alpha ventus

91

Pfähle vor Hooksiel

Abbildung 6 und Foto 7 Copyright BARD Engineering GmbH

Tripod Erste Varianten von dreibeinigen Konstruktionen „Tripods“, die insbesondere bei größeren Wassertiefen notwendig sind, wurden bereits realisiert. Darunter der ca. 30 m hohe Stahl-Tripod der Ende 2006 an Land errichteten 5MW WEA M5000 der Firma Areva Multibrid. Somit ist die M5000 die weltweit erste Offshore Windenergieanlage, mit der das Zusammenspiel Offshore Fundament Tripod und Windenergieanlage bereits an Land getestet wurde. Mit der Errichtung der letzten M5000 im Projekt Alpha Ventus sind mittlerweile 6 Tripods in Wassertiefen von rund 30 m im Ein­satz. Jedes dieser Tripods hat ein Gewicht von 700 Tonnen und eine Gesamthöhe von ca. 45 m, sodass sich rund 15 m oberhalb der Wasseroberfläche befinden.

Abbildung 8 und Foto 9: Copyright DOTI

Bucket-Fundament Das Fundament in Form eines nach unten geöffneten (Stahl-)Zylinders saugt sich nach dem Prinzip einer Saugglocke im Untergrund fest. Obwohl es bereits bei herkömmlichen Seeinstallationen zum Einsatz kommt, hat sich für Offshore-Windenergieanlagen nicht durchsetzen können. Ein Versuch der Firma Enercon, eine Windenergieanlage vor Hooksiel mit diesem Fundamenttyp zu errichten, scheiterte im April 2005, weil es zu Verformungen des in Dänemark hergestellten Buckets kam. Jacket Das Grunddesign für die Jacket-Struktur stammt von der Firma REpower und ist für Wassertiefen über 30 m vorgesehen. Die vierfüßige aufgelöste Gitterstruktur besteht aus Standard-Stahlrohren und Gussknoten als Verbindungselementen, mit denen die Rohre verschweißt werden. Den oberen Abschluss der Struktur bildet ein Übergangsknoten, der den Stahlrohrturm der Windenergieanlage mit dem Jacket verbindet. Im Jahr 2008 errichtete REpower zu Testzwecken eine 5M an Land auf der 340 t schweren und 57 m hohen JacketKonstruktion. Die Grundfläche am Fuß des Fundamentes beträgt 17 m mal 17 m. Aktuell wurden und werden die meisten REpower Turbinen auf Jackets errichtet, so z. B. 30 x 5M in Ormonde (UK) 48 x 6M in Thornton Bank und 48 x 6M in Nordsee Ost (GER).

92

III Windkraftanlagen

Abbildungen 10 und 11:

Abbildung 12:

Variobase Jacket-Konzept und Transport der Jackets in das Testfeld

realisierte schwimmende WEA, Projekt Hywind vor Norwegen

alpha ventus

Foto 12: Copyright Siemens Energy Abbildung 10 und Foto 11:Copyright DOTI

9.3.3

Schwimmfundamente Flache Schelfmeere wie Nord- und Ostsee sind weltweit gesehen sehr seltene Erscheinungen. Oft bricht der Kontinentalhang bereits in Küstennähe rasch auf Tiefen über 4000m ab. Will man auch diese Areale nutzen so müssen schwimmende Strukturen für sog. Floating Turbines geplant werden. Längst laufen die ersten Forschungsprojekte, die einen Einsatz von Windenergieanlagen auf Schwimmfundamenten in Wassertiefen von 100 m und mehr erlauben werden. Seit September 2009 liefert im Rahmen des Forschungsprojektes Hywind erstmals eine schwimmende Windenergieanlage der Megawatt-Klasse Strom. Das Projekt ist eine Kooperation des norwegischen Unternehmens StatoilHydro und Siemens. Das Fundament, ein mit Ballast befüllter Stahl-Schwimmer mit einer 2,3 MW Turbine von Siemens, ist etwa zwölf Kilometer südöstlich der Insel Karmøy in Norwegen in einer Wassertiefe von 220 m verankert. Er reicht bis 100 m unter die Wasseroberfläche und ist ab dieser Tiefe mit drei Ankerseilen am Meeresboden befestigt. Ein spezielles Kontrollsystem sorgt dafür, dass die Anlage Bewegungen des schwimmenden Fundaments aufgrund von Meereswellen ausgleichen kann. Hywind soll für Wassertiefen zwischen 120 und 700 m geeignet sein.

Seekabel und Landanbindung

In Abhängigkeit von der Größe des Windparks und seiner Entfernung zum Einspeisepunkt am Festland wird die elektrische Energie mittels Seekabel entweder direkt oder über eine Umspannstation im Windpark an Land geführt. Diese Seekabel müssen vor Beschädigungen durch von außen einwirkende Ereignisse geschützt werden. Dies geschieht in der Regel durch Einspülen des Seekabels in den Untergrund. An neuralgischen Punkten wie z. B. der Kreuzung von Schifffahrtsrouten bieten über den Seekabeln angebrachte Steinschüttungen oder Spezialmatten zusätzliche Sicherheit. Die Verlegung erfolgt mit Spezialschiffen. Es gibt nur wenige Firmen, die das hierfür erforderliche Know-how mitbringen. Die Querung bereits im Meer liegender Leitungen (Crossings) und die Querung von Deichen an der Küste mit Horizontal Directional Drilling (HDD) stellen besonders hohe Anforderungen an die Projektierung und die ausführenden Unternehmen. In Deutschland müssen die auf See liegenden Einspeisepunkte vom Netzbetreiber zur Verfügung gestellt werden, sogenannte „Steckdosen“. Hohe Investitionskosten, geringe Herstellerkapazitäten, unsichere finanzielle Rahmenbedingungen und hohe technische

III Windkraftanlagen

Komplexität in harschem Umfeld führen zu einem verzögerten Aufbau. Aktuell erfolgt eine Neuerung der gesetzlichen Regelung bezüglich Verantwortlichkeit und Haftungen des Netzbetreibers sowie die Übertragung eines Großteils der Haftungen auf die Stromkunden. Dies soll zu einer entscheidenden Verbesserung für die Planungssicherheit und Kalkulierbarkeit von OffshoreWindparks in Deutschland führen 9.3.3.1

93

Sicherheit nicht erfüllen. Für den Zeitraum von 2012 bis 2020 müssten nach heutiger Planung weitere vorgesehene Leistungen über Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungen (HGÜ) in die südlich gelegenen Ballungs- und Verbrauchszentren transportiert und dort in das Verbundnetz eingespeist werden, wozu diese Transportkapazitäten in die Mitte und den Süden Deutschlands gleichzeitig deutlich ausgebaut werden müssten.

Stromnetz 9.3.3.2

Die Stabilität des westeuropäischen Verbundnetzes, das von Portugal bis Polen reicht, erfordert zwingend, dass in keinem einzigen Punkt des Netzes mehr als 3.000 MW Erzeugerleistung eingespeist werden. Diese Regel der UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity) macht es unumgänglich, dass mehrere Anlandungsstellen realisiert werden. Der Strom muss also an der Küste von Nord- und Ostsee an mindestens 3 - 4 Stellen über Kabeltrassen an Land geführt werden. Ob hierzu z. B. der Naturpark Wattenmeer durchquert werden muss oder ob Schifffahrtsrouten mitbenutzt werden können, ist in jedem Einzelfall sorgfältig zu prüfen.

Umspannstation

Bei größeren Windparks ist es wirtschaftlich, den erzeugten Strom auf einem höheren Spannungsniveau und gegebenenfalls als Gleichstrom vom Windpark ans Festland zu transportieren um Übertragungsverluste zu minimieren. Die hierfür erforderliche Technik wird auf einer eigenen Plattform zusammengefasst. Seit Dezember 2006 sind die Netzbetreiber in Deutschland gesetzlich verpflichtet, diesen Netzanschlusssteckdose auf See zu errichten und zu betreiben.

Um die Netzanbindungen möglichst naturschonend zu errichten, müssen alle Kabel auf einige wenige aber von zahlreichen Kabeln durchzogenen Kabeltrassen verlegt werden. Dadurch werden die Kabelverbindungen zwingend länger als die kürzestmöglichen Punktzu-Punkt-Verbindungen, was zu einem entsprechenden finanziellen Mehraufwand führt.

Um die Anzahl der Seekabelverbindungen zu den Netzknoten an Land nicht unnötig in die Höhe zu treiben, fasst der Netzbetreiber jeweils mehrere Windparks zu Clustern zusammen und stellt pro Cluster eine große Umspannplattform bereit, die den Strom aus den einzelnen parkeigenen, kleineren Plattformen des Clusters übernehmen kann. Der Standort dieser Plattform wird in Abhängigkeit von den Umgebungsbedingungen festgelegt. Aufgrund der zentralen Bedeutung für den Betrieb des Windparks wird in der Regel ein Standort gewählt, der möglichst wenig den Gefahren durch die Schifffahrt ausgesetzt ist. Zusätzlich können auf den Plattformen für die Umspannstation Aufenthaltsräume für Wartungspersonal und Notstrom-Dieselaggregate für den Windpark untergebracht werden. Die Dieselaggregate sollen bei einer Störung der Verbindung zum Land die Energieversorgung der überlebenswichtigen Funktionen des kompletten Windparks sicherstellen.

Die heute existierenden Hochspannungsnetze an Land sind größenteils ausgelastet und können die Aufgabe der Abführung zusätzlicher offshore Leistung mit

Bei größeren Entfernungen zum Festland muss für die Übertragung der elektrischen Leistung Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung eingesetzt werden

Mit den heute zur Verfügung stehenden Techniken können nur ca. 200 bis 300 MW Leistung abgeführt werden. Auch die Gleichstrom-Übertragung kann nur max. 600 MW je Kabel abführen. So wird eine Zusammenfassung der Ausspeisung mehrerer Windparks in einem Kabel in der Mehrzahl der Fälle kaum möglich sein. Noch weniger realistisch ist die Nutzung eines vermaschten Netzes, um Redundanzen vorzuhalten.

94

III Windkraftanlagen

um Leitungsverluste zu minimieren. Die entsprechenden Gleichrichter auf der See-Seite der Kabel müssten dann ebenfalls auf dieser Plattform untergebracht werden. Diese Technik wird erstmals auf der Plattform BorWin Alpha eingesetzt, um die Verluste durch die 125 km lange Seekabelverbindung über Norderney und Hilgenriedersiel zum Festland zu minimieren. Erfahrungen gibt es bereits mit derartigen Anlagen für die Stromversorgung großer Ölbohr-Plattformen. Abbildung 13: Umspannplattform alpha ventus

Die ersten fertig errichteten Umspannstationen auf dem Meer für deutsche Offshore-Felder verbinden das Testfeld Alpha Ventus (AC Plattform: Alpha Ventus) und den ersten kommerziellen Park BARD Offshore 1 (HVDC Plattform: BorWin  Alpha) mit dem deutschen Verteilungsnetz. Beide gehören der TenneT TSO GmbH. Allein das Projekt BorWin1 erforderte Investitionen in Höhe von ca. 400 Millionen Euro für den Netzanschluss des Windparks BARD Offshore 1. Ein wesentlicher Teil davon entfiel auf die Herstellung und Verlegung des Seekabels. In dem Anschlussgebiet der TenneT TSO GmbH, einem der insgesamt vier Übertragungsnetzbetreiber in der Nordsee, sind fast 50 Offshore-Windparks geplant, so dass TenneT den Großteil dieser Aufgaben schultern muss. In den großen Windparks übernimmt jeweils eine eigene Umspannplattform, die bei großer Entfernung zur Küste in den meisten Fällen auch als Wohnplattform für die Serviceteams dienen wird, den produzierten Strom der einzelnen Windräder und spannt diesen vor der Übergabe an die Station des Übertragungsnetzbetreibers von Mittelspannung (ca. 30 kV) auf Hochspannung (110 kV und höher) um.

Foto 13 Copyright DOTI

Topside und Jacket werden in der Regel an Land vorgefertigt. Der Transport in das Windfeld erfolgt entweder •• getrennt auf einem Ponton, die Verbindung der beiden Module erfolgt erst nach dem Absetzen und Verankern des Jackets im Zielgebiet. Bei einem Gesamtgewicht von tlw. bis zu 16.000 t erfolgt der Zusammenbau offshore auch aus mehreren Segmenten. Die zur Verfügung stehenden Krankapazitäten sind hier ein begrenzender Faktor, oder •• einem Stück im Schleppverband auf eigenem Kiel, was erhöhte Anforderungen an die Tauglichkeit der Plattform für Seetransporte stellt.

III Windkraftanlagen

Technische Daten zu BorWin Alpha und BARD1: Daten BorWin Alpha: Topside (Technikplattform, die als Modul auf die Gründungsstruktur, z. B. Jacket, gesetzt wird): Länge 52 m x Breite 35 m x Höhe 21 m, Gewicht von 3.200 t. Jacket (Gründungsstruktur): Höhe 61 m, Abmessungen unten 38 m x 32 m bzw. oben 24 m x 18 m, Gewicht von 1.800 t. Stahlrohre zur Verankerung des Jackets: Länge 69 m, Durchmesser 1,83 m, Gewicht 200 t. Daten BARD 1 (Parkeigene Plattform BARD Offshore 1): Topside: Länge 42 m x Breite 42 m x Höhe 17 m, Gewicht von 3.400 t, Höhe über Wasseroberfläche 20 m, 5 Decks inklusive Hubschrauberlandedeck. Jacket: Höhe 60 m, Abmessungen oben 24 m x 18 m, Gewicht von 4.000 t. Rammtiefe der Stahlrohre zur Verankerung des Jackets: 42 m. Besatzung: bis zu 40 Servicemitarbeiter.

95

Um den hohen Qualitätsansprüchen genügen zu können, sollten möglichst viele Arbeiten, inkl. des Funktionstest der gesamten Anlage an Land bzw. im Hafen durchgeführt werden. Außerdem sind Kosten für vergleichbare Arbeiten auf See wesentlich höher als an Land. Für die Arbeiten auf See sind Spezialschiffe erforderlich, wie z. B. Schwimmkräne, Hub-Plattformen und Kabelverleger. Diese können nur unter günstigen Bedingungen arbeiten. Bei zu hohem Seegang oder zu viel Wind müssen die Arbeiten eingestellt werden, was zu erheblichen Verzögerungen führt. Abbildung 14: Selbstfahrende Hubplattform (Jackup Barge), Nutzlast 2.600 t Signifikante Wellenhöhe für den Betrieb: 2,6 m (entspricht 4,8 m

9.4

Errichtung

maximal), Kranlast 500 t bei 31 m Auslage,

Die Errichtung eines Windparks im Meer gestaltet sich naturgemäß wesentlich komplexer als an Land:

Windgrenze für Kranoperationen 14 m/sec. (entspricht ca. 7 bft )

I. d. R. wird zunächst in einem geeigneten Hafen ein Service- und Logistikzentrum eingerichtet. Auswahlkriterien für den Hafen sind unter anderem die Nähe zum Betriebsort der Anlagen, verfügbare Freiflächen im Hafen und Schiffbarkeit.

Foto 14: Copyright BARD Engineering GmbH

Abbildung 15: Offshore-WEA-Komponentenverladung im Hafen von Esbjerg. Vor der dänischen Nordseeküste bei Horns Rev entstand der erste Offshore-Windpark der Nordsee.

Die Errichtung des Windparks erfolgt in mehreren Abschnitten (beispielhaft): •• Herstellung und Bereitstellung der Fundamente im Hafen •• Transport und Aufstellung der Fundamente am Betriebsort •• Vormontage von Turm, Gondel und Rotor im Hafen •• Transport und Endmontage der vormontierten Komponenten am Betriebsort •• Errichtung der Infrastruktur bestehend aus Seekabeln und ggf. Umspannstation. Foto 15: Copyright Bundesverband WindEnergie e.V.

96

III Windkraftanlagen

Abbildung 16:

Abbildung 18:

Gründung und Plattform-Aufbau (Monopiles in Horns Rev)

Offshore-Montage mit Kran. Auf den Plattformen werden die WEA Schritt für Schritt montiert, zuerst der hier 70 m hohe Turm in zwei Teilen, dann die Gondel mit zwei bereits fixierten Rotorblättern sowie schließlich das 3. Rotorblatt.

Foto 16: Copyright Vestas Centrale Europe

Die Offshore-Anlagen in Horns Rev stehen auf Pfahlgründungen (Monopiles). Um eine feste Plattform zu schaffen, auf die der Turm geschraubt werden kann, wurde hier ein 33 m langes Stahlrohr 21 bis 24 m tief in den Meeresgrund gerammt. Anschließend schob man über den oben offenen, knapp bis zur Wasserlinie reichenden Monopile, ein etwas größeres Rohr (Transition piece). Dieses Übergangsstück wird so exakt ausgerichtet und fixiert, dass der Turm anschließend auf der vollkommen horizontalen Plattform montiert werden kann.

Foto 18: Copyright Vestas Centrale Europe

Die Arbeiten von der Verladung im Hafen bis zur Montage am Betriebsort sollten von einem anerkannten und unabhängigen Sachverständigen (Warranty Surveyor) überwacht werden, um größtmögliche Sicherheit zu gewährleisten. Die Aufgaben dieses Warranty Surveyors müssen in der Versicherungspolice klar definiert sein. Hierzu sind die Versicherungsbedingungen für jedes Projekt entsprechend anzupassen (siehe ­Anhang  3).

Abbildung 17: Absetzen von Jackets (REpower) am Standort alpha ventus 2009

Foto 17: Copyright DOTI

Im Anschluss an die Errichtung des Windparks erfolgt ein Probebetrieb, dem eine hohe Bedeutung zukommt. Im Probebetrieb muss die Anlage den Nachweis der fehlerfreien Funktion und Zuverlässigkeit über ihren gesamten Leistungsbereich erbringen. Da die Leistung vom verfügbaren Windangebot abhängt, kann sich der Probebetrieb über einen langen Zeitraum erstrecken. 9.5

Betrieb

9.5.1

Anlagenüberwachung

Der Betrieb von Offshore-Windparks stellt wesentlich höhere Anforderungen an die Zuverlässigkeit der Anlagen als bei Windparks an Land. Angesichts der

III Windkraftanlagen

hohen Investitionskosten sind Störungen, mit der Folge der reduzierten Stromerzeugung bis hin zum völligen Stillstand, nicht zu tolerieren.

Zusätzlich werden bei Offshore-WEA Branderkennungs- und -bekämpfungssysteme empfohlen. 9.5.2

Schlechtwetter-Perioden, während derer die Anlagen nicht erreichbar sind, können sich gerade im Winterhalbjahr oft über sehr lange Zeiträume erstrecken, zudem kann in der Ostsee oft Packeis den Zugang zur Anlage behindern. Darüber hinaus kann lange Zeit vergehen, bis benötigte Spezialschiffe gechartert werden können und vor Ort eintreffen. Um Service- und Reparatur-Einsätze planbar zu machen, ist es erforderlich, Störungen bereits im Ansatz zu erkennen. Hierzu bedient man sich modernster Maschinendiagnostik-Instrumente. Die Überwachung muss alle wesentlichen Komponenten erfassen, zum Beispiel: •• •• •• •• •• ••

Rotorblätter Hauptlager Getriebe Generator Chassis (Tragrahmen) Turm

Ein Teil der für die Überwachung notwendigen Informationen wird bereits durch die Steuerungs- und Überwachungstechnik in den Anlagen zur Einbindung in Langzeit CM-Systeme angeboten. Für eine effektive Fernüberwachung ist aber nicht nur die möglichst lückenlose Erfassung wesentlicher technischer Parameter wichtig, sondern genauso auch das Know-how für eine qualifizierte Auswertung der Messdaten, sowohl was die Software als auch was das Personal selbst betrifft. Eine qualifizierte Betriebsführung erlaubt die frühzeitige Erkennung von Störungen und sich anbahnenden Schäden. Nötige Instandhaltungs- und Reparaturarbeiten können mit ausreichender Vorlaufzeit für die Lieferung benötigter Komponenten geplant und in windarme Zeiten gelegt werden.

97

Wartung und Instandsetzung

Wie oben bereits dargestellt, sind Wartung und Instandhaltung der WEA auf See sehr wetterabhängig sowie kosten- und zeitaufwendig. Man muss davon ausgehen, dass von den bei landgestützten Anlagen üblichen halbjährlichen Intervallen erheblich abgewichen wird. Die Anlagenhersteller sind hier gefordert, eine hohe Anlagenverfügbarkeit durch entsprechende Auslegung in Verbindung mit modernsten MaschinendiagnostikSystemen sicherzustellen. Wartung und Instandsetzung müssen auch die Fundamente und Seekabel einschließen. Hier muss zum Beispiel auf Auskolkung der Fundamente, Beschädigung der Korrosions-Schutzmaßnahmen oder Freispülung der Kabel besonders geachtet werden. Wegen der starken Wetterabhängigkeit ist für die Wartung und Instandsetzung eine genaue Planung erforderlich. Auch sind große Aufwendungen für die Sicherheit des Personals notwendig, von der Schulung für Seenotfälle bis hin zu Überlebensrationen in den WEA. Um den Zugang zu den Anlagen selbst bei harschen Wetterbedingungen sicherzustellen, werden auch neue Schiffstypen entwickelt, die auch bei starkem Seegang vergleichsweise ruhig im Wasser liegen und so das Übersteigen vom Schiff zur WEA ermöglichen. Die SWATH-Technologie, bei der tief im Wasser liegende Tauchkörper für diese Eigenschaft sorgen, ist ein Beispiel für diese Entwicklung. 9.5.3

Brandschutz

Brandgefahren stellen eine sehr ernste Bedrohung für die WEA dar, denn sie führen im Schadenfall in der ­Regel zu einem Totalverlust der Anlage, verbunden mit erheblichen Zusatzkosten.

98

III Windkraftanlagen

Brände bei WEA können entstehen durch:

je nach technischer Komponente und technologischer Ausführung gegenseitig ergänzen sollen:

•• Blitzschlag; •• Fehler und Mängel in der Elektroinstallation, z. B. Unterdimensionierung der Bauteile; •• Funkenbildung und heiße Oberflächen in der Anlage, z. B. bei der Bremsscheibe; •• feuergefährliche Arbeiten im Zuge von Montage- und Reparaturarbeiten, z. B. Schweißen, Trennschleifen, Löten oder Brennschneiden. Die Gefahren der Brandentstehung bei WEA werden ferner dadurch verschärft, dass insbesondere in der Gondel brennbaren Materialien zum Einsatz kommen, die eine Brandentstehung ermöglichen und zudem eine schnelle Brandausbreitung zur Folge haben, z. B.: •• glasfaserverstärkter Kunststoff für Gehäuse der Gondel; •• Öl in Hydrauliksystemen, Trafoöl, Getriebeöl sowie weitere Schmierstoffe, z. B. für die Generatorlager; •• brennbare Teile der Elektroinstallation z. B. Kabel usw. Bei WEA in Offshore-Windparks kann davon ausgegangen werden, dass eine rechtzeitige Brandbekämpfung von außen nicht erfolgen wird. Daher ist es sinnvoll, die WEA mit automatischen Brandbekämpfungssystemen auszustatten. Ausgehend von den vorliegenden Schadenerfahrungen über Brandgefahren bei WEA an Land haben die zuständigen Fachgremien im GDV unter Beteiligung der Herstellerindustrie ein Brandschutzkonzept für WEA erarbeitet, in dem die typischen Brandgefahren sowie die damit verbundenen Risiken aufgezeigt und wirksame Schutzmaßnahmen empfohlen werden. Zur Vorbeugung und Begrenzung von Brandschäden sowie zur Sicherstellung der Verfügbarkeit der WEA werden darin folgende Schutzmaßnahmen dargestellt, die sich

•• ein umfassendes Blitzschutzsystem, das insbesondere Rotor und Gondel einschließt; •• automatische Branderkennung durch die Raumund Objektüberwachung; •• automatische Abschaltung der Anlagen bei einer Branderkennung; •• automatische Feuerlöschanlagen als Raum- und Objektschutzanlagen; •• organisatorische Vorkehrungen zur Vermeidung der Brandentstehung und zur Sicherstellung ordnungsgemäßer Instandhaltung; •• Maßnahmen zur Qualitätssicherung bei der Planung, Errichtung und beim Betrieb der WEA. Hinweis: Ausführlich, siehe Anhang 2 des Kapitels „III Windkraft“ die (unverbindlichen) Schadenverhütungsempfehlungen „Windenergieanlagen – Leitfaden für den Brandschutz“ (VdS Schadenverhütung Verlag, Köln, Druckstück „VdS 3523“). Dieser Brandschutzleitfaden ist auch in einer englischen Übersetzung erhältlich („VdS 3523eng“). 9.5.4

Anzuwendende Normen und Richtlinien (Gastbeitrag Germanischer Lloyd, Hamburg)

Die derzeitigen Erfahrungen mit den ersten größeren Offshore-Windparks zeigen eine Reihe positiver, aber auch einige negative Ergebnisse. Grundsätzlich erscheint eine zuverlässige Offshore-Technologie machbar; sie erfordert jedoch eine sehr gründliche Vorgehensweise von den ersten Planungsschritten über die Konstruktion bis hin zu Ausführung, Installation und Betrieb. Der oft gehörte Satz „So viel und so sorgfältig wie möglich an Land vorbereiten und so wenige Arbeitsgänge wie möglich auf See“ sollte ernst genommen werden und im gesamten Projektzyklus Anwendung finden. Mangelnde Planung und mangelndes

III Windkraftanlagen

Qualitätsmanagement können zur Kostenexplosion führen, wenn es zu Problemen und Verzögerungen auf hoher See kommt. Individuelle Risikoanalyse und Projektzertifizierung eines jeden Windparks tragen dazu bei, Risiken auszuschließen bzw. zu erkennen und risikomindernde Maßnahmen bei der Planung zu berücksichtigen. Die Projektzertifizierung erfolgt nach dem aktuellen Stand der Technik, wie er z. B. in den Richtlinien des Germanischen Lloyd1, dem nationalen Standard für die konstruktive Ausführung von Offshore-Windenergieanlagen des BSH2 oder dem ebenfalls kurz vor der Veröffent­lichung stehenden internationalen Standard IEC 61400-33 berücksichtigt ist. Die Projektzertifizierung beginnt bei der technischen Planung und Entwicklung des Windparks mit den Modulen Standortbewertung und Konstruktionsbewertung (siehe Grafik nächste Seite). Die Ausführungsphase wird durch unabhängige Inspektionen durch einen vorher erarbeiteten und mit den Beteiligten abgestimmten Inspektionsplan für Fertigung, Transport, Installation und Inbetriebnahme begleitet. Während der Betriebsphase werden wiederkehrende Prüfungen durchgeführt. Es wird empfohlen diese im Jahresturnus an ca. 25 % der WEA eines Windparks durchzuführen, sodass nach jeweils 4 Jahren alle WEA inspiziert wurden.

99

Individuelle Risikoanalysen können die für den konkret geplanten Standort vorhandenen Risiken wie beispielsweise Schiffskollision, Kabelbeschädigung durch Bauaktivitäten oder Schiffsverkehr, etc. abschätzen sowie effektive risikomindernde Maßnahmen klassifizieren, z. B. Einrichtung einer 24-Stunden-Leitwarte inklusive Verkehrsbeobachtung während Installation und Betrieb oder den Einsatz des Automatic Identification Systems (AIS). 9.6

Schadenpotenziale und -szenarien

9.6.1

Schadenpotenziale

Auf Versichererseite gibt es aufgrund der immer noch relativ geringen Anzahl realisierter Offshore-Windparks erst wenige (an dieser Stelle öffentlich darstellbare) konkrete Schadenerfahrungen und erst recht noch keine nach versicherungsmathematischen Grundsätzen für eine Tarifkalkulation verwertbare Risikostatistik. Einige Schadenbeispiele beziehen sich auf Einzelereignisse, überwiegend im Leistungsklassenbereich von rund 2 bis 5 MW, Gondelgewichten bis zu 300 t und Nabenhöhen bis 90 m.

1

1

Germanischer Lloyd (Edition 2005, reprint 2007): Guide­ line for the Certification of Offshore Wind Turbines

2

Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie: Standard auf der Grundlage der Seeanlagenverordnung

3

IEC 61400-3 Ed.1 (Draft): WIND TURBINES – Part 3: Design requirements for offshore wind turbines

Grafik GL: Elemente der Projektzertifizierung gemäß GL Richtlinie

100

III Windkraftanlagen

Beispiele für bisherige regulierte Offshore-Einzel­ schäden: Infield Kabelschaden: Export Kabelschaden: Gondel ausgebrannt: Rotorblatt beschädigt: Blitzschlag im Rotor: Kollision Barkasse/J-Tube:

2,6 Mio. € 8,5 Mio. € 2,5 Mio. € 0,75 Mio. € 0,4 Mio. € 0,12 Mio. €

Quelle: Münchener RückversicherungsGesellschaft

9.6.2

Die Technik der WEA wurde von den Herstellern für den Offshore-Einsatz entsprechend modifiziert. Prinzipiell kommt auf See jedoch vergleichbare Anlagentechnik wie an Land zum Einsatz. So kann es auch hier zu Schäden u. a. aufgrund von Materialversagen bzw. zu Schäden durch äußere Einflüsse, wie z. B. Blitzschlag oder Sturm, kommen. Bei seegestützten WEA müssen darüber hinaus aber noch wesentlich mehr umgebungsspezifische Schadenursachen sowie weitere Anlagen und Anlagenteile, wie Fundamente, Seekabel und vor Ort errichtete Umspannstationen, in die Betrachtung mit einbezogen werden.

Schadenszenarien Tabelle 6:

Beim Einsatz von WEA auf See können zunächst grundsätzlich ähnliche Schäden wie auch an Land an den unterschiedlichen Bauteilen einer WEA auftreten, wie z. B. an Getrieben, Generatoren, Rotorblättern. Dabei handelt es sich entweder um zufällige Einzelschäden oder um Serienschäden (Schäden aus gleicher Ursache an baugleichen Anlagenteilen). Tabelle 5: Beispiele für Schadenszenarien Schadenursache

Beschädigung bzw. Zerstörung folgender Anlagenteile

Herstellungsfehler

Sämtliche Anlagenteile

Konstruktionsfehler

Sämtliche Anlagenteile

Montagefehler

Sämtliche Anlagenteile

Planungsfehler

Sämtliche Anlagenteile

Bedienungsfehler

Sämtliche Anlagenteile

Bauteilversagen

Sämtliche Anlagenteile

Schwingungen

Komponenten des Antriebsstranges

Frost, Eisansatz

Rotorblätter, Rotorlager

Sturm, Hagel

Rotorblätter, Gondel, Elektrik

Brand, Blitzschlag

Gondel, Rotor, Antriebsstrang, Elektrik, Turm teilweise

Mangelnde/ausgefallene Schmierung

Lager, Getriebe, Generator (Brandentstehung möglich)

Überlastung

Lager, Getriebe, Antriebsstrang, Elektrik

Mangelnde/ausgefallene Kühlung

Lager, Getriebe, Antriebsstrang (Brandentstehung möglich)

Zusätzlich mögliche schadenauslösende Ereignisse bei Offshore-WEA Schadenursache

Folgen für die WEA

Maritime Witterungseinflüsse

Erhöhte Korrosion, Schäden durch Orkane, an kalten Tagen verstärkter Eisansatz

Seegang oder Seeschlag

Schädigende Vibrationen/ Erschütterungen

Baugrundversagen

Schiefstellung der WEA/Umstürzen

Schiffskollision

Beschädigung durch (treibende) Havaristen

Ankernde Schiffe

Beschädigung des Seekabels durch Anker

Positionierung von Arbeitsschiffen und Spezialplattformen

Schäden an Kabeln, Fundamenten und Turm

Meeresströmungen

Auskolkung des Fundamentes, Freilegung des Seekabels

Darüber hinaus müssen die erhöhten Aufwendungen im Zusammenhang mit einem Schaden, wie zum Beispiel für Trümmerbeseitigung, zusätzliche Transportmaßnahmen und die erschwerten Arbeitsbedingungen Berücksichtigung finden. Auch können nach einem Schaden behördliche Auflagen zu erfüllen sein, die unter Umständen mit Mehrkosten verbunden sein können. Die Aufteilung der Schadenbehebungskosten bei Offshore-Anlagen verändert sich gegenüber landgebundenen Windrädern zum Teil sehr erheblich. Die Kostenanteile für Logistik und Infrastrukturmaßnahmen, um Reparaturarbeiten überhaupt erst zu ermöglichen, steigen gegenüber den reinen Materialkosten

III Windkraftanlagen

für E ­ rsatz-/Austauschteile überproportional an. Vor allem die Anmietung von Service- oder Kranschiffen inklusive Mannschaft trägt zu der Verschiebung der Kostenanteile bei. Schiffsverfügbarkeit und das Warten auf geeignete Wetterfenster für den geplanten Einsatz (Waiting on Weather) haben nach einen versicherten Schadensfall ganz erheblichen Einfluss auf die Betriebsunterbrechung. 9.7

Versicherbarkeit

9.7.1

Elementarrisiken

9.7.1.1

101

Ein durchschnittlicher Offshore Windpark mit 80 Anlagen wird auf einer Fläche von bis zu 80km² errichtet und benötigt damit wesentlich mehr Fläche ein vergleichbarer Park an Land. Wellengang und Schiffsverkehr gehören zur äußeren Gefährdung der Anlagen. Eine Studie der Münchener Rückversicherungs-Gesellschaft zu einem Sturmszenario mit einer Wiederkehrwahrscheinlichkeit von 100 Jahren zeigt, dass die Bahn dieses Sturms genau in einem Bereich verläuft, in dem mehrere Offshore-Kraftwerke geplant sind. In der Folge von Stürmen wäre auch vorstellbar, dass havarierte Seeschiffe in den Bereich der Windparks getrieben werden und so erhebliche Schäden verursachen können.

Wind, Wellen und Gezeiten

Wind- und Seegangsbedingungen sind standortspezifisch und müssen für jeden Offshore-Windpark gesondert ermittelt und geprüft werden. Die Daten am jeweiligen Standort können z. B. durch ein meteorologisches Gutachten vom DWD oder vom BSH ermittelt werden. Für das Bild aus Ursache und Wirkung (Schadenszenario) muss auch der Anlagenzustand (z. B. Störfälle), in dem sich eine Offshore-WEA befinden kann, in normale und abnormale Situationen eingeteilt werden. Abnormale Zustände bzw. Störfälle (z. B. ein Blattverstellmechanismus klemmt) müssen mit den Umgebungsbedingungen (Wind, Seegang, Strömung, Eis, Tidenhub, etc.) kombiniert werden. Als bemessungsrelevant für Turm und Gründung einer Offshore-WEA wird in der Regel der 50-Jahres-Sturmlastfall angenommen. Es ist davon auszugehen, dass der 50-Jahres-Sturm mit dem Seegang, der einmal in 50 Jahren auftritt, korreliert ist, also gleichzeitig auftritt. Unter bestimmten Umständen kann jedoch die maximale Wellenhöhe auch größer sein. Wie sich der dauernde Einfluss auch geringerer Windgeschwindigkeiten und Seegangsverhältnisse sowie andere maritime Einflüsse auf die Offshore-WEA auswirken, müssen in der Praxis z. T. erst noch genauer beobachtet werden.

„Monsterwellen“ Besondere Erwähnung erfordern die so genannten Monsterwellen, die im Unterschied zu Tsunamiwellen (siehe 9.7.1.7) nicht tektonisch ausgelöst werden und auch in Nord- und Ostsee nicht ausgeschlossen werden können. Nach jüngsten Studien können sie durch “Aufschaukeln“ entstehen, z. B. wenn eine Woge mit einer zweiten von ähnlicher Wellenlänge aber aus einer unterschiedlichen Richtung aufeinandertrifft. Ein bekanntes Beispiel hierfür ist die sogenannte „New Year´s Wave“ die 1995 an der norwegischen Draupner Plattform in der Nordsee registriert wurde. Ein anderes Beispiel ist der unter 9.8 in einem Gastbeitrag des Germanischen Lloyd Hamburg dargestellte Sturmschaden an der Forschungsplattform FINO 1, der für die Nordsee eindeutig eine Welle mit einem Ausmaß belegt, wie sie für die Nordsee bisher nicht für möglich gehalten worden war. 9.7.1.2

Hagel

Bislang sind für WEA an Land keine größeren Hagelschäden bekannt, so dass auch in Offshore-Bereich damit gerechnet werden kann, dass Hagel als Schadenursache nur eine untergeordnete Rolle spielen wird. Weitere Angaben über die mittlere monatliche/jährliche Anzahl der Tage mit Gewitter und Hagel können für Nord- und Ostsee sowie Inselstationen kostenpflichtig vom DWD zur Verfügung gestellt werden.

102

III Windkraftanlagen

9.7.1.3

Eisgang

Eisvorkommen sind als standortspezifische Umgebungsbedingung zu bewerten und in den Lastannahmen zu berücksichtigen. Es ist ein standortspezifisches Gutachten mit den statistischen Daten zu Jahreseisdicken und zur Auftretenswahrscheinlichkeit anzufertigen. Dies kann z. B. durch das BSH erfolgen. Weitere Standortbedingungen wie z. B. Druckfestigkeitsproben und mechanische Eigenschaften des Eises für den Standort sind zu bestimmen. Für die Berechnung der resultierenden Lasten aus Eis sind in der GL-Richtlinie „Guideline for the Construction of Fixed Offshore Installations in Ice Infested Water” (GL 2004a) nähere Anleitungen und notwendige Berechnungsgrundlagen gegeben. Als konstruktive Maßnahmen zur Reduzierung von aus Eisgang resultierenden Belastungen, die für die Dimensionierung der Tragstruktur in der Ostsee maßgebend sein könnten, können Eisabweiser eingesetzt werden. Massive Strukturen reduzieren die Energie, die zum Brechen der Eisscholle notwendig ist, indem sie diese möglichen Eisfelder/-schollen ablenken. In der Nordsee kann Eisgang vernachlässigt werden, da diese aufgrund der natürlichen Gegebenheiten höchst selten zufriert. In der Ostsee dagegen ist mit geschlossenen Eisdecken und Presseisrücken - kollidierte Eisschollen die sich übereinander schieben und auftürmen - zu rechnen.

Diese Veränderung kann zudem zu aerodynamischen Veränderungen am Rotorblatt führen, was Auswirkungen auf die Leistungsfähigkeit der Windenergieanlage hat. Darüber hinaus kann Eisansatz zu einer verminderten Zugangsmöglichkeit zur WEA führen. Sensoren zur Erkennung der eisbildenden Atmosphäre sind in der Regel auf dem hinteren Gondeldach montiert und damit bis zu 60 m von der Rotorblattspitze entfernt. Darüber hinaus sind unterbleibende Meldungen und Falsch- bzw. Fehlmeldungen der Sensoren jederzeit möglich. Diese Messwerte können insoweit nur unzureichend die tatsächliche Situation abbilden. Eisansatz durch Gischt Bei bestimmten Wetterlagen kann Eisbildung durch Gischt zur Vereisung an den Rotorblättern führen. Wenn für den Standort keine detaillierte Angabe über die zu erwartende Dicke des Eisansatzes, der während der Luftfrosttage entstehen kann, gemacht werden, dann wird in der GL-Wind Richtlinie (GL 2004b) eine konservative Angabe zur Annahme für die Dicke des Eisansatz durch Gischt vorgeschrieben. Durch bestimmte Maßnahmen besteht die Möglichkeit, Schäden durch Eisansatz zu verringern: •• Lastannahmen mit entsprechenden Eislasten bei der Zertifizierung •• Abschalten der WEA bei der Gefahr des Eisansatzes

9.7.1.4

Eisansatz / Eisbildung 9.7.1.5

Eisansatz und Eisbildung an exponierten Oberflächen der Offshore-WEA kann zweierlei Ursprungs sein: Zum einen der Eisansatz atmosphärischen Ursprungs und zum andern der Eisansatz durch Gischt. Eisansatz atmosphärischen Ursprungs Wesentlich hinsichtlich der Wirkung auf die WEA dürften sich einstellende Unwuchten durch zusätzliche Lasten auf den Rotorblättern infolge Eisansatzes sein.

Blitzschlag

Da eine WEA auf See der höchste Punkt ist, wird sich mit großer Wahrscheinlichkeit die in einer Gewitterwolke enthaltene elektrische Ladung über die Rotorblätter der WEA entladen. Der Stand der Technik ist in den gängigen Normen aufgeführt (IEC 61400-24, GL 2003, GL 2004b). Durch die Einführung von Blitzschutzsystemen in WEA wurden Schäden verringert. Generell nimmt die Blitzschlaghäufigkeit mit zunehmender Entfernung vom Land ab.

III Windkraftanlagen

103

Eine Karte basierend auf NASA Datensätzen, kann dies für den Nord- und Ostseebereich bestätigen. Abbildung 19

Quelle: Munich Re

9.7.1.6

Erdbeben

Neben der Gefahr von tektonisch ausgelösten Riesenwellen kann ein Erdbeben auf dem Meeresgrund zu unmittelbaren Schäden an Offshore-Windparks führen. Grundsätzlich ist der Standort des Offshore-Windparks für die Beurteilung des Erdbebenrisikos maßgebend. Auch hier empfiehlt es sich, die verfügbaren Naturgefahrenkarten mit den jeweiligen Gefährdungszonen zu beachten.

9.7.1.7

Tsunami

Aus heutiger Sicht kann die Gefahr durch Tsunamis in den Gebieten der Nord- und Ostsee weitgehend vernachlässigt werden, ohne sie jedoch ganz ausschließen zu können. Dagegen muss dieses Elementarrisiko in anderen Meeresregionen je nach Standort des Offshore-Windparks entsprechende Berücksichtigung finden. Auf die Naturgefahrenkarten der internationalen Rückversicherer wird verwiesen. Bislang gibt es weder für den Nordost-Atlantik noch für das Mittelmeer wirksame Tsunami-Frühwarnsysteme. Doch die Internationale Ozeanographische Kommis-

104

III Windkraftanlagen

sion (IOC) der UNESCO hat beschlossen, ein solches aufzubauen. Vorbild sind die Warnsysteme, die die IOC im Pazifik und im Indischen Ozean errichtet hat. 9.7.2

Betriebsunterbrechungsrisiken

Eine Betriebsunterbrechung führt zu Ertragsausfällen, die grundsätzlich den Ertrag des Anlageneigentümers negativ beeinflusst. Aus diesem Grund sollten zunächst alle Ereignisse, die eine Betriebsunterbrechung zur Folge haben können, aufgeführt und Maßnahmen zur deren Abwehr beschrieben werden. Einige Einflussfaktoren, die eine Betriebsunterbrechung auf See maßgeblich negativ beeinflussen können, wurden bereits in den Kapiteln zuvor dargestellt. An dieser Stelle werden noch mal vier dieser Faktoren herausgestellt, die als wesentlich zu betrachten sind. Dies soll aber nicht darüber hinwegtäuschen, dass auch andere Ursachen zu erheblichen Betriebsunterbrechungen führen können. Verzögerte Reparatur durch eingeschränkte Verfügbarkeit von Spezialschiffen Durch die Vielzahl parallel startender Offshore-Projekte sind Engpässe bei der Bereitstellung von für eine Reparatur benötigten Spezialschiffen vorprogrammiert. Zu diesen Schiffen zählen vor allem große Kranschiffe, Hubplattformen und Kabelverleger. Hersteller und Projektverantwortliche reagierten teilweise bereits auf den zu erwartenden „Flaschenhals“ und gaben eigene Schiffe in Auftrag, die ersten Einheiten befinden sich bereits im Einsatz, mittelfristig ist mit einer Entzerrung dieses Engpasses zu rechnen. Für die Beurteilung des Betriebsunterbrechungsrisikos wird es zukünftig eine maßgebliche Rolle spielen, welchen Zugriff der Windparkerrichter oder -betreiber auf solche Spezialschiffe hat und ob ggf. durch ein Naturgefahrenereignis oder einen Serienschaden mehrere Parks gleichzeitig betroffen sind

Verzögerte Reparatur infolge maritimer Umgebungsbedingungen Maritime Umgebungsbedingungen können den Zugang zur WEA und die Durchführung der notwendigen Reparaturarbeiten zum Teil über eine längere Zeit verhindern. Eine Reparatur ist in dieser Zeit meist nicht möglich. Soweit nur eine einzelne WEA nicht betrieben werden kann, hält sich der finanzielle Schaden in „vertretbaren“ Grenzen. Fallen mehrere Anlagen über eine längere Zeit aus, wird der daraus folgende Unterbrechungsschaden nicht akzeptiert werden können. Es ist somit verständlich, wenn in diesem Zusammenhang der Einsatzmöglichkeit von Transport- und Spezialschiffen und den für die Instandsetzung erforderlichen Wetterbedingungen eine hohe Bedeutung zukommt. Mensch und für die Reparatur erforderliches Material müssen nach Möglichkeit zu jedem Zeitpunkt sicher an die WEA gebracht werden (Transport auf See und Übersetzen vom Transportmittel an die WEA). In dem Zusammenhang sollte berücksichtigt werden, dass viele der Reparatur ausführenden Unternehmen aufgrund bislang fehlender Praxis offshore auch mit den unangenehmen Randbedingungen, wie Seegang mit Wellen größer zwei Metern, klar kommen müssen. Wahrscheinlich werden einige Reparaturen alleine deswegen nicht zeitnah ausgeführt werden, weil körperliche Probleme (z. B. Übelkeit) die Reparaturmannschaft darin hindern. Der Zugang zur WEA mit dem Hubschrauber, bei dem die Monteure aus der Luft auf eine Plattform abgesetzt bzw. abgeseilt werden, ist auch bei manchen Anlagentypen eingeplant. Erfahrungen zeigen jedoch, dass das Abseilen bei Extrembedingungen (z. B. stark Wind) aus dem Hubschrauber nicht frei von hohen Gefahren für den Menschen ist. Allerdings bietet aber gerade dieser Ansatz bei den deutschen Far-Offshore Projekten einen erheblichen Vorteil durch die kürzeren Transportzeiten und damit besseren Nutzung passabler Witterungsfenster. Eine weitere Möglichkeit derartigen Risiken zu begegnen, ist der Betrieb einer Wohnplattform im Offshore-

III Windkraftanlagen

Windpark. Mit dieser Plattform werden hinsichtlich der zu bewältigenden Entfernungen zu den einzelnen WEA die besten Voraussetzungen für einen schnellen Zugang zur WEA geschaffen. Aufgrund der nicht unerheblichen Investitionskosten für eine derartige Plattform wird diese aber wohl nur bei weit von der Küste entfernten Parks zum Einsatz kommen. Alternativ wird die Plattform der Umspannstation (siehe 9.3.3.2) für diese Zwecke ausgestattet werden können. Schäden an der AC Umspannplattform Bei Ausfall der Umspannplattform selbst oder von Teilen ihrer technischen Einrichtung, z. B. den Transformatoren, ist die Einspeisemöglichkeit des gesamten Windparks betroffen. Es ergibt sich in der Regel eine „Flaschenhals“-Situation, die letztlich zu einem vollständigen Betriebsunterbrechungsschaden führen kann. Ob der Parkbetrieb zumindest in Teilen aufrecht erhalten werden kann, wird dadurch bestimmt, inwieweit die Spannungsumwandlung in zwei oder mehreren voneinander unabhängigen parallel geschalteten Strängen erfolgt. Häufig wird auch, anstelle von einzelnen Großkomponenten (z. B. Transformatoren), die schwer auszutauschen sind und lange Lieferzeiten haben, zwei parallel arbeitende Einheiten mit Reservekapazität realisiert. So könnten Schäden wie im Offshore-Windpark Nysted gemindert werden. Dort fiel im Juni 2007, noch innerhalb der Garantiezeit, die Transformatorstation nach einem Fehler im Haupttransformator aus. Der 140 t schwere und vier Jahre alte Transformator eines italienischen Herstellers musste ausgebaut und an Land gebracht werden. Der Transformator ist zentraler Einspeisepunkt für 72 Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von jeweils 2,3 MW, die bis zum Abschluss der mehrere Monate dauernden Reparatur keine Energie in das Netz einspeisen konnten. Schäden an der HVDC Umspannplattform Über eine HVDC Konverterstation können bis zu drei Windparks ausspeisen. Dies hat zur Folge, dass es im Falle eines Verlustes der HVDC Plattform zu erheblichen Rückwirkungsschäden für die einzelnen Windparkbetreiber kommen kann, da eine Ausspeisung nicht mehr möglich ist. Der Wiederbeschaffungszeit-

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raum im Falle eines Totalverlustes liegt bei bis zu 24 Monaten. Die entgangenen Einspeisevergütungen eines Parkbetreibers liegen bereits im Bereich einiger hundert Millionen Euro pro Jahr. Dieses Szenario birgt neben den unter 9.7.6 aufgeführten Naturgefahren ein erhebliches Kumulierungspotenzial für die Versicherungswirtschaft. Seekabelschäden Das zweite Ereignis, das eine sehr bedeutsame Unterbrechung des Betriebes der WEA zur Folge haben kann, ist die Beschädigung des Seekabels. Seekabel lassen sich in der Bedeutung für den Windpark grundsätzlich unterscheiden in interne und externe Parkverkabelung. Während die interne Parkverkabelung gefährdet ist durch Beschädigung falsch ankernder Serviceschiffe oder Beschädigungen durch Transport-/Reparaturschiffe (z. B. Jackup), ist die externe Parkverkabelung gefährdet z. B. durch die Notankerung von in Seenot geratener Schiffe. Die Auswirkungen der Beschädigung eines Seekabels können sehr unterschiedlich sein. Die Konsequenzen reichen bei Beschädigung der internen Parkverkabelung von der Betriebsunterbrechung einzelner WEA über den Ausfall einzelner Produktionslinien (in Reihe geschaltete WEA) bis hin zum Ausfall des gesamten Windparks bei Beschädigung der externen Parkverkabelung. Eine Beschädigung der externen Parkverkabelung kann bei einem Offshore-Windpark mit einer Größe von 80 WEA und einer Leistung von 5 MW je WEA zu einem Ertragsausfall pro Tag von ca. 800.000 EUR führen. Seekabelschäden können längere Reparaturzeiten nach sich ziehen, da nicht nur die für die Reparatur notwendigen Spezialisten, ROVs (Remote operating vehicle), geeignete Schiffe sowie auch erforderliche Kabelkapazitäten zur Verfügung stehen müssen. Sind diese Voraussetzungen erfüllt bleibt ein geeignetes Wetterfenster für die Operation abzuwarten.

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9.7.3

III Windkraftanlagen

Innere Schäden (Herstellergarantien)

Die Offshore-WEA müssen ihre Langzeit-Festigkeit gegen innere Schäden erst noch unter Beweis stellen. Nennenswerte Langzeiterfahrungen über die Zuverlässigkeit der Komponenten einer Windenergieanlage beim Einsatz auf See liegen noch nicht vor. Einen erheblichen Rückschlag erlitten alle Offshore-Planungen durch eine Schadenserie im Windpark Horns Rev. In dem im Jahr 2002 als erstes Offshore-Großprojekt der Welt errichteten Windpark mit 80 x 2 MW Anlagen mussten vom Zeitpunkt der Errichtung mehrere umfangreiche Reparatur- und Retrofit-Maßnahmen durchgeführt werden. Bereits im Jahr 2004 wurden von Juli bis November alle Gondeln demontiert, um an Land Ausbesserungsarbeiten durchzuführen. Beispiel Schadenhistorie Horns Rev •• 2003 Tausch mehrerer Getriebe und Hauptwellen. •• 2004 Austausch aller 80 Transformatoren. •• Mehrere Blitzschäden, die einen Flügeltausch nach sich zogen. •• Produktionsfehler bei einer großen Zahl der Generatoren. Im Dezember 2005 meldete der Windpark Scroby Sands technische Probleme. Betroffen waren die 2 MW-Windräder. Auf Presseanfragen hin bestätigte der Hersteller Lagerschäden auf der schnellen Welle bei 18 von 30 Getrieben. Weiterhin bestätigte er Generatorschäden an 5 Anlagen. Die Lager an allen 30 Getrieben wurden vorsorglich getauscht. Die Hersteller müssen großen technischen Aufwand betreiben, um die Anlagen insbesondere vor den Einflüssen des maritimen Umfeldes zu schützen. Hierzu gehören seefeste Beschichtungen (z. B. Anstriche) wie sie im Schiffbau verwendet werden, die Kapselungen von Teilen der Anlage bis hin zur Ausrüstung mit LuftTrocknungsanlagen. Auch an den Austausch von Komponenten muss gedacht werden. Die Kosten für ein Kranschiff sind sehr hoch. Das bedeutet, dass die Komponenten so gebaut

werden müssen, dass sie ganz oder in Teilen mit dem in der Gondel installierten Kran ausgetauscht werden können. Auch in diesem Bereich müssen sich geeignete Konzepte erst noch bewähren. Sicher ist auf jeden Fall, dass jede Reparatur auf See um ein Vielfaches teurer ist als an Land. 9.7.4

Haftpflichtrisiken

Nicht nur für Technische Versicherer, auch für Haftpflichtversicherer stellen Offshore-Windenergieanlagen und -Windparks eine Herausforderung dar. Auch hier sind die Risiken nur teilweise vergleichbar mit denen von An-Land-Anlagen. Wer bei oberflächlicher Betrachtung noch meinte, bei einem Offshore-Windpark sei gar kein Haftpflicht-Risiko vorhanden, denn schließlich befänden sich keine Dritten in unmittelbarer Nähe, die geschädigt werden könnten, der sollte einen Blick auf die Seekarten richten und erkennen, wie intensiv die Meere wirtschaftlich genutzt werden. So ist z. B. die Deutsche Bucht eines der am dichtesten befahrenen Seegebiete der Welt. Es ist also durchaus eine Vielzahl von Fällen denkbar, in denen die Errichtung oder der spätere Betrieb von Offshore-Windparks auf Dritte einwirkt und zu einem Personen-, Sach- oder Vermögensschaden führen kann. Besondere Aufmerksamkeit verdienen ferner die Auswirkungen auf die Meeresumwelt und mögliche Biodiversitätsschäden, über die bislang nur wenig Wissen vorhanden ist. Aufgrund der Komplexität der Anlagen, der Materialbelastungen, der klimatischen und technischen Anforderungen beim Erstellen, Betreiben und Warten einerseits sowie der Auswirkungen auf die Meeresumwelt andererseits können sich neue Schadenbilder und -ausmaße ergeben. Da langjährige Erfahrungen zu dieser Technologie noch fehlen, ist die versicherungstechnische Einschätzung der Risiken besonders anspruchsvoll. Haftpflichtversicherungen für Offshore-WEA gestalten sich äußerst unterschiedlich, je nachdem, wer Ver­ sicherungsnehmer ist und welche weiteren Parteien

III Windkraftanlagen

involviert sind: Investor, Planer, Errichter, Zulieferer, Wartungsunternehmer, Betreiber, Eigentümer und Energieversorger als Abnehmer.

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oder Ausfall der Systeme besteht die Gefahr einer Schiffskollision. Hier ist, je nach Fracht, auch ein Großschaden denkbar (Öltanker). Kritiker sehen auch Auswirkungen auf die Schiffsnavigation gegeben.

Einige beispielhafte Besonderheiten Bereits in der Planungs- und Projektierungsphase kann es aufgrund der speziellen und extremen Anforderungen auf See zu konzeptionellen Fehlern kommen, die in Mängeln oder Schäden an der Windenergieanlage resultieren. Gravierende Auswirkungen hätten hierbei z. B. die Auswahl eines nicht hinreichend belastbaren Fundaments oder Materials für die Windenergieanlage. Beim Aufbau der Windkraftanlagen kann es aufgrund der erschwerten Arbeitsbedingungen und höheren Materialanforderungen auf See ggf. häufiger als bei Onshore-Anlagen zu Sach- oder Personenschäden kommen. So können Arbeiter beispielsweise abstürzen und sich hierbei verletzen. Ferner können insbesondere Brände in der Errichtungsphase auch Drittschäden verursachen. Bevor standardmäßig Blitz- und Brandschutzsysteme in Windkraftanlagen eingebaut wurden, wurden Anlagen beispielsweise durch Feuer zerstört infolge eines Blitzeinschlags oder Funkenflugs wegen mangelhafter elektrischer Verbindungen. Dank verbesserter Schutzsysteme hat sich diese Problematik deutlich verringert. Auch Eiswurf durch Rotorblätter ist eine immer seltenere Ursache für Drittschäden, da moderne Anlagen Eisablagerungen erkennen und sich dann automatisch abschalten oder über Rotorenblattheizungen verfügen. Während der Errichtungsphase entsteht intensiver Schiffsverkehr. Seefahrzeuge mit eingeschränkter Manövrierfähigkeit, wie z. B. Kabelleger, kreuzen Schifffahrtswege. Bei der Verlegung der Seekabel können auf dem Seegrund liegende Pipelines oder Kabel beschädigt werden. An der Küste führt die Kabeltrasse möglicherweise durch Deiche oder Schutzgebiete, die nicht beeinträchtigt werden dürfen. Während des Betriebs stellen die WEA selbst und die Umspann-Plattform dauernde Hindernisse für die Schifffahrt dar. Bei unzureichender Kennzeichnung

Je nach Auslegung des Windparks können beträchtliche Mengen an Betriebsstoffen vorhanden sein, z. B. Öl in den Transformatoren der Umspann-Plattform oder Diesel für das Notstromaggregat, von denen Umweltgefahren ausgehen können. Umweltauswirkungen von Offshore-Windparks auf die maritime Natur und deren Bewohner werden kontrovers diskutiert. Hierzu wurden bereits verschiedenste Gutachten erstellt. Durch das nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz und bei Windfarmen mit 20 oder mehr Anlagen auch nach dem Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführende Genehmigungsverfahren sollen schädliche Umweltauswirkungen ausgeschlossen werden. Ob dennoch Schutzgüter wie Wasser, Fische, Meeressäuger, Vögel, etc. gefährdet werden, können letztlich erst die Langzeit-Betriebserfahrungen von mehreren Offshore-Windparks zeigen. Im Zusammenhang mit einer Schädigung von Gewässern und der biologischen Vielfalt sind auch die Umwelthaftungs-Richtlinie der EU und entsprechende nationale Regelungen zu berücksichtigen. Im Bereich der Produkthaftung können vor allem Herstellungs- oder Konstruktionsfehler von zugelieferten Bauteilen zu Schäden führen. Zu beachten sind in diesem Rahmen die extremen Materialanforderungen, zum Beispiel durch heftige Windböen und Stürme. Im Vergleich zu Onshore-Anlagen liegt bei Offshore-Anlagen eine deutlich höhere mechanische Belastung und Korrosionsgefahr vor. Ferner sind aufgrund des Standorts und Seegangs Reparaturen besonders aufwändig. Je nach Größe und Lage des auszutauschenden Teils müssen Helikopter oder Spezialschiffe eingesetzt werden. Dieser erhöhte Aufwand trifft Wartungsunternehmen ebenso. Zusätzlichen Kosten entstehen schließlich - wie bei Onshore-Anlagen auch - solange die Anlage stillsteht.

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III Windkraftanlagen

9.7.5

Transportrisiken

Bei der Erstellung von Offshore-Windparks müssen eine Vielzahl von Komponenten von unterschiedlichen Produktionsstätten zur Installation in den Seebereich transportiert werden. In der gesamten Prozesskette der Transporte treten Belastungen unterschiedlicher Natur auf. Diese Belastungen sind aus dem Transportversicherungswesen durchweg bekannt. Zusätzlich kommen Belastungen aus dem Betrieb von sogenannten Jack Up-Schiffen hinzu. Die größten variablen Belastungen sind wetterbedingt, sie erfordern ein strenges Monitoring der Prozesse. Die zeitliche Koordination der Prozesse wird durch die wetterbestimmten Zeitfenster, die zur Installation im Seeraum zur Verfügung stehen, bis zu einem gewissen Grad fremdbestimmt. Eine der größten Herausforderungen ist die Tatsache, dass die gesamte Prozesskette noch nicht standardisiert ist. Daher ist eine detaillierte Analyse der Transportprozesskette unabdingbar, damit im Konsens mit den Projektverantwortlichen ein Ablaufplan (Method Statement) erarbeitet werden kann. Der Überwachung der Abläufe durch Sachverständige wird insbesondere in der Anfangsphase eine grundlegende Bedeutung zukommen. Die Erarbeitung von Schadenverhütungsmaßnahmen geben dem Versicherer die Möglichkeit ,die Risiken zu steuern und ermöglichen dadurch eine Kalkulierbarkeit. 9.7.5.1

Die Analyse der Transportprozesskette

Transportrahmenbedingungen Im intermodalen Transport werden Komponenten über alle Verkehrsträger (See, Straße, Bahn und Binnenschiff) zu den Verladehäfen geliefert. Auf diesen ­Wegen ist die Ladung teilweise mehrfachen Umschlagsprozessen unterworfen. Fast alle Komponenten zeichnen sich durch hohe Massen, große Volumina, spezielle Geometrie mit oft nur kleinen Auf­ lageflächen Quelle:Munich Re

(hohen Foot Prints), spezifischen Eigenschaften einiger Elemente und einer teilweise hohen Sensibilität gegenüber mechanischen Beschädigungen und oder Beschleunigungen aus. Alle Transport-, Lager- und Umschlagsprozesse (TULProzesse) müssen die besonderen Eigenschaften der Komponenten berücksichtigen. Verpackung (Korrosionsschutz), Transportgestelle, Anschlagpunkte und -Geschirre, Ladungssicherungspunkte und -Mittel, Fahrzeuge und Umschlagsgeräte, Bodenbelastung (Foot Print) müssen den Besonderheiten der Ladung Rechnung tragen. Der zeitliche und räumliche Ablauf von Schwertransporten über Land ist strengen Regeln unterworfen, die Berücksichtigung finden müssen. Sofern Transportgestelle Verwendung finden, ist es sinnvoll, wenn diese sich an vorhandenen Modulmaßen, wie z. B. den Containerabmessungen,orientieren. Fußpunkte und Sicherungssysteme sind auf allen Verkehrsmitteln dafür vorhanden, sie sind stapelbar und in der Länge wie Breite frei zu variieren. 9.7.5.2

Lagerung

Komponenten für Offshore Windparks werden häu­fig in Freilägern, die sich in Hafenanlagen befinden, zwischengelagert. Bei Auswahl der Lagerflächen muss sichergestellt sein, dass die Verkehrsanbindung so gewählt ist, dass das Lager problemlos durch Schwertrans-

III Windkraftanlagen

porte erreicht und der Umschlag reibungslos erfolgen kann. Die Bodenbelastung des Lagers muss so gewählt werden, dass möglichst alle Komponenten ohne aufwändige Lastverteilungsmaßnahmen gelagert werden können. Korrosionsgefährdeten Teilen muss Rechnung getragen werden durch eine gedeckte Lagerung und / oder anderen, weitergehenden sowie geeigneten Korrosionsschutzmethoden. Kumulgefahren wie Sturm und Hochwasser müssen Berücksichtigung finden. 9.7.5.3

Straßenfahrzeuge

Bei der Auswahl der Fahrzeuge muss die Sensibilität der Ladung auf Beschädigung durch Beschleunigungen, Schwingungen und Vibrationen Berücksichtigung finden. Ihre Tragfähigkeit und die maximalen Achslasten sind einzuhalten, bzw. müssen so gewählt werden, dass die Fahrzeuge nicht überlastet werden. Die Ladefläche muss in der Lage sein, die hohen Foot Print-Drücke aufzunehmen. Sofern für die Verladung Lastverteilungsmaßnahmen erforderlich sind, sollten diese möglichst modulgerechte Aufnahmen für die Komponenten aufweisen. Sie müssen ausreichende Ladungssicherungspunkte haben, damit sie in das Ladungssicherungskonzept mit eingebunden werden können. Hilfreich ist es, wenn die Lastverteilungsmaßnahmen aufgrund ihrer Geometrie Teile der Ladungssicherung übernehmen. 9.7.5.4

Ladungssicherung

Der Ladungssicherung fällt bei den Massen der Komponenten, deren Wert und Sensibilität gegen Beschädigungen eine besondere Bedeutung zu. Die Ladungssicherung muss so dimensioniert und ausgeführt sein, dass sie die geltenden Richtlinien erfüllt und die Ladung dabei keinerlei Risiken einer physischen Beschädigung durch die Ladungssicherungsmittel ausgesetzt wird. Ladungssicherungspunkte an der Ladung und auf dem Transportmittel müssen eine homogene Einheit mit dem Ladungssicherungsmittel bilden. Sofern die Ladungssicherung durch Schweißen sichergestellt wird, muss die Schweißung die gesamte Ladungssicherung übernehmen, da Schweißen als Ladungssicherungsmaßnahme nicht, oder nur unter bestimmten Voraussetzungen mit anderen Ladungssicherungsmethoden kompatibel ist.

9.7.5.5

109

Umschlag mittels Kran

Zum Anschlagen der Komponenten müssen die dafür ausgewiesenen Anschlagpunkte Verwendung finden. Häufig dürfen und können z. B. auf See hierzu nicht die Ladungssicherungspunkte verwendet werden. Die Anschlagmittel müssen geprüft und entsprechend gestempelt sein. Kranbelastungen dürfen nicht ohne Ausnahmegenehmigung überschritten werden. Jegliche Abweichungen vom Ablaufplan (Method Statement) müssen mit dem Surveyor abgesprochen werden. Ist der Kraneinsatz auf See an Wetterbedingungen bzw. Windgeschwindigkeiten und Wellenhöhen geknüpft, müssen diese strikt eingehalten werden. Werden Komponenten mit zwei Kranen verladen, dürfen nur zugelassene, den Massen entsprechende Spreader zum Einsatz kommen. Die Vorschriften der Hersteller für den Tandembetrieb der Krane sind einzuhalten. 9.7.5.6

Pontons/Bargen

Bargen müssen als Seefahrzeuge immer über ein gültiges Klassenzertifikat verfügen. Werden Bargen neu in einen Service mit aufgenommen, ist es sinnvoll, ein Übernahmesurvey z. B. durch den Verein Hanseatischer Transportversicherer (VHT) zu veranlassen. Ihre Tonnage muss so gewählt werden, dass sie in der Lage sind, die für sie vorgesehene Ladung aufzunehmen. Die Decksbelastung muss den hohen Foot Prints standhalten bzw. müssen entsprechende Lastverteilungsmaßnahmen vorhanden sein. Das Ballastwassersystem und die zur Verfügung stehenden Pumpenleistungen müssen in der Lage sein, erstens den entstehenden Trimm bei den geforderten Aufrollgeschwindigkeiten auszugleichen und zweites, sofern erforderlich, tidenhubbedingte Höhenunterschiede vollumfänglich auszugleichen. Hierbei ist es sinnvoll, wenn entsprechende Reserven vorgehalten werden. Die Bargen müssen die Möglichkeit bieten die Ladungssicherungssysteme aufzunehmen. Hierzu ist es sinnvoll, wenn entsprechende Fußpunkte zur Aufnahme der Komponenten so ausgelegt sind, dass sie Teile der Ladungssicherungsaufgaben mit erfüllen.

110

III Windkraftanlagen

Die Stabilität der Barge (das Vermögen, sich im Seegang wieder aufzurichten) muss so gewählt werden, dass die Ladung mit Ihren Parametern (Schwerpunkt, Gewicht und Stauplatz) nacheinander geladen und auf See auch wieder gelöscht werden kann. Forderungen der Klasse bezüglich Wetter und Seegangsbedingungen sind zwingend einzuhalten. 9.7.5.7

Spezialschiffe (Jack Up-Schiffe)

Zum Bau von Offshore-Einrichtungen werden in der Regel Spezialschiffe verwendet. Ein Teil dieser Schiffe kann sich mittels „Beinen“ wie eine Ölplattform aus dem Wasser heben (Jack Up-Schiffe) und dadurch im Rahmen streng einzuhaltender Einsatzparameter (maximale Wellenhöhe und Windstärke) unabhängig von Seegangseinflüßen an der Offshore-Installation arbeiten. Während des Jack Up-Vorganges wird das Schiff zur Plattform, das heißt, ein schwimmendes Fahrzeug wird zeitweilig zur festen Installation. Beim Herausheben aus dem Wasser kann es durch Seegang und Dünung zu Stabilitätsproblemen kommen. Diese Spezialschiffe haben daher nicht nur die übliche Klassifikation, sondern auch Empfehlungen, bis zu welchem Seegang sie den Jack Up-Vorgang durchführen sollten. Die Einhaltung dieser Empfehlungen und ein striktes Wetter-Monitoring sind die Voraussetzung für einen sicheren Transport. 9.7.5.8

Aufrollvorgänge

Komponenten werden teils durch SPMT (Self Propelled Modular Transporters), teils durch schienengebundene Transportsysteme auf die Bargen gerollt. Es ist sicherzustellen, dass die Transportsysteme so konfiguriert sind, dass sie die vorgesehenen Ladungsgewichte aufnehmen können. Gegebenenfalls müssen Lastverteilungsmaßnahmen getroffen werden. Die Transportsysteme sind ausschließlich von ausgebildetem Personal zu bedienen. Es muss sichergestellt sein, dass das Tidenfenster ausreichend groß gewählt wird. Sofern eine Schlepperassistenz erforderlich ist, sind ein oder mehrere Schlepper mit ausreichender Leistung zur Verfügung zu halten. Das Ballastsystem muss funktionstüchtig sein, und der Trimm der Barge muss während des gesamten Aufrollprozesses überwacht werden.

9.7.5.9

Wetter Monitoring:

Der Einsatz von Installationsschiffen, Kranen und das Verschleppen von Bargen ist an bestimmte Wetterparameter gebunden. Die einschlägigen meteorologischen Dienste halten entsprechende Serviceleistungen für Wind- und Seegangsvorhersagen, 24 Stunden 7 Tage die Woche vor, sodass sich alle Transport- und Montageprozesse an den entsprechenden Vorhersagen orientieren können. 9.7.5.10 Installationsschiffe und Bargen mit und ohne eigenem Antrieb Diese Schiffe unterliegen den Vorschriften des Internationalen Schiffssicherheitsvertrages (SOLAS) und müssen alle Vorschriften erfüllen und Zertifikate wie auch eine gültige Klassifizierung besitzen. Die von der Klasse auferlegten Beschränkungen hinsichtlich Fahrtgebiete, Wassertiefen, Seegang und Wind sind zwingend einzuhalten. 9.7.5.11 Method Statement (Prozessbeschreibung) Nach der Analyse der Transportprozesse sollte, wie bei intermodalen Projekttransporten üblich, ein Method Statement gemeinsam mit den Projektverantwort­ lichen, den See- und Landfrachtführern, Lager- und Umschlagbetrieben sowie Montagebeteiligten erstellt werden. In diesem Method Statement werden alle Transport-, Umschlag- und Lagerprozesse detailliert beschrieben. Dazu gehören die Belastbarkeit der Lagerflächen im Hafen, genauso wie die Eigenschaften des Anschlaggeschirres für den Kran und die Definition der Wetterfenster, in denen Seeverschleppungen mit den unterschiedlichen Bargen erfolgen können. Auch für Abweichungen von diesen Method Statements ist ein detailliertes Prozedere vorgeschrieben. Auch der Einsatz von Surveyorn für Teilprozesse der Transportkette, Schnittstellenkontrollen sowie Verlade- und Montageabnahmen werden in diesen Dokumenten festgeschrieben. Method Statements erleichtern allen Beteiligten die Arbeit und machen das Risiko für den Versicherer steuer- und kalkulierbarer.

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9.7.5.12 Transportdeckungsstrecke Im Transport-Projektgeschäft werden in der Regel die gesamten Transporte auf allen Verkehrsträgern, die Zwischenlagerungen, der erforderliche Umschlag bis zur Fundamentsetzung gedeckt. Beim Übergang zur Montage ist die Schnittstelle zur technischen Versicherung. Diese Schnittstelle und der passgenaue Übergang des Risikos sollten in den Bedingungen präzise formuliert und dokumentiert sein, damit keine Deckungslücken entstehen können. 9.7.6

111

biet stehen. Mit einer umfassenden und genauen Kumulkontrolle müssen die Versicherer für die nötige Risikotransparenz sorgen. Insbesondere Winterstürme, die Europa von September bis März mit voller Wucht treffen können, würden eine Vielzahl dieser Offshore-WEA gleichzeitig gefährden. Die nachstehende Grafik zeigt die Simulation von Windgeschwindigkeiten, die die Deutsche Bucht und Anrainerländer voll treffen können. In der Vergangenheit sind ähnliche Stürme mit solchen Zugbahnen wiederholt aufgetreten.

Kumulkontrolle Wintersturm-Simulation über Europa (Modellierung auf Naben­

Grundsätzlich müssen die Versicherer darauf achten, dass die sich aufsummierenden Schadenpotenziale nicht die Leistungsfähigkeit des eigenen Hauses, bei größeren Projekten die der Mitversicherer und der Rückversicherer übersteigen. Ein Kumulproblem könnte beispielsweise auftreten, wenn sich die Anzahl von Offshore-Windparks in einem begrenzten Seegebiet häufen und Anzahl und Intensität der Stürme infolge des Klimawandels zunehmen.

höhe 100 m und auf Basis „3-Sekunden-Bö“)

Der größte Teil der in Deutschland geplanten Offshore-Windparks wird in einem sehr engen Seege(Windgeschwindigkeiten über den grün markierten Offshore Windparks 2020 lt. aktueller Planung) Quelle: Münchener RückversicherungsGesellschaft 2012

Findet der beabsichtigte Zubau an neuen Anlagen und der damit verbundenen Infrastruktur statt bleibt offen ob die weltweit verfügbaren Erst- und Rückversicherungskapazitäten für große WEA auf See im schritthalten können.

112

9.8

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Sturmschaden-Beispiel (Gastbeitrag Germanischer Lloyd, Hamburg, 2007)

Die bislang höchsten Wellen seit ihrer Errichtung erreichten die Forschungsplattform FINO 1 am 1. November 2006. Das Plattformdeck, das sich auf einer Höhe von +20 m SKN befindet sowie die Tragstruktur blieben unbeschädigt, während auf dem unteren Umgang Gitterroste aus ihren Verankerungen gehoben und Geländer verformt wurden (Foto). Der untere Umgang befindet sich auf einer Höhe von +14,5 m SKN.

Beschädigungen auf dem unteren Umgang der Forschungsplattform

Die Bemessung der Plattform erfolgte so, dass eine Jahrhundertwelle das Plattformdeck nicht erreicht. Hierauf befinden sich alle wichtigen Installationen. Im Gegensatz dazu wurde der untere Umgang unterhalb der Bemessungswellenhöhe angebracht. Dies bietet den großen Vorteil einer leichteren Bedienbarkeit von ozeanografischen Messgeräten, wobei in Kauf genommen wurde, dass dieser Bereich bei Extremereignissen im Bereich der Welleneinwirkung liegen kann. Während des Sturms am 1. November 2006 lagen die maximalen Wellenhöhen im Bereich der Bemessungswellenhöhe. Beschädigungen von Anbauteilen unterhalb des Plattformdecks sind dann, wie sich hier gezeigt hat, nicht auszuschließen. Auch von Offshore-Windenergieanlagen sind Beschädigungen der Anbauteile bekannt. Daher sollte für die Zukunft überlegt werden, die Zugangsplattformen so hoch zu setzen, dass sie beim Auftreten eines Extremereignisses nicht erreicht werden.

FINO 1 durch Sturmwellen

Foto und Grafik : Gastbeitrag, Copyright Germanischer Lloyd, Hamburg

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9.9

Literaturverzeichnis / Quellenangaben / Internetadressen / Abbildungsnachweise

1.

GDV-Internetauftritt unter www.gdv.de

2.

EWEA-Publikation: „Oceans of opportunity“, Sep. 2009, http://www.ewea.org/fileadmin/ ewea_documents/documents/publications/ reports/Offshore_Report_2009.pdf

3.

www.offshore-stiftung.de (Stiftung der deutschen Wirtschaft für die Nutzung und Erforschung der Windenergie auf See – Offshore-Stiftung)

113

15. www.fino-offshore.de (Forschungsplattform FINO 1 in der Nordsee) 16. www.fino2.de (Forschungsplattform FINO 2 in der Ostsee) 17. www.fino3.de (Forschungsplattform FINO 3 in der Nordsee) 18. Tagungsunterlagen „Offshore-WindEnergie“, Germanischer Lloyd GmbH 19. www.areva.com (vormals Alstom, AREVA Energietechnik, Niederlassung Bremen)

4.

www.wind-energie.de (Bundesverband WindEnergie e. V.)

20. www.iwr.de (Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien)

5.

www.ewea.org (European Wind Energy Association)

21. Enercon E112 (Leistung 4,5 MW):

6.

www.bmwi.de (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, Nationale Maritime Konferenzen)

22. Multibrid M5000 (Leistung 5 MW): http://www.multibrid.com/

7.

www.umweltbundesamt.de (Umweltbundesamt)

8.

www.dewi.de (Deutsches Windenergie-Institut)

9.

www.bmu.de (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit)

10. www.munichre.com 11. www.swissre.com 12. http://thunder.nsstc.nasa.gov/

23. REpower 5M (Leistung 5 MW): http://www.repower.de/de/ 24. GE Energy 3.6s (Leistung 3,6 MW): http://www.gepower.com/prod_serv/products/ wind_turbines/en/downloads/ge_36brochure. pdf 25. Siemens 3.6 (Leistung 3,6 MW): http://www.gepower.com/prod_serv/products/ wind_turbines/en/downloads/ge_36brochure. pdf 26. Vestas V120 (Leistung 4,5 MW): http://www.ge-energy.com/about/index.jsp

13. http://www.wind-energy-market.com/de/ 14. www.bsh.de (Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, Hamburg, Rostock)

27. BARD VM (Leistung 5 MW) http://www.bard-offshore.de/

114

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28. SWAY, schwimmendes Windkraftsystem, www.sway.no 29. www.geo-mbh.de (GEO, Gesellschaft für Energie und Oekologie mbH)

9.10

Unverbindliche Hinweise zur Gestaltung von speziellen Versicherungsbedingungen für Windenergieanlagen auf See

30. www.vdn-berlin.de (Verband der Netzbetreiber VDN e.V. beim VDEW)

Sachversicherungsbedingungen für Offshore-WEA sollten einige spezielle Regelungen enthalten, damit der Versicherungsnehmer ein risikogerechtes Versicherungsprodukt erhält und das Risiko für den Versicherer kontrollierbar bleibt.

31. www.erneuerbareenergien.de Monatsmagazin Erneuerbare Energien, SunMedia Verlag, Hannover

Im Einzelnen sind dabei folgende Punkte zu beachten, wobei die Darstellung keinen Anspruch auf Vollständigkeit erhebt:

32. www.windkraft-journal.de, Windkraft-Journal, ABC Neue Energien GmbH, Husum

9.10.1 Höchstentschädigung

35. http://www.wind-energie.de/de/bildergalerie/

Bei Arbeiten auf See fallen verschiedene Nebenkosten an, die im Einzelnen eine beträchtliche Höhe erreichen können. (Einige davon werden nachstehend noch genannt.) Damit die Risikoübernahme für den Versicherer kalkulierbar bleibt, ist es erforderlich, in der Police eine Obergrenze für diese Nebenkosten einzuführen. Neben einer Einzel-Höchstentschädigung für die jeweiligen Nebenkosten ist auch ein Limit für die Gesamtsumme dieser Nebenkosten erforderlich. Dies hat die Erfahrung mit der Versicherung von anderen Offshore-Einrichtungen wie z. B. Ölbohr-Plattformen gezeigt.

36. http://www.windpowerphotos.com

9.10.2 Versicherte Sachen

37. http://www.middelgrunden.dk/MG_UK/news/ nr91b.htm

Es sollte klar dargestellt werden, welche konkreten technischen Einrichtungen in der Police eingeschlossen sind, denn die Situation ist von Park zu Park unterschiedlich. So können z. B. die Umspannplattform und das externe Seekabel bereits dem Netzbetreiber gehören, sodass sie nicht mehr in die Police des Windparkbetreibers eingebunden werden müssen. Auch sollten die Einrichtungen für Vorfertigung und Lagerung an Land klar definiert sein. Der Einschluss von Teilmon­ tagen an Land kann ebenso erforderlich sein wie der Einschluss von Betonfundamenten, die in einem Trockendock gegossen werden.

33. Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren-Energien im Strombereich (Novelle), Bundesgesetzblatt Links zu Fotos (Urheberrechte und ggf. Kosten sind zu beachten): 34. Testfeldfotos alpa ventus: http://bildarchiv.alpha-ventus.de/

38. http://w1.siemens.com/ press/en/presspicture/index. php?content %5B %5D=cc&content %5B %5D=re newable&search=Searchterm&intern=!

III Windkraftanlagen

Als versicherte Sachen im Sinne dieser Klausel können z. B. gelten: •• WEA, •• Fundamente einschließlich Übergangsstücke (z. B. Transition Pieces), •• Seekabel zwischen den einzelnen WEA sowie zwischen den WEA und der Umspannstation, •• Umspannplattform, •• Seekabel von der Umspannplattform zur Umspannstation des Festlandnetzes, •• an Land gelagerte Güter und •• Güter, die sich in Vorfertigung an Land befinden. 9.10.3 Deckungen für zusätzliche Kosten 9.10.3.1 Kosten der Schadenabwendung und Schadenminderung Hierbei entschädigt der Versicherer im Rahmen der vereinbarten Höchstentschädigung für alle angemessenen zusätzlichen Aufwendungen zur Schadenminderung einschließlich damit verbundener Reisekosten, die dem Versicherten durch die Erfüllung seiner Verpflichtung entstehen, sowie alle Maßnahmen, die für die Schadenminderung angemessen sind. Die dabei anfallenden Kosten sollten entsprechend dem jeweiligen Anteil an den vermiedenen Schadenkosten anteilig vom Versicherten und vom Versicherer getragen werden. Maßnahmen, die der Versicherer oder der Versicherte bei der Bergung, Rettung oder der Erhaltung der versicherten Sache ergreifen, sind nicht als Verzicht auf oder Akzept einer Aufgabe des versicherten Objektes zu werten. Das bedeutet, dass trotz dieser Aufwendungen noch ein Totalschaden an dem betroffenen Bauteil eintreten kann.

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stattet dem Versicherten dann die Kosten für den zusätzlichen Arbeitsaufwand, der erforderlich ist, um die versicherte Sache später auf die endgültige Position zu verbringen, soweit diese Kosten nicht durch die Schadenabwendungs- und Schadenminderungsklausel gedeckt sind. Die Haftung des Versicherers hierfür sollte berechnet werden wie für die Schadenabwendungs- und Schadenminderungskosten vorgesehen und nach oben durch eine Höchstentschädigungssumme begrenzt werden. 9.10.3.3 Beseitigung von Wracks, Wrackteilen und/ oder Offshore-Trümmern Auch wenn Teile unter der Wasseroberfläche nicht sichtbar sind, so können sie doch eine Gefahr für Schifffahrt, Fischerei oder die Umwelt darstellen und müssen beseitigt werden. Auf See ist dies in der Regel mit sehr hohen Kosten verbunden, für die der Versicherungsnehmer eine Deckung benötigt. Der Versicherer sollte im Rahmen der Police dem Versicherten die angemessenen Mehrkosten erstatten für die tatsächliche oder versuchte Hebung, Beseitigung oder Zerstörung von Wracks, Wrackteilen bzw. Trümmern der versicherten Sache sowie für die Bereitstellung und das Betreiben von Signalfeuern, Markierungen und akustischen Warnsignalen, die auf Wracks, Wrackteile und Trümmer hinweisen, sofern diese Kosten infolge eines entschädigungspflichtigen Schadens entstanden und aufgrund gesetzlicher oder behördlicher Bestimmungen erforderlich sind, oder sofern der Versicherte aufgrund eines schriftlichen Vertrages für diese Kosten haftet oder die Wracks, Wrackteile bzw. Trümmer die normale Betriebstätigkeit des Versicherten beeinträchtigen.

9.10.3.2 Zusätzlicher Arbeitsaufwand zur Neupositionierung eines Anlagenteiles

9.10.3.4 Standby-Kosten (Bereitstellungskosten)

Manchmal muss die versicherte Sache als direkte Folge eines entschädigungspflichtigen Verlustes oder Schadens falsch abgesetzt oder positioniert werden, ohne selbst beschädigt worden zu sein. Der Versicherer er-

Bei Seefahrzeugen fallen allein für die Anreise erhebliche Kosten an und ebenso werden für jeden Tag hohe Kosten berechnet. Diese Kosten fallen auch dann an, wenn das Fahrzeug nicht arbeiten kann, sondern z. B.

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wegen Schlechtwetter oder Eisgang im Hafen bleiben muss. Wenn dieses Schiff wegen der Reparatur eines entschädigungspflichtigen Schadens angefordert wurde, sollten auch diese Kosten im Rahmen der Police entschädigt werden. Allerdings sollte hierfür ebenfalls eine Höchstentschädigung vereinbart werden. Der Versicherer erstattet dabei dem Versicherten im Rahmen der vereinbarten Höchstentschädigung die angemessenen zusätzlichen Kosten für Standby-Zeiten von Schiffen und sonstigen Fahrzeugen und Geräten, die nach Eintritt eines entschädigungspflichtigen Verlustes oder Schadens aktiv an den Reparaturarbeiten beteiligt sind, sofern der Versicherte aufgrund schlechter Witterungsbedingungen einschließlich infolge von Stürmen oder Eisgang nicht an der beschädigten Sache bzw. in deren Umgebung arbeiten kann. 9.10.3.5 Offshore-Stornierungskosten Durch einen entschädigungspflichtigen Schaden kann der Fall eintreten, dass ein Seefahrzeug, das einen Auftrag im Rahmen der Errichtung des Offshore-Windparks erhalten hat, diesen nun nicht mehr ausführen kann. Dies kann zum Beispiel bei einem SchwerlastSchwimmkran der Fall sein, der eine Umspannplattform auf die Fundamente setzen sollte. Wenn nun diese Plattform in der Vormontage-Baustelle an Land z. B. durch einen Brand zerstört wird, kann der Schwimmkran seinen Auftrag nicht mehr ausführen. Für solche Fälle werden mit der Reederei üblicherweise Stornierungskosten vereinbart, die je nach Art des Seefahrzeuges und Anreiseweg eine erhebliche Höhe erreichen können. Die Versicherung sollte dem Versicherten im Rahmen der vereinbarten Höchstentschädigung die angemessenen Stornokosten für Schiffe bzw. Offshore-Baugeräte erstatten, die für das Projekt unter Vertrag genommen wurden (z. B. Schwerlasthebeschiffe, Kranschiffe, Schlepper, Lastkähne und Versorgungsschiffe). Ebenso sollten die zusätzlichen Kosten erstattet werden, die für die erneute Anmietung von Offshore-Versorgungsschiffen und Baugeräten zur späteren Fertigstellung des Projekts erstattet werden. Auch hierbei sollte

die Entschädigungssumme durch eine vereinbarte Höchst­entschädigung nach oben begrenzt werden. 9.10.3.6 Kosten der Schadensuche Auf See kann schon die Schadensuche erhebliche Kosten mit sich bringen, z. B. beim Einsatz von Tauchern. Auch diese Kosten sollten entschädigt werden, soweit sie durch einen entschädigungspflichtigen Schaden verursacht sind. Auch hier ist ein Höchstentschädigungslimit erforderlich. 9.10.3.7 Umweltgefährdung In den Getrieben der WEA können sich erhebliche Mengen Öl oder andere Betriebsstoffe befinden, ebenso wie in den Transformatoren in der Umspannplattform. Zum Schutz der Umwelt können die Behörden sehr aufwendige Schutzmaßnahmen verlangen. Wenn dies in Zusammenhang mit einem entschädigungspflichtigen Schaden geschieht, sollten auch diese Kosten im Rahmen der Schadenregulierung ersetzt werden, allerdings ebenfalls wieder durch ein Höchstentschädigungslimit nach oben begrenzt. Dies gilt natürlich nicht, wenn eine derartige behördliche Maßnahme darauf zurückzuführen ist, dass der für den Versicherten tätige Betreiber bei der Verhütung oder Minderung der Umweltgefährdung oder drohenden Umweltverschmutzung mangelnde Sorgfalt walten ließ. 9.10.3.8 Kosten des Weitertransports Bei größeren Entfernungen zwischen Vorfertigungsoder Lagerplatz und Offshore-Baustelle kann der Fall eintreten, dass Bauteile sich bereits auf dem Transport zur Baustelle befinden, wegen des Schadens dort aber nicht mehr aufgestellt, aber auch nicht mehr zur Ausgangspunkt der Reise zurückgebracht werden können. Dies kann zum Beispiel dann eintreten, wenn der Platz im Lager oder der Vorfertigung bereits durch die nächste Lieferung besetzt ist. Diese Bauteile müssen dann woanders abgesetzt werden als ursprünglich vorgesehen. Dies ist mit Zusatzkosten verbunden.

III Windkraftanlagen

Der Versicherer sollte dem Versicherten im Rahmen der vereinbarten Höchstentschädigung die angemessenen zusätzlichen Kosten für das Abladen und Lagern sowie den Weitertransport der versicherten Sache zum Bestimmungsort erstatten, falls infolge eines entschädigungspflichtigen Ereignisses der versicherte Transport in einem Hafen bzw. an einem Ort endet, der nicht dem Bestimmungsort der versicherten Sache gemäß dem Versicherungsvertrag entspricht.

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Der beauftragte Sachverständige •• begleitet das Projekt von Anfang an, •• prüft und genehmigt Arbeitsverfahren und deren Ausführung und erstellt gegebenenfalls Abnahmeprotokolle zum Projekt, •• prüft und beurteilt die Eignung der für das Projekt eingesetzten Schiffe bzw. Fahrzeuge und Geräte,

9.10.4 Sachverständiger (Warranty Surveyor) Transporte und Montagen auf See sind hochkomplexe Vorgänge, die von vielen Parametern abhängen, wie zum Beispiel von Wind und Seegang an der Baustelle oder von der technischen Auslegung von Schiffen und Kränen. Deshalb sind die Versicherer gut beraten wenn sie einen eigenen Sachverständigen zur Beaufsichtigung einschalten. Bei den klassischen Offshore-Projekten ist der Einsatz eines erfahrenen Sachverständigen (Warranty Surveyor) mittlerweile Standard. Der Versicherer entschädigt den Versicherten nur dann für Verluste oder Schäden, die beim Offshore-Transport oder bei Positionierungs- und Errichtungsarbeiten unter Einsatz von externen Hebegeräten eintreten, wenn der Versicherte die Empfehlungen des beauftragten Sachverständigen vollständig befolgt hat. In der klassischen Offshore-Industrie wird in der Regel nur ein kleiner Kreis von Sachver-ständigen von den Versicherern akzeptiert, der eine entsprechende Expertise vorweisen kann. Beim Bau von Offshore-Windparks ist zu erwarten, dass zukünftig noch viele neue Sachverständige ihre Dienste anbieten werden. Die Versicherer sollten aber in jedem Fall bei deren Auswahl größte Sorgfalt walten lassen:

•• beaufsichtigt und überprüft kritische Projektphasen vor Ort, •• gibt gegebenenfalls Empfehlungen, wie die Anforderungen zu erfüllen sind, •• erstellt einen Bericht, in dem er seine Tätigkeit, Erkenntnisse und Empfehlungen dokumentiert. Der beauftragte Sachverständige und ein ggf. beauftragter Schadengutachter dürfen nicht identisch sein. Vor dem Beginn der Arbeiten werden die Hauptprojektunterlagen durch den Sachverständigen geprüft. Zusätzlich ist die physische Anwesenheit des Sachverständigen zur Überprüfung der Arbeiten vor Ort erforderlich. Zu diesen Punkten der Tätigkeitsbeschreibung sind nach Abschluss der jeweiligen Arbeiten Abnahmeprotokolle zu erstellen. Bei der großen Anzahl von identischen Arbeiten in einem Offshore-Windpark wäre auch eine stichprobenartige Anwesenheit während des gesamten Projekts denkbar. Auf jedem Fall sollten aber die ersten Ausführungen identischer Errichtungsvorgänge durch den MWS vor Ort begleitet werden. Ein Beispiel für den Umfang der Tätigkeit des Sachverständigen ist unten aufgezeigt. Den genauen Umfang der Tätigkeit und etwaige Änderungen der Klausel vereinbaren der Versicherer, der beauftragte Sachverständige und der Versicherte rechtzeitig vor Beginn der Arbeiten. Bei wesentlichen Änderungen des Projekts ist der Tätigkeitsumfang des Sachverständigen zu überprüfen.

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III Windkraftanlagen

Die Versicherungsdeckung gilt unter dem Vorbehalt der Genehmigung bzw. Abnahme der definierten Arbeitsschritte durch den beauftragten Sachverständigen. Erteilt der beauftragte Sachverständige zu einem bestimmten Punkt keine Genehmigung bzw. Abnahme, so teilt er dem Versicherten seine Empfehlungen für das Erreichen der Genehmigung bzw. Abnahme mit. Darüber hinaus ist der führende Versicherer zu informieren. Der Versicherte ist verpflichtet, die erteilten Empfehlungen zu befolgen und dies dem Versicherer schriftlich zu bestätigen. Beispiele für den Umfang der Tätigkeit des Sachverständigen 9.10.5 Sonstige Bedingungen 9.10.5.1 Fundamente Die Standfestigkeit einer WEA hängt wesentlich von der Beschaffenheit des Untergrundes ab. Deshalb ist die genaue Kenntnis des Untergrundes für die Planung eines Windparks erforderlich. Aufgrund der Ausdehnung eines solchen Windparks sind solche Untersuchungen allerdings sehr teuer. Die beiden bisher größten Offshore-Windparks, Horns Rev und Nysted, haben eine Fläche von ca. 20 km2, die einzelnen WEA sind in einem Abstand von ca. 500 m zueinander aufgestellt. Deshalb sind der Genauigkeit der Bodenuntersuchungen finanzielle Grenzen gesetzt. Allerdings können auch abhängig von der Art des Untergrundes von einzelnen untersuchten Standorten Rückschlüsse auf die Eigenschaften von Nachbar-Standorten gezogen werden. Zur Vermeidung unangenehmer Überraschungen sollte der Versicherer die Plausibilität solcher Rückschlüsse kritisch untersuchen, und auch den Schadenfall genau definieren. Wenn z. B. mit Findlingen im Untergrund gerechnet werden muss, muss die Aufgabe eines Gründungspfahles und das Setzen eines neuen Pfahles an einem anderen Standort als vorhersehbar und damit Teil des Unternehmerrisikos betrachtet werden. Ein anderes Problem kann die Schiefstellung von

WEA infolge von Veränderungen im Untergrund darstellen, die durch den langjährigen Einfluss von Vibrationen oder Strömungen verursacht werden. Auch hier ist die Grenze zwischen Unternehmerrisiko und Versicherbarkeit klar zu definieren. 9.10.5.2 Gerichtetes horizontales Bohren Bei manchen Projekten kommt die Technik des horizontalen Bohrens zum Einsatz. Dies kann zum Beispiel der Fall sein, wenn ein Kabel einen Deich durchqueren muss, der nicht beschädigt werden darf. Diese Art der Bohrungen ist mit großen Risiken verbunden und deshalb sollten dafür auch besondere Bedingungen vereinbart werden: Von der Deckung ausgeschlossen werden sollten (Aufzählung unverbindlich, nicht abschließend): •• •• •• ••

Verfehlen des Zielpunktes der Bohrung. Abweichungen von der Solllinie. Verlust oder Veränderung der Bohrflüssigkeit. Beschädigung der Außenisolation des Kabels im Bereich der gerichteten horizontalen Bohrung. •• Bohrlochverlust während der Vorbohrung. Zusätzlich sollte ein Haftungslimit (abhängig von den Kosten des Bohrlochs) eingeführt werden sowie eine angemessene Selbstbeteiligung. Der Versicherungsschutz gemäß dieser (unverbindlichen) Hinweise sollte nur dann gewährt werden, wenn der beauftragte Sachverständige vor Beginn der Arbeiten die Arbeitsverfahren zum gerichteten horizontalen Bohren genehmigt hat (einschließlich Prüfung des Berichts über die Untergrundverhältnisse).

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Anhang 1 Offshore-Positionspapiere des Gesamtverbandes der Deutschen Ver­sicherungswirtschaft e.V. (GDV) 2012 ID-Nummer 6437280268-55

1. Stellungnahme vom 29.11.12 zum „2. BSH-Netzplan-Entwurf“ siehe http://www.gdv.de/2012/11/offshore-netzplanvorgaben-zur-risikominderung-reichen-nicht-aus/ 2. Stellungnahme „Offshore-Haftung“ vom 20.08.12 zum EnWG-Gesetzentwurf siehe http://www.gdv.de/2012/08/nicht-alles-ist-versicherbar/ 3. Stellungnahme vom 18.07.12 zum „1. BSH-Netzplan-Entwurf: siehe http://www.gdv.de/2012/07/sichere-stromnetzeauch-auf-dem-meer/ 4. Positionspapier „Offshore-Risikobewertung“ vom 16.05.12 siehe http://www.gdv.de/2012/05/versicherer-fordernstaerkung-der-netzstruktur-im-meer/

1

Zum 2. überarbeiteten Entwurf des „Offshore-Netzplan Nordsee“, veröffentlicht vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) am 01.10.2012

Zusammenfassung Die deutschen Versicherer begrüßen die Absicht von Politik und Verwaltung, mit dem „Offshore-Netzplan Nordsee“ (ONPN) Planungs- und Investitionssicherheit im Zuge der Energiewende herzustellen. Der überarbeitete 2. ONPN-Entwurf bedarf jedoch inhaltlicher Änderungen.

Die deutschen Versicherer haben bereits mehrfach unmissverständlich betont, dass die privatwirtschaftlich verfügbaren Erst- und Rückversicherungskapazitäten unter den aktuellen BSH-Vorgaben mittelfristig möglicherweise eingeschränkt, „aufgebraucht“ bzw. nicht mehr zu ökonomisch sinnvollen Prämien angeboten werden könnten. Der ONPN-Entwurf enthält nach wie vor keine Regelung, die wachsende Risikoballung auf See (sog. Kumule) besser beherrschbar zu machen. Stattdessen orientiert er sich in weiten Teilen an planerischen und technischen Mindestanforderungen. Damit verfehlt er aus Sicht der Versicherungswirtschaft das vom Gesetzgeber gesetzte Ziel einer vorausschauenden Netzplanung. Eine einseitige Konzentration auf Mindestanforderungen birgt mangels risikomindernder Faktoren ­– die Gefahr hoher Schadenpotenziale. Hohe Schadenpotenziale können dazu führen, dass die mittelfristig verfügbaren Versicherungskapazitäten nicht ausreichen könnten, die geplanten Risiken in Deckung zu nehmen. Damit wäre die weitere Realisierbarkeit der OffshoreAusbauziele Deutschlands in Frage gestellt. 1.1

Risikotragfähigkeit der Versicherungswirtschaft

Politik und Wirtschaft haben zu Recht hohe Erwartungen an die Risikotragfähigkeit der Versicherungswirtschaft. Deshalb hat der GDV bereits mehrfach Vorschläge und Argumente für ein besseres Offshore-Risikomanagement sowie zur nachhaltigen Sicherstellung der Versicherbarkeit vorgelegt. Zuletzt nahmen Branchenvertreter an dem durch die Stiftung OffshoreWindenergie am 13.11.2012 in Hamburg initiierten „Seekabel-Workshop“ teil. Dort hat ein externer tech-

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nischer Fachgutachter die kritische Offshore-Risikobewertung der deutschen Versicherer bestätigt und gestärkt. Der Workshop hat allerdings auch offenbart, dass bei Dritten weiterhin falsche Vorstellungen bezüglich Haftung und Deckungsmöglichkeiten für Offshore-Schadenereignisse bestehen. Grundsätzlich gilt: Unmittelbar vorhersehbare Schäden sind nicht versicherbar. Sie sind ausgeschlossen, selbst wenn nach ingenieurtechnischer oder seemännischer Kunst vermeintlich „alles richtig gemacht wird“. Die Haftung für „systemimmanente“ Gefahren gehört – kurz gesagt – zum einfachen unternehmerischen Risiko. Korrosions- oder Verschleißschäden an in Seewasser stehenden Anlagen werden daher beispielsweise regelmäßig ausgeschlossen. Ferner sind Versicherer an strenge aufsichtsrechtliche Vorgaben gebunden. Danach müssen sie den wahrscheinlichen Höchstschaden mit einer Wiederkehrwahrscheinlichkeit von mindestens 200 Jahren zur Grundlage ihrer Kalkulation machen. Grund: Versicherungsunternehmen müssen auch in diesem Fall in der Lage bleiben, den versicherten Schaden begleichen zu können - es darf nicht zu einer Insolvenz kommen. Allein schon aufsichtsrechtlich ist es also nicht relevant, ob Dritte unter Berücksichtigung technischer Aspekte den wahrscheinlichen Höchstschaden der Versicherer für unwahrscheinlich halten. Darum sind auch Hinweise, die Forderungen der Versicherer seien lediglich von abstrakten „Bedenken“ getragen, haltlos. Für den Eintritt des wahrscheinlichen Höchstschadens verlangt das Aufsichtsrecht vom Versicherer, ausreichend Eigenkapital vorzuhalten. Daneben kann er auch Rückversicherungsschutz einkaufen. Eigenkapital und (Rück)-Versicherungskapazitäten für Offshore-Risiken stehen jedoch selbst international nicht unbegrenzt zur Verfügung. Sind die Kapazitäten erschöpft, können Versicherer keinen weiteren Versicherungsschutz mehr anbieten. Risikominimierende technische Faktoren reduzieren den wahrscheinlichen Höchstschaden. Dadurch stehen dann die vorhandenen Versicherungskapazitäten u. a. für weitere Risiken zur Verfügung.

Da Versicherungskapazitäten nicht zuletzt von den Schadenpotenzialen abhängen, birgt eine einseitige Konzentration des OPNP auf Mindestanforderungen die Gefahr, dass unnötig hohe Schadenpotenziale verbleiben. Mittelfristig könnten die verfügbaren Versicherungskapazitäten dann nicht ausreichen, um die geplanten Risiken in Deckung zu nehmen. Es liegt in der Verantwortung des BSH, risikominimierenden Faktoren in die Netzplanung aufzunehmen, damit diese am Ende in den Netzplänen der Übertragungsnetzbetreiber Berücksichtigung finden. 1.2

Versorgungssicherheit als Planungsgrundsatz

Die Versicherungswirtschaft vermisst im Netzplanentwurf eine deutlichere Festlegung der Versorgungssicherheit als maßgebliches staatliches Planungsziel – etwa in Anlehnung an § 17 Energiewirtschaftsgesetz. Stattdessen beschränkt sich der ONPN-Entwurf auf die Berücksichtigung der für Schifffahrt, Umweltschutz und Bautechnik relevanten Aspekte. Dies allein ist nicht ausreichend. Versorgungssicherheit kann nur hergestellt werden, wenn für Offshore-Netz und -Anlagen ein risikoadäquates Mindestschutzniveau und vorausschauende Vorgaben zum Risikomanagement rechtlich bindend festgeschrieben werden. Soweit dies formell nicht im ONPN, sondern in parallel laufenden Gesetzgebungsvorhaben zu regeln ist, sollten trotzdem die entscheidenden planerischen Eckpfeiler möglichst im ONPN vordefiniert werden. Ziel eines adäquaten und nachhaltigen Risikomanagements sollte die maßgebliche Minderung der potenziellen Ausfallgefahren für die Offshore-Energieversorgung (Betriebsunterbrechung) sein. Hierzu gehört es z. B., Ersatzteile für alle kritischen technischen Elemente vorzuhalten, entsprechende Reparaturkapazitäten und Spezialschiffe. Nur so entsteht ein schlüssiges Sicherheitskonzept für die gesamte Stromversorgung vom Meer. Andernfalls steigt für Deutschland die Gefahr eines großflächigeren Blackouts.

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1.3

Abstände der Umspann- und Netzanschlusstechnik auf See

Die Versicherungswirtschaft begrüßt ausdrücklich die bereits in Ansätzen erkennbare Abkehr des BSH von den sog. Mehrfachsteckdosen auf See. Die Branche sieht jedoch unverändert dringenden Handlungsbedarf bei den Regelungsvorgaben für Mutter-TochterKonzepte. Die Netzbetreiber haben aus Gründen der Vereinfachung das Konzept der „Doppelsteckdose“ mit einer 30 bis 50-Meter-Brückenverbindung zwischen beiden Konverterplattformen entwickelt. Diese „Doppelsteckdose“ stellt jedoch versicherungstechnisch eine Einheit dar, die von Totalausfall durch die gleiche Gefahr bedroht sein kann (z. B. Schiffsanprall, Riesenwellen, Extremsturmereignis, Feuer/Explosion, Sabotage/Terrorakt). Außerdem sind die Konverterstandorte bisher am Rande der Cluster geplant, wo sie gegenüber den Risiken aus Schiffsanprall besonders exponiert ausgesetzt sind. Um die extreme Werte- und Risikokonzentration von „Doppelsteckdosen“ aus Versicherersicht zu verdeutlichen, wird beispielhaft folgende (vereinfachte) Kumulbetrachtung angenommen: Bei doppelter AC/DC-Konverterplattform von je 800-900 MW kann bei einem technischen Totalschaden (bis zu 1 Milliarde Euro) und einem Betriebsunterbrechungsschaden von etwa 2,7 Milliarden Euro aus 2 Jahren Haftzeit (für eine Neuanschaffung) ein Gesamtschaden von bis zu 4 Milliarden Euro entstehen. Eine signifikante Erhöhung des Abstandes der Konverterplattformen halbiert jedoch auf einen Schlag nicht nur das Totalausfallrisiko für den Betreiber. Gleichzeitig reduziert sich dadurch der vom Versicherer zu kalkulierende Höchstschaden entscheidend. Allein die Übertragung dieses einen Beispiels auf die erhebliche Anzahl noch zu errichtender Konverterplattformen verdeutlicht die Dimension der Wertekonzentration der Offshore-Standorte. Zugleich zeigt es, welch einfache und doch höchst wirksame Lösung der Risikominderung besteht: räumliche Trennung. Diese Überlegungen sollten verantwortungsvoll in Regelvorgaben für die Pläne der Netzbetreiber überführt werden.

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Als zusätzliches Argument für eine deutliche räumliche Trennung der Konverterplattformen spricht der spürbare Platz- und Sicherheitsgewinn bei dem für Errichtung und Wartung technisch notwendigen sog. Aktivradius. Der Netzplanentwurf legt für jede andere Offshore-Struktur ohnehin einen Aktivradius von 500 Metern fest. Die gleichen Anforderungen sollten auch für Konverterplattformen gelten. GDV-Vorschläge: Aufgabe des Doppelsteckdosen-Konzepts; Abstands­ trennung zwischen zwei Konverterplattformen wie vom BSH generell zwischen allen anderen OffshoreStrukturen vorgesehen von mindestens 500 Metern, bei unmittelbar angrenzenden Verkehrstrennungsgebieten i.d.R. jedoch 1000 Meter. Die vom Netzplan vorzusehende Sicherheitsabstandszone zum regulären Schiffsverkehr sollte für Konverterplattformen wenigstens 1000 Meter betragen. Soweit möglich, sollte für noch nicht endgültig bestätigte Konverterstandorte deren Umverlegung vom Clusterrand in den Innenbereich geprüft werden, um das Schiffsanprallrisiko weiter zu mindern. 1.4

Mindestabstände und Verlegetiefen der Seekabel

Im 2. ONPN-Entwurf sind im Vergleich zur ersten Fassung unverändert zu geringe Seekabel-Verlegeabstände von im Minimum 150 Metern und Verlegetiefen außerhalb der Verkehrstrennungsgebiete von nur 1,5 Metern aufgeführt. Die daraus resultierende ex­ treme Kumulgefahr bleibt leider unberücksichtigt. Das Fehlen weiterer zusätzlicher An-Land-Offshore-Kabel­ trassen führt zu einer Flaschenhalssituation, die bei Totalausfall die Energieversorgungssicherheit Deutschlands gefährdet.

122

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Wie zuvor schon zu den Konverterplattformen festgestellt, erschließt sich den deutschen Versicherern beim BSH-Planungsansatz zu Seekabeln nicht, warum gerade an den sensibelsten Punkten der zukünftigen Energieversorgung die niedrigsten technischen Mindestanforderungen gelten sollen. Der „Seekabel-Workshop“ am 13.11.2012 hat diesbezüglich leider hinsichtlich Verlegeabstände und –tiefen keine Fortschritte gebracht. Im Gegenteil: Er hat nur bestätigt, dass eine rein akademische Anker-Diskussion mangels Referenzen für das Design der Ankerkörper und für die Seebodenverhältnisse nicht zielführend sein kann. Ein auch von der Versicherungswirtschaft mitgetragener Lösungsansatz könnte hier in flexibleren, an den örtlichen Bodengegebenheiten ausgerichteten ONPNVorgaben bestehen. Konkreter können diese ohnehin erst im einzelnen Genehmigungsverfahren spezifiziert werden. Dafür ist es aber erforderlich, die maßgeblichen Auslegungsparameter (Parametrisierung) parallel zur mindesterforderlichen Verlegtiefe im BSH-Netzplan mit aufzunehmen. Nur so sind am Ende höhere Seekabelsicherheiten realisierbar. Auf dieser Basis sollten wissenschaftliche und ingenieurtechnische Untersuchungen gezielt weiter vorangetrieben werden, um für alle Beteiligten tragbare Lösungen zu finden. Ein pragmatischerer Ansatz entbindet das BSH natürlich nicht von der Verantwortung, den potenziellen Seekabelrisiken mit einem ausreichenden Risikozuschlag zu begegnen. Insoweit wiederholen die Versicherer noch einmal ihre Verlegeanforderungen aus der GDV-Stellungnahme zum 1. Netzplanentwurf. Auch hier ist der wahrscheinliche Höchstschaden in einer Wiederkehrperiode von 200 Jahren die aufsichtsrechtliche gebotene Anforderung an das Risiko. Daran haben sich die Versicherer zu orientieren.

GDV-Vorschläge: Seekabel-Mindestabstände innerhalb der Parks nie unter 200 Metern, ansonsten i.d.R. 500 Meter; Verlegetiefe 2 Meter außerhalb der Verkehrstrennungsgebiete und innerhalb i.d.R. 4 Meter; Regelabweichungen hier nur nach Einzelfalluntersuchung der konkreten Bodenverhältnisse im gesamten Verlauf der Kabeltrasse; Vorschrift zur regelmäßigen Lage- und Abdeckungskontrolle aller Seekabel (z. B. auch Online-Überwachung). 1.5

Weitere planerische Vorgaben zur Risikominderung

Der ONPN-Entwurf enthält erste Hinweise auf risikominimierende Maßnahmen zum Aufbau von Redundanzen im Gesamtnetz („Vermaschung“). Eine weitere Konkretisierung aus raumordnungstechnischer Sicht ist aber notwendig. Sonst fehlt es am Handlungsdruck für die nachfolgenden Planungsschritte der Übertragungsnetzbetreiber. Sie könnten sonst von der Errichtung von Quer- und Ersatzverbindungen absehen bzw. deren Errichtung keine hinreichende Priorität einräumen. Das BSH sollte daher auch zeitliche Vorgaben zur stärkeren Vermaschung der einzelnen Offshorewindparks untereinander und zu Offshore-Netzen der Nachbarstaaten in seinen „Offshore-Netzplan Nordsee“ aufnehmen. Berlin, 29.11.2012

2

Zum Entwurf des Dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftlicher Vorschriften vom 15.08.2012

Zusammenfassung Die deutschen Versicherungsunternehmen begrüßen die von der Bundesregierung eingeleitete Wende zur nachhaltigen Energieerzeugung und tragen als privatwirtschaftliche Risikoträger und potenzielle Kapitalanleger zur Investitions- und Versorgungssicherheit in Deutschland bei.

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Der vorgelegte Referentenentwurf soll nun dazu beitragen, die besonderen Herausforderungen der Offshore-Windenergieerzeugung für die beteiligte Wirtschaft überschaubarer zu machen. Unternehmerische Risiken sollen, soweit dies möglich ist, im Wege des Risikotransfers auf die Versicherungswirtschaft übertragen werden. Hierfür stehen die Versicherungsunternehmen mit individuellen Versicherungslösungen und Beratung zu Schadenvorsorge und Risikomanagement selbstverständlich zur Verfügung. Unerlässliche Voraussetzung dafür ist jedoch, dass diese unternehmerischen Risiken versicherbar sind. § 17e Absatz 5 EnWG-E Gemäß § 17e Absatz 5 EnWG-E sollen Betreiber von Übertragungsnetzen Versicherungen zur Deckung von Vermögens- und Sachschäden, die beim Betreiber von Offshore-Anlagen aufgrund einer verzögerten oder gestörten Anbindung der Offshore-Anlage an das Übertragungsnetz des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber entstehen, abschließen. 2.1

123

Vertragliche Erfüllungsansprüche haben dagegen mit einem Schadenersatzanspruch nichts zu tun. Sie sind keine Ansprüche aufgrund gesetzlicher Haftpflichtbestimmungen privatrechtlichen Inhalts und fallen daher nicht in den Deckungsbereich einer Haftpflichtversicherung (vgl. MüKo, VVG § 100 Rdn. 19 mit weiteren Nachweisen). Dies gilt auch, wenn es sich um Ansprüche auf Schadenersatz statt Leistung (§ 17 e Absatz 1 und 2 EWG-E) und Ansprüche auf Ersatz von Vermögensschäden wegen Verzögerung der Leistung handelt (vgl. BGH Z 23, 349, 35; BGH NJW 1963, 805f.). Vertragliche Erfüllungsansprüche fallen ausschließlich in die Sphäre der Vertragspartner und entziehen sich damit der Haftpflichtversicherung. 2.2

Sachversicherung

Eine Sachversicherung – mit den Zweigen „Sach-“ und „Technische Versicherungen“ – tritt bei einem Sachsubstanzschaden (z. B. Feuer, Sturm oder Maschinenbruch) ein bzw. sichert die durch einen Sachsubstanzschaden verursachte Betriebsunterbrechung ab.

Haftpflichtversicherung

Eine Haftpflichtversicherung gewährt Versicherungsschutz für den Fall, dass der Versicherungsnehmer wegen eines während der Wirksamkeit der Versicherung eingetretenen Schadenereignisses (Versicherungsfall), das einen Personen-, Sach- oder sich daraus ergebenden Vermögensschaden zur Folge hat, aufgrund gesetzlicher Haftpflichtbestimmungen privatrechtlichen Inhalts von einem Dritten auf Schadenersatz in Anspruch genommen wird. Unter den Begriff der gesetzlichen Haftpflichtbestimmungen fallen solche Rechtsnormen, die unabhängig vom Willen der Beteiligten an die Verwirklichung eines Schadenereignisses Rechtsfolgen knüpfen (vgl. Prölls/ Martin, VVG (27. Aufl.) § 1 AHB Rdn. 3 ff.; Späte AHB § 1 Rdn. 125; Littbarski, AHB § 1 Rdn. 34 mit weiteren Nachweisen).

Daraus ergibt sich, dass bei sachschadenunabhängigen Störungen und Verzögerungen der Netzanbindung von Offshore-Windparks, gleich aus welchem Grund und unabhängig davon, ob der Netzbetreiber sie zu vertreten hat oder nicht, grundsätzlich keine Deckungsmöglichkeit für die vom Gesetzgeber gemäß § 17e Absatz 5 EnWG-E beabsichtigte privatwirtschaftliche Risikotragung besteht. 2.3

Ergebnis

Über eine Haftpflichtversicherung sind die geplanten Entschädigungsleistungen nach § 17e Absatz 1 und 2 EnWG-E nicht versicherbar. Dieser Grundsatz gilt auch für die Zweige der Sachversicherung: Sachschadenunabhängige Störungen und Verzögerungen können hierüber nicht abgedeckt werden. Sachschäden, sofern die Schadenersatzleistung aufgrund gesetzlicher Haftpflichtbestimmungen privatrechtlichen Inhalts erfolgt, sind dagegen über eine Haftpflicht-Versicherung grundsätzlich versicherbar (§ 17e Absatz 3 EnWG-E).

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§ 17a EnWG-E § 17a EnWG-E beschreibt die Aufgaben des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) in Bezug auf die Ausarbeitung des Offshore-Netzplans.

3

Im Bereich der Sachversicherung begrüßen die Versicherer den in § 17a Absatz 1 Nr. 7 EnWG-E enthaltenen Ansatz zu standardisierten Technikvorgaben. Auch wenn bei standardisierten Komponenten das Risiko eines Serienschadens steigt, können diese jedoch helfen, künftige Schaden-Ausfallzeiten zu verkürzen. Hintergrund: Proprietäre Lösungen haben regelmäßig zur Folge, dass Komponenten im Schadenfall aufwändig hergestellt und auf ihre Einsatzfähigkeit hin überprüft werden müssen („Einzelfallanfertigung“). Dadurch verzögert sich die Wiederinbetriebnahme betroffener Anlagen erheblich. Standardisierte Teile hingegen sind durch ihre vielfache Verwendung hingegen marktgängig und häufig ad hoc als lagerndes Teil zu beschaffen.

Zusammenfassung

Zu den weiteren Ziffern des § 17a Absatz 1 EnWG-E verweisen die deutschen Versicherer auf das dem BMWi und BMU vorliegende Positionspapier „Offshore-Risikobeurteilung“ vom 16. Mai 2012 sowie auf die Übersicht der technischen Anforderungen, die dem BSH am 18. Juli 2012 übermittelt und in einer ersten Anhörung bereits erläutert wurden. Danach setzt eine nachhaltige Risikoübernahme voraus, dass die Netzanschlussund Umspanntechnik im Meer singularisiert bzw. ausreichend räumlich getrennt wird, die Seekabeltrassen verbreitert werden und die Kabelverlegung in größeren Abständen bzw. Tiefen erfolgt, als bisher vorgesehen. Berlin, den 20.08.2012

Zum Entwurf des „Offshore-Netzplan Nordsee“, vorgelegt vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie am 26.06.2012

Die GDV-Mitgliedsunternehmen begrüßen die Aufstellung eines langfristig verbindlichen Offshore-Netzplans und die Möglichkeit der Beteiligung an der Erarbeitung der Regelvorgaben und Planungsgrundsätze. Der GDV verweist auf sein am 16.05.2012 veröffentlichtes und an die Bundesminister für Wirtschaft und Technologie bzw. für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit übermitteltes Positionspapier „Risikobeurteilung der deutschen Versicherer zum Ausbau der Windenergieerzeugung auf See“. Es zielt ab auf die Entschärfung der mit dem Offshore-Ausbau verbundenen Engpass-Situationen und die Minderung der versicherungstechnischen Kumul-Risiken, um die privatwirtschaftliche Versicherbarkeit auch weiterhin gewährleisten zu können. Der bisherige Netzplan-Entwurf berücksichtigt die diesbezüglichen Forderungen der deutschen Versicherer nicht ausreichend. Eine nachhaltige Risikoübernahme bleibt zukünftig nur möglich bei Singularisierung bzw. ausreichender räumliche Trennung der Netzanschluss- und Umspanntechnik, bei Verbreiterung der Seekabeltrassen und Kabelverlegung in größeren Abständen bzw. Tiefen als derzeit vorgesehen. Zu ausgewählten Aspekten des Netzplan-Entwurfs im Einzelnen 3.1

Einleitung

Die Kartendarstellungen im Entwurf des OffshoreNetzplans machen die räumlichen Bündelungen der Kabeltrassen und Konverterplattformen deutlich und bestätigen damit indirekt auch die besonderen Engpasssituationen, die die Versicherer in ihrem Positionspapier herausgearbeitet haben. Inwieweit diese Risiko-

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Ballungen beispielsweise durch größere Abstände oder tiefere Verlegung tatsächlich effektiv minimiert werden können, sollte vom BSH fachlich bewertet werden. Die am Ende der nachfolgenden beiden Abschnitte von Versichererseite vorgeschlagenen Zahlenangaben sind als Grundlage der gemeinsamen Diskussion mit dem BSH gedacht. Das betrifft auch die übrigen Vorschläge und Argumente zur Entzerrung und Stärkung der Netzstruktur im Meer aus dem GDV-Positionspapier vom 16.05.2012, auch wenn sie in dieser Stellungnahme nicht noch einmal vollständig wiedergegeben sind. 3.2

Abstände der Umspann- und Netzanschlusstechnik im Meer

Hier sehen unsere Mitgliedsunternehmen besonders dringlichen Handlungsbedarf seitens der Planungsvorgabe. Die u. E. bisher generell zu geringe Abstandsplanung bzw. das erwogene Mutter-Tochter-Konzept mit einer 50-Meter-Brückenverbindung könnte zwar ggf. brandschutztechnischen Erwägungen insbesondere in Bezug auf Personenschutz entgegenkommen. Trotzdem wären die Plattformen versicherungstechnisch wie ein einziges Risiko zu bewerten. Diese Risikoballung durch „Doppelsteckdosen“ oder gar dreifach direkt nebeneinander geplanten Plattformen wird grundsätzlich abgelehnt. Die Vorteile der vereinfachten Erreichbarkeit und gegenseitigen Ersetzbarkeit bzw. Aufgabenübertragung untereinander bei Havarien, wiegen nicht die Nachteile auf. Diese resultieren u. a. aus gleichzeitiger Gefährdung durch Anprall eines manövrierunfähigen Schiffes, durch eine Ankerung, durch Naturgefahren. Als Annäherungswert an einen die extreme Wertekonzentration berücksichtigenden Mindestabstand zwischen Konverterplattformen könnte eine doppelte maximale Schiffslänge dienen. GDV-Vorschlag zur Diskussion: Abstandstrennung 1000 Meter

3.3

125

Mindestabstände und Verlegetiefen der Seekabel

Nach Informationen unserer Mitgliedsunternehmen gab es bereits Fälle, in denen mehrere Kabel durch eine einzige Ankerung beschädigt wurden. Deshalb sind größere als die bisher im Netzplanentwurf genannten Verlegeabstände von im Minimum 150 Metern erforderlich. Auch die im Netzplan-Entwurf vorgesehene Verlegetiefe außerhalb der Verkehrstrennungsgebiete von nur 1,5 Metern ist unakzeptabel. Gerade in der Nordsee mit Tidenhub und entsprechender Strömungsdynamik ist die Gefahr von Freispülungen sehr groß. Im Netzplan ist nicht ersichtlich, mit welchen Präventionsmaßnahmen dies nachhaltig verhindert werden soll. Zur Diskussion wird eine Regelung weitergegeben, die nach Informationen unserer Mitgliedsunternehmen in den USA bei ähnlichen Strömungsverhältnissen üblich sei. Dort gelte eine Verlegetiefe von 15 feet (~4,50 Meter) für „crucial areas“, d. h. Schifffahrtslinien oder ausgewiesene Kreuzungspunkte. Die vermeintlichen Vorteile eines vereinfachten Auffindens von durchtrennten Kabelenden und einer kostengünstigeren Kabelreparatur bei flacherer Verlegung wiegen nicht die Nachteile für die Aufrechterhaltung der Stromabführung auf, die sich aus freigespülten Kabeln bzw. aus zu gering abgedeckten Kabeln bei Beschädigungen aus Notankerungen ergeben können. Besondere Risiken ergeben sich beim Auffächern der Leitungstrassen in den Flachwasserbereichen. Darum sind zusätzliche Vorsorgemaßnahmen (Verkehrssperrgebiete, Ankerverbotszonen, tiefere Einspülung bzw. zusätzliche Abdeck-Protektion durch Matten oder Gestein) planerisch vorzuschreiben. Außerdem sollte eine regelmäßige Kontrolle der tatsächlichen Lage bzw. Bedeckung der Kabel ( je nach örtlicher Gegebenheit), mindestens aber auf jährlicher Basis, im Offshore-Netzplan festgeschrieben werden. GDV-Vorschlag zur Diskussion: Mindestabstände nie unter 200 Metern (nicht erst „nach jedem dritten System“), ansonsten i. d. R. 500 Meter; Verlegetiefe 2 Meter außerhalb und 4 Meter innerhalb der Verkehrstrennungsgebiete; regelmäßige Lage- und Abdeckungskontrolle.

126

3.4

III Windkraft - Anhang 1

Überschneidungen von Verkehrsströmen und Offshore-Clustern

Aus der im Anhang beigefügten Karte ist eine Gefährdung von Offshorewindparks durch Schiffsanprall ableitbar. Die sich ergebenden Fragestellungen sind aber ggf. außerhalb des Netzplans zu regeln. Konkret geht es den Versicherern um Vorgaben im Falle von Schiffshavarien, um Schäden zu verhindern. Dazu gehört, z. B. genügend Personal- und Schlepperkapazitäten verpflichtend vorzuhalten, um manövrierunfähige Schiffe aus den Offshore-Feldern zu bergen. 3.5

Weitere planerische Vorgaben zur Risiko­ minderung

Unsere Mitgliedsunternehmen erwarten vom Offshore-Netzplan zusätzliche risikominimierende Maßnahmen zum Aufbau von Redundanzen im Gesamtnetz, wie z. B. Vorgaben zur stärkeren Vermaschung der einzelnen Offshorewindparks untereinander und zu Offshore-Netzen der Nachbarstaaten, technischer Vorbereitungen für überregionale Ringleitungen und zur Nutzung ausländischer Energiespeicherressourcen. Berlin, 18.07.2012

4

Risikobeurteilung der deutschen Versicherer zum Ausbau der Windenergieerzeugung auf See

dadurch ins Stocken geraten und damit letztendlich die nationale Stromversorgungssicherheit gefährden. Extreme Stürme können in auf wenige Flächen konzentrierten Parks zu erheblichen Kumulschäden führen. Gleiches gilt für zu eng nebeneinander geplante Konverter-plattformen sowie die zu wenigen, zu schmal gebündelten bzw. nicht tief genug liegenden Kabel­ trassen. Künftige Planungen müssen die Risiken großflächiger verteilen. Forderungen zur Risikominderung aus Sicht der Ver­ sicherer: •• Singularisierung bzw. Abstandstrennung der Netzanschlusstechnik, Umplanung zu eng stehender Konverterplattformen; •• Verbreiterung der Seekabeltrassen, Kabelverlegung in größeren Abständen bzw. Tiefen; •• Entzerrung und Stärkung der Netzstruktur im Meer durch Schaffung teilredundanter Lösungen, u.a. Realisierung von Vermaschungen, Anbindungen an Netze der Nachbarländer, zusätzliche neue Anlandungstrassen zur Küste; •• Vorgaben zur Qualitätssicherung und Standardisierung (u.a. Brandschutz) für Planung, Errichtung und Betrieb von Offshore-Windparks und -Netzen; Beseitigung von Regelungslücken zur Haftungsabgrenzung bei Netz- und Einspeiseausfall;

Zusammenfassung Die deutsche Versicherungswirtschaft unterstützt die von der Bundesregierung eingeleitete Energiewende. Den Offshore-Ausbau begleitet sie mit individuellen Versicherungslösungen und Beratung zu Schadenvorsorge und Risikomanagement. Damit leistet die Branche ihren Beitrag, um die Klimaschutz-, Nachhaltigkeits- und Versorgungssicherheitsziele Deutschlands erfüllbar zu machen. Mit dem Offshore-Ausbau sind jedoch nicht unerhebliche Risiken verbunden, deren Transfer die deutschen Versicherer vor große Herausforderungen stellt. Schon mittelfristig können Kapazitätsgrenzen der Risikotragbarkeit entstehen, Projekte

•• Regelungen für Havariefälle und Reservehaltung von Ersatzkabeln, Ersatzteilen, Reparaturkapazitäten und Spezialschiffen; •• Genehmigung für EXTREMUS-Terrorversicherung in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ). Durch die Krise an den Finanzmärkten sind zahlreiche Pläne und Vorhaben für den Ausbau der Windenergieerzeugung auf See ins Stocken geraten. Zudem sind in Bezug auf die konkrete Netzanbindung der Parks noch viele Fragen offen. In der aktuellen Diskussion darf da-

III Windkraft - Anhang 1

bei der Aspekt des Risikotransfers nicht aus dem Fokus geraten: Alle Offshore-Anlagen müssen sowohl in der Planungs- und Errichtungsphase als auch im laufenden Betrieb über einen hinreichenden Versicherungsschutz verfügen – andernfalls werden in diese Technologie keine Investitionen erfolgen. Die weltweiten Kapazitäten zur Versicherung volatiler Großrisiken wie Offshore-Windenergieanlagen sind jedoch begrenzt. Zur Bewältigung dieser Herausforderung (Ziffer I.-III.) sind Maßnahmen zur Risikominimierung (Ziffer IV.) erforderlich. 4.1

Sprunghaft anwachsende Werte- und Risikokonzentration auf See

Bis 2020 sollen Offshore-Windparks vor den deutschen Küsten mit mindestens 10 Gigawatt in Betrieb gehen, bis 2030 sogar mit 25 Gigawatt. Das wird nach Schätzungen verschiedener Quellen ein Investitionsvolumen von 75 bis 100 Milliarden Euro erfordern. Ende 2011 hatte das zuständige Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie bereits 27 Projekte genehmigt. Hinzu kommen noch 6 Netzanbindungen mit den dazugehörigen Konverterplattformen im Meer. Bekanntlich hat der Rückstau in Planungs- und Genehmigungsverfahren zu Verzögerungen in der Offshore-Umsetzung geführt. Wenn diese jetzt abgebaut werden können und eine langfristig gesicherte Netzentwicklungsplanung die notwendigen Investorenentscheidungen ermöglicht, dürfte das Ausbautempo auf See sprunghaft ansteigen. Die Realisierung der für Nordund Ostsee mit ca. 8 Gigawatt schon genehmigten Offshore-Projekte entspräche ca. 30 Milliarden Euro Investitionsvolumen. 4.2

127

Marsh durchgeführte Marktuntersuchung1 zu den bis 2015 konkret erwarteten Windparkprojekten in Nordund Ostsee zeigt zunächst auf, dass sich parallel zum Offshore-Errichtermarkt auch die dafür international verfügbaren Deckungsangebote der Versicherer kontinuierlich aufbauen. Aber schon bei mittelfristiger Betrachtung werden sich die Offshore-Risiken in der Betriebsphase insbesondere für die Netz- und Windparkbetreiber zu sehr hohen Haftungs- und Risikoexponierungen aufaddieren, und die Grenze der privatwirtschaftlich tragbaren Verantwortung könnte erreicht werden. Diese Entwicklung hat folgenden Hintergrund: Risikoübertragung auf Versicherungen basiert auf gesetzlich flankierten und von den Aufsichtsbehörden nachgehaltenen versicherungstechnischen und mathematischstatistischen Grundprinzipien. Wenn definierte Risiken im Rahmen des Offshore-Risikomanagements von Versicherungsunternehmen übernommen werden, dann muss dieser Risikotransfer den aufsichtsrechtlichen Regeln entsprechen. Ein unlimitierter Risikotransfer, wie er von der Kapitalgeberseite nicht selten gefordert wird, ist schon gesetzlich nicht darstellbar. Deckungsund Rückdeckungskapazitäten können immer nur risikoadäquat und im Rahmen der aufsichtsrechtlichen Vorschriften limitiert zur Verfügung stehen. Dies wird umso mehr deutlich, wenn man die ab 2013 geltenden neuen Eigenkapitalvorschriften für die Versicherungswirtschaft betrachtet: Danach sind die in Planung befindlichen Offshore-Risiken voraussichtlich mit einer Eigenmittelunterlegung von 49% anzusetzen (volatile Großrisiken, „other equity“).

Grenzen privatwirtschaftlicher Risikotragung

Mit jedem neuen Offshore-Windpark erhöht sich die Werte- und Risikokonzentration auf See jeweils in Milliardenschritten. Das stellt Investoren und Kreditgeber, Hersteller, Errichter und Betreiber wie auch deren Risikopartner vor zunehmende Herausforderungen an technische Leistungskraft und Kapitalstärke. Eine Anfang 2012 vom Industrieversicherungs­makler

1

Die Untersuchung erfolgte im Auftrag der AG „Beschleunigung“ innerhalb des Offshore-Netzwerkes, bestehend u.a. aus Vertretern von Bundesministerien und -behörden, Offshore-Stiftung, Herstellern, Betreibern, Banken, Versicherungen, Verbänden. Die abschließende Stellungnahme der Unterarbeitsgruppe „Haftung, Risiken und Versicherung“, geleitet durch die Marsh GmbH, wurde am 12.04.2012 den Bundesministern Dr. Rösler und Dr. Röttgen übergeben.

128

4.3

III Windkraft - Anhang 1

Besonderheiten der deutschen Offshore-Planung / Kumulproblematik

Die Offshore-Projekte in Deutschland bergen durch ihre große Entfernung zur Küste (Errichtung in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone) besondere Herausforderungen. Extreme Hochseebedingungen beeinflussen alle Arbeitsabläufe, erschweren die Wartung und können im ungünstigsten Fall jede Reparatur monatelang verzögern. Anlagen anderer Staaten, die deutlich näher an der Küste liegen, weisen diese risikotechnischen Herausforderungen nur in einem weitaus geringeren Maß auf. Zudem gibt es für den einzelnen Risikoträger durch die Konzentration der Windparks auf vergleichsweise kleinem Raum nur wenig Ausgleichspotenzial. Windenergieerzeugung auf See unterscheidet sich somit risikotechnisch fundamental von Installationen an Land. Das deutlich höhere Risiko schlägt sich in der Risikobeurteilung und versicherungsmathematischen Bewertung nieder. Beispiel: Wenn nach jetzigem Planungsstand ein einzelnes Netzcluster durch einen Kabelschaden ausfällt, kann für die nur singulär angebundenen Windparkbetreiber ein Ertragsverlust von bis zu rund 2 Milliarden Euro entstehen. Das Verlustpotenzial summiert sich auf, wenn gleichzeitig weitere Schäden in benachbarten Netzclustern eintreten und z. B. im Winterhalbjahr monatelang keine Zugangs- und Reparaturchancen bestehen. Die Konzentration sämtlicher Windenergie- und Umspannanlagen auf vergleichsweise kleine Seegebiete hat jedoch noch eine weitere Konsequenz: Ein einziges Sturmereignis kann gleichzeitig eine große Anzahl von Parks treffen und diese beschädigen oder zerstören. Insbesondere Winterstürme stellen eine ernstzunehmende Gefahr dar. Derartige Modell-Simulationen machen die Herausforderungen anschaulich, denen sich die deutschen Versicherer ausgesetzt sehen. Ähnlich extreme Risikokumule bestehen darüber hinaus bei zu eng nebeneinander stehenden Konverterplattformen: Die bauliche Nähe erhöht u.a. das Risiko, dass mehrere Plattformen gleichzeitig von einem Totalausfall z. B. durch Schiffsanprall betroffen sein könnten.

4.4

Maßnahmen zur Risikominimierung

Die genannten Gefahren lassen sich jedoch reduzieren. Hierzu muss die Netzstruktur nachhaltig gestärkt werden. Dafür gibt es zahlreiche Ansatzpunkte. Im ersten Schritt müssen Vermaschungen sowie Anbindungen an Netze der Nachbarländer vorgesehen werden. Außerdem sind zusätzliche neue Anlandungstrassen zur Küste auszuweisen. Seekabeltrassen sind zu verbreitern und die Kabelverlegung muss in größeren Abständen bzw. Tiefen erfolgen, insbesondere unter Schifffahrtslinien und Seekabelkreuzungen. Eine Abstandsvergrößerung zu eng stehender Konverterplattformen kann das Risiko eines großflächigen Netzausfalls erheblich senken. Der zur Risikominimierung notwendige Umfang technischer Änderungen kann an dieser Stelle jedoch nicht pauschal bewertet werden. Er hängt nicht zuletzt von der individuellen Risikosituation vor Ort ab. Darüber hinaus müssen gesetzliche Vorgaben zur Qualitätssicherung und Standardisierung (u.a. im Brandschutz) für Planung, Errichtung und Betrieb von Offshore-Windparks und -Netzen geschaffen werden. So können bislang praktisch nicht beherrschbare Schadenszenarien reduziert werden. Kommt es dennoch zu Stromausfällen, muss es eine klare Haftungsabgrenzung für daraus resultierende Folgen geben. Ohne diese ist es für die Versicherungswirtschaft nur sehr schwer, passende Deckung zur Verfügung zu stellen. Schließlich muss es – wie in anderen Industriezweigen auch – klare Regelungen für Havariefälle geben. Das Vorhalten von Ersatzkabeln, Ersatzteilen, Reparaturkapazitäten und ausreichenden Spezialschiffen sollte selbstverständlich sein. Im Ergebnis dieser Maßnahmen würden sich die Risiken aus den deutschen Offshore-Besonderheiten reduzieren. Die vorhandenen Versicherungskapazitäten stünden einer größeren Zahl von Projekten zur Verfügung. Das Petitum zur Erweiterung des Tätigkeitsfeldes des Spezialversicherers EXTREMUS auf die deutsche ausschließliche Wirtschaftszone (AWZ), um auch dort Terrorversicherungsschutz zur Verfügung stellen zu können, ist bereits gesondert im Umwelt- und im Wirt-

III Windkraft - Anhang 1

schaftsministerium adressiert worden und wird gegenüber dem für diese Thematik federführenden Finanzministerium weiterverfolgt. Zusammenfassung Ein nachhaltiger Risikotransfer durch die Versicherungswirtschaft setzt voraus, dass Offshore-Risiken auch zukünftig versicherungstechnisch zu beherrschen sind. Dazu muss die Anfälligkeit der OffshoreAnlagen und Netzstruktur für folgenschwere Ausfallschäden gesenkt werden. Für die anlaufende OffshoreErrichtungsphase in der deutschen Nord- und Ostsee erwartet der GDV, dass sich parallel zur wachsenden Nachfrage nach risikoadäquaten Lösungskonzepten im internationalen Wettbewerb auch die Angebotssituation auf Versichererseite kontinuierlich weiter entwickelt. Das trifft unter den genannten Rahmenbedingungen auch auf die verfügbaren Deckungskapazitäten für Risiken im laufenden Offshore-Betrieb zu. Allerdings ist die Versicherbarkeit zunehmend gefährdet, wenn die in diesem Positionspapier aufgezeigten Problemfelder und Engpass-Situationen nicht von allen Beteiligten thematisiert und einer tragfähigen Lösung zugeführt werden. Berlin, den 16.05.2012

129

130

III Windkraft - Anhang 1

III Windkraft - Anhang 2

Anhang 2

131

VdS 3523 Windenergieanlagen (WEA) – Leitfaden für den Brandschutz

Stand: 16.04.2008

1

Vorbemerkungen

Mit dem politisch erklärten Ziel, regenerative Energiequellen, Energieträger zu fördern und ihren Anteil an der gesamten Energieversorgung deutlich zu steigern, haben die Windenergieanlagen (WEA) in den letzten Jahrzehnten eine rasante Entwicklung erfahren. Neben dem Ausbau von Standorten ist die Entwicklung durch eine ständige Vergrößerung der WEA-Dimensionen (Nabenhöhe, Rotordurchmesser) und eine stetige Leistungssteigerung auf heute (2007) bis zu 6 MW gekennzeichnet. Die mit der Leistungssteigerung einhergehenden Wertkonzentration bei WEA und zunehmende Anforderungen an die Verfügbarkeit der WEA sowie Schadenerfahrungen in den letzten Jahren haben •• den Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e. V. (GDV) und •• die Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Geschäftsbereich Windenergie

und Verhütung von Bränden sind verfahrenstechnische Sicherheitsmaßnahmen und eine umfassende Leittechnik zur Überwachung der prozesstechnischen Abläufe und Zustände erforderlich. Es muss sichergestellt werden, dass infolge der Früherkennung von Betriebsstörungen die WEA in einen sicheren Zustand überführt wird. Die nachfolgend dargestellten sicherheitsrelevanten Hinweise erheben keinen Anspruch auf Vollständigkeit und entbinden nicht von der Einhaltung behördlicher Auflagen oder Anordnungen. Die vorliegende Publikation basiert auf den derzeit vorliegenden Schadenerfahrungen und vorausschauenden sicherheitstechnischen Störfallanalysen. Falls sich grundsätzliche Änderungen in der risikotechnischen Bewertung ergeben, ist beabsichtigt, diesen Leitfaden zu aktualisieren. Die Einhaltung gesetzlicher Vorschriften und einschlägiger Regelwerke, die den Stand der Sicherheitstechnik repräsentieren, wird vorausgesetzt.

veranlasst, den vorliegenden Leitfaden zum Brandschutz bei WEA zu erarbeiten.

2 In diesem Leitfaden werden typische Brandgefahren beschrieben, die unter den besonderen Verhältnissen des Betriebes von WEA gegeben sind. Als Ergebnis der Brandgefahrenanalyse werden Maßnahmen zur Schadenverhütung vorgeschlagen. Ziel ist es, die Eintrittswahrscheinlichkeit und das Ausmaß eines Brandschadens in WEA zu minimieren. Neben den speziellen Brandschutzmaßnahmen zur Erkennung, Bekämpfung

Anwendungsbereich

Der vorliegende Leitfaden bezieht sich auf die Planung und den Betrieb von WEA in Turm- oder Gittermastbauweise. Das Brandschutzkonzept gilt für Einzelanlagen und Windparks in Onshore- oder Offshore-Ausführung.

132

III Windkraft - Anhang 2

Die Brandschutzanforderungen an WEA beziehen sich auf die Gesamtanlage und berücksichtigen die anlagenspezifischen Risikoschwerpunkte bei den Rotorblättern, in der Gondel (Maschinenhaus), im Turm oder auch in Betriebsgebäuden.

•• keine Möglichkeit der Brandbekämpfung durch die Feuerwehr in Folge der großen Höhe und

Die Brandschutzmaßnahmen sind speziell ausgelegt für den Betrieb und für aus dem Betrieb erwachsende Wartungs- und Instandhaltungsmaßnahmen. Alle Brandschutzmaßnahmen sollten spätestens zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme betriebsbereit sein.

In den vergangenen Jahren ist die durchschnittlich neu installierte Leistung pro WEA kontinuierlich angestiegen.

•• abgelegene, teilweise schwer erreichbare Standorte der WEA, vor allem bei Offshore-Anlagen.

WEA in Deutschland

Brandschutzmaßnahmen dieser Leitlinie berücksichtigen nicht den Montagezeitraum.

Jahr

Durchschnittliche Leistung je neu installierter WEA [kW]

Anzahl der gesamten Anlagen [Stück]

2002

1395

13759

Dieser Leitfaden gilt grundsätzlich für neu zu errichtende Anlagen. Bestehende Anlagen sollten im Rahmen der gegebenen Möglichkeiten den Brandschutzmaßnahmen dieser Leitlinie angepasst werden.

2003

1553

15387

2004

1696

16543

2005

1723

17574

2006

1849

18685

Quelle: DEWI (Deutsches Windenergie-Institut GmbH)

Risikoabhängig können unterschiedliche Brandschutzmaßnahmen erforderlich werden. Der vorliegende Leitfaden ist unverbindlich. Im Einzelfall kann der Versicherer auch andere Sicherheitsvorkehrungen gemäß seiner Risikobewertung vereinbaren, die von diesen technischen Spezifikationen abweichen.

3

Risiken

WEA unterscheiden sich von herkömmlichen Energieerzeugungsanlagen durch das grundsätzlich bestehende Totalschadenrisiko der Gondel in Folge eines Entstehungsbrandes. Wesentliche Risikomerkmale sind:

Die Kosten für Anlagen und deren Komponenten sowie die Wiederherstellungskosten nach einem Brand­ ereignis steigen mit zunehmender installierter Leistung. Zusätzlich vergrößert sich der Betriebsunterbrechungsschaden mit steigender Leistung. 3.1

Sachschäden und Folgekosten

Nach Schadenerfahrungen der Versicherer können Brände bei WEA – wie die nachfolgenden Beispiele zeigen – erhebliche Sachschäden und sehr hohe Folgekosten verursachen, u. a. durch den WEA-Stillstand und Haftungsansprüche usw. 3.1.1

Sachschadenrisiko

Feuerschäden in WEA können •• hohe Wertekonzentrationen in der Gondel, •• Konzentration von potenziellen Zündquellen in der Gondel und erhöhtes Blitzeinschlagsrisiko,

•• in der Gondel, •• im Turm, •• in der Umspannstation der WEA oder des Windparks

•• unbemannter Betrieb,

entstehen.

III Windkraft - Anhang 2

Bei den meisten Neuanlagen sind mittlerweile •• Schalt-, Umrichter-, Steuerschränke und •• Transformator in der Gondel untergebracht. Dadurch steigt die Gefahr einer Brandentstehung dort erheblich an. Durch die hohe Dichte an technischen Einrichtungen und brennbaren Stoffen in der Gondel kann sich ein Feuer schnell ausbreiten. Es besteht zudem die Gefahr, dass zusätzlich das oberste Turmsegment beschädigt wird. Bei einem Totalschaden der Gondel können die Wiederherstellungskosten sehr leicht den Neuwert der WEA erreichen. Bei Offshore-WEA sind deutlich höhere Kosten für benötigte Spezialschiffe, z. B. Schwimmkräne oder Kabelleger, zu erwarten. Gerade im Teilschadenfall kann dieses die gesamten Schadenkosten signifikant erhöhen. 3.1.2

BU-Exponierung

Erfahrungsgemäß muss bei WEA im Schadenfall mit längeren Betriebsunterbrechungen gerechnet werden. Mehrere Monate sind nicht ungewöhnlich. Bei einem Totalschaden der Gondel können die Zeiten der Betriebsunterbrechung (BU) durchaus 9 bis 12 Monate betragen. Zu den Komponenten mit den längsten Lieferzeiten zählen u. a. Getriebe, Generatoren und Transformatoren. Bei Offshore-WEA kommen erschwerend die Wetterabhängigkeit bei der Erreichbarkeit und die Abhängigkeit von der Verfügbarkeit eines Kran-/Serviceschiffes hinzu. Ist der Schaden so groß, dass eine Neuerrichtung der Anlage wirtschaftlich wäre, ist der Betreiber an behördliche Auflagen gebunden. Im Genehmigungsbescheid für die Errichtung einer WEA ist der Anlagentyp i. d. R. festgeschrieben. Der Betreiber hat keine Möglichkeit eine veränderte Anlage auf dem Platz der beschädigten Anlage zu errichten, wenn •• der Genehmigungsbescheid nicht mehr gültig ist oder •• keine Genehmigung für ein Repowering vorliegt.

133

In beiden Fällen ist ein neues Genehmigungsverfahren notwendig, das die Betriebsunterbrechungszeit verlängern kann. Der Ausfall der Einspeisevergütung gemäß EEG beträgt bei einer WEA mit einer installierten Leistung von 2 MW und einer durchschnittlichen Jahresleistung von 4 Mio. kWh sowie einer angenommenen Laufzeit von 20 Jahren beispielsweise ca. 5.000 EUR pro Woche. (BWE Marktübersicht 2006). Ist die zentrale Umspannstation eines Windparks von einem Brandschaden betroffen, sind alle angeschlossenen Anlagen gleichzeitig vom öffentlichen Netz getrennt. Der Ausfallschaden steigt proportional mit der Anzahl der angeschlossenen WEA. Zentrale Umspannstationen von Offshore-Windparks stellen ein besonders hohes BU-Risiko dar, da sie •• jeweils eine große Anzahl von Einzelanlagen auf sich vereinigen, •• besonders leistungsfähig sind, was in der Regel zu längeren Lieferzeiten bei der Ersatzbeschaffung führt und •• wie Offshore-WEA zeitweise schwer oder nicht erreichbar und auf die Verfügbarkeit von Kran-/Serviceschiffen angewiesen sind. 3.2

Schadenbeispiele

3.2.1

Brandschaden infolge Blitzschlags

Während eines schweren Sommer-Gewitters schlug ein Blitz in den Flügel einer 2-MW-WEA ein. Die Anlage schaltete sich automatisch ab und ging in Fahnenstellung.

134

III Windkraft - Anhang 2

Brand nach einem Blitzeinschlag bei einer 2-MW-WEA im Jahr 2004

stand. Der Lichtbogen zwischen Ableitkabel und Anschlusspunkt führte zu einer Verschweißung am Anschlusskabelschuh und zur Entzündung der im Flügel vorhandenen Rückstände von Hydrauliköl. Die Gondel einschließlich Flügeln musste als Totalschaden bezeichnet werden. Der obere Schluss des Turmes wurde aufgrund hoher Temperaturbeanspruchung ebenfalls zerstört. Die Betriebsunterbrechung belief sich auf ca. 150 Tage, der Gesamtschaden betrug ca. 2 Mio. Euro. Mangelhafte Blitzableitungsinstallationen in Rotorblättern von WEA haben bereits in der Vergangenheit mehrfach zu Brandschäden geführt. 3.2.2

Brandschaden infolge Maschinenbruchs

Die Gondel einer 1,5-MW-WEA brannte nach dem Bruch des Schleifringlüfterrades des doppeltgespeisten Asynchrongenerators vollständig aus. Die von dem rotierenden Lüfterrad geschlagenen Funken setzten die Filtermatte des Filterkastens und die Haubenisolation nacheinander in Brand. Die Höhe des Sachschadens betrug 800.000 EUR. Abgebrannte Gondel einer 1,5-MW-WEA

Bilder: HDI

Der brennende Flügel blieb senkrecht nach oben stehen und brannte nach und nach komplett ab. Herabfallende brennende Teile des Flügels führten zu einem Folgebrand in der Gondel. Bild: Allianz

Die Schadenursachenermittlung hat ergeben, dass durch eine nicht ordnungsgemäß befestigte Schraubverbindung der Blitzableitung der Brand im Flügel ent-

III Windkraft - Anhang 2

3.2.3

Brandschaden infolge von Fehlern in elektrischen Einrichtungen

In der Gondel einer 1-MW-WEA befand sich die Niederspannungsschaltanlage. Die Schraubverbindung an einem der Eingangskontakte des Niederspannungsleistungsschalters war nicht ausreichend angezogen. Der hohe Übergangswiderstand führte zu einem starken Temperaturanstieg an der Verbindungsstelle und zur Entzündung benachbarter brennbarer Materialien im Schaltschrank. Die vorgelagerten Sicherungen sprachen erst an, als die thermischen Schäden durch das Feuer weit vorangeschritten waren. An den nebeneinander angeordneten Steuer-, Umrichter- und Schaltschränken entstand ein Totalschaden. Der Innenraum der Gondel wurde stark verrußt. Trotz der enormen Hitze im Bereich des Brandherdes konnte sich das Feuer über die metallene Gondelhülle nicht ausbreiten. Der Sachschaden betrug 500.000 EUR.

135

schädigten Kondensatoren – meistens durch Überspannungsereignisse hervorgerufen – führten zu einem Anstieg der Verlustleistung und teilweise zum Platzen der Kondensatorbecher. Die dadurch entstandenen Brände verursachten zumeist Totalschäden an der Blindleistungskompensation oder dem Umrichter. Schutzbeschaltungen durch Entladewiderstände und Verdrosselungen waren in den betreffenden Fällen nicht vorhanden.

Geplatzter Druckbecher eines NetzfilterKondensators

Leistungsschalter einer 1-MW-WEA – zerstört durch Brand

Bild: Allianz

3.3

Brandschadenursachen

Die nachfolgenden Abschnitte geben einen Überblick über die typischen Ursachen der Brandentstehung und -ausbreitung anhand von Schadenerfahrungen der Versicherer. Bild: Allianz

3.2.4

Brandschaden infolge elektrischer Schwingkreise

Mehrere Schäden gingen auf Parallelschwingkreise bestehend aus Kapazitäten (Blindleistungskompensationen oder Netzfiltern) und Induktivitäten (Generator, Anlagentransformator, EVU, Netzdrosseln, usw.) zurück, die bei der Anlagenkonzeption nicht beachtet wurden. Diese Schwingkreise wurden durch Oberschwingungen angeregt. Dabei erzeugten Resonanzerscheinungen hohe Ströme, die Kondensatoren schädigten. Durchschläge im Dielektrikum der vorge-

Bei Offshore-WEA ist prinzipiell mit den gleichen Brandschadenursachen zu rechnen wie an Land. Aufgrund stärkerer Belastung durch Umweltbedingungen und derzeit noch recht begrenzten Erfahrungen ist die Wahrscheinlichkeit von technischen Defekten und damit das Brandrisiko höher einzuschätzen. 3.3.1

Erhöhte Gefahren der Brandentstehung durch Blitzschlag

Eine Vielzahl von Schadenfällen hat gezeigt, dass Blitzschlag mit zu den häufigsten Brandursachen in WEA zählt.

136

III Windkraft - Anhang 2

Das besondere Blitzeinschlagrisiko ergibt sich u. a. aus den exponierten Standorten (häufig Höhenlagen) und der großen Höhe der Baukörper. Das Brandrisiko erhöht sich vor allem dann, wenn das Blitzschutzsystem nicht fachgerecht ausgeführt und gewartet wird. Ist der Durchgangswiderstand des Blitzableitungsweges zu hoch, sind bei einem Blitzeinschlag thermische Schäden vorprogrammiert. 3.3.2

Elektrische Anlagen

Neben Blitzschlag zählen Fehler in den elektrischen Einrichtungen der Windkraftanlage zu den häufigen Brandursachen. Das Feuer entsteht durch Überhitzung infolge von Überlast, Erd-/Kurzschluss sowie Lichtbögen. Typische Fehler sind u. a.:

3.3.3

Heiße Oberflächen

Mechanische Bremsen, die den Rotor abbremsen sollen, können beim Ausfallen aller aerodynamischen Bremsen Temperaturen erreichen, die zu einer Entzündung von brennbaren Stoffen führen. Bei dieser NotBremsung geht bei mechanischen Bremsen ohne Abdeckung eine große Gefahr vom Funkenflug aus, der zur Entzündung auch weiter entfernter brennbarer Stoffe führen kann. Mängel an Anlagen und Anlagenteilen, z. B. Leckagen der Ölanlagen und Verschmutzung erhöhen das Brandrisiko.

•• technische Defekte oder falsch dimensionierte Bauteile in der Leistungselektronik (z. B. Schalt-, Umrichterschrank, Transformator),

Weitere Gefahren gehen bei Überlastung und mangelhafter Schmierung von den Generator- und Getriebelagern aus. In diesen Fällen laufen die Lager heiß. Brennbare Materialien und Schmierstoffe können sich bei Kontakt mit heißen Oberflächen entzünden. Kommt es, z. B. infolge eines Lagerschadens, zum Anstreifen rotierender Anlagenteile, kann der entstehende Funkenflug Feuer verursachen.

•• Versagen von Leistungsschaltern,

3.3.4

•• Versagen der Steuerungselektronik,

Feuergefährliche Arbeiten in Zusammenhang mit Reparatur-, Montage- und Demontagearbeiten, z. B. Schweißen, Trennschleifen, Löten und Brennschneiden, sind eine häufige Brandursache. Durch die bei der Arbeit auftretenden hohen Temperaturen können brennbare Materialien im näheren und weiteren Umfeld der Arbeitsstelle entzündet werden. Besonders gefährlich sind Schweiß-, Schneid- und Schleiffunken, die noch in einer Entfernung von 10 m und mehr von der Arbeitsstelle brennbare Stoffe entzünden können. Viele Brände brechen erfahrungsgemäß erst mehrere Stunden nach Abschluss der feuergefährlichen Arbeiten aus.

•• hohe Übergangswiderstände durch ungenügende Kontakte bei elektrischen Verbindungen, z. B. bei Schraub­verbindungen an Kontaktschienen, •• unzureichendes elektrisches Schutzkonzept im Hinblick auf Isolationsfehlererkennung und Selektivität der Abschaltorgane, •• keine bzw. keine allpolige Freischaltung des Generators bei Anlagenausfall/-abschaltung, •• fehlender Überspannungsschutz auf der Mittelspannungsseite des Transformators, •• Resonanzen in RC (resistance capacity) – Schwingkreisen (Netzfilter, Blindleistungskompensationen).

3.3.5

Feuergefährliche Arbeiten

Brandlast

In der Gondel einer WEA kommt eine Vielzahl von brennbaren Materialien zum Einsatz, die eine Brandentstehung ermöglichen und eine schnelle Brandausbreitung zur Folge haben, z. B.:

III Windkraft - Anhang 2

•• Innere Schaumstoff-Schalldämmung der Gondel, teilweise mit ölhaltigen Niederschlägen kontaminiert

137

Bei bisher aufgetretenen Bränden war der Einsatz der Feuerwehr auf die Absicherung des Brandortes und der Verhinderung von Folgebränden auf dem Boden oder an benachbarten Einrichtungen beschränkt.

•• Kunststoffgehäuse der Gondel selbst (z. B. GFK) •• Öle in den Hydrauliksystemen, z. B. für Pitchverstellung, Bremssysteme. Durch den hohen Druck in den Hydraulikleitungen tritt das Hydrauliköl bei Beschädigung fein vernebelt sowie ggf. unter hoher Temperatur, aus und kann zur explosionsartigen Brandausweitung führen. •• Getriebeöl und weitere Schmierstoffe, z. B. für die Generatorlager

Bei Offshore-WEA ist eine manuelle Brandbekämpfung von außen nicht zu erwarten. 3.3.7

Einschränkungen bei der Instandhaltung (Wartung, Inspektion und Instandsetzung)

Bei beengten Raumverhältnissen in Windkraftanlagen und eingeschränkter Zugänglichkeit von Anlagenkomponenten ist es für das Wartungspersonal sehr schwierig, Wartungsarbeiten sach- und fachgerecht durchzuführen. Die Qualität der Arbeit kann darunter leiden.

•• Transformator-Öl •• Elektroinstallation, Kabel usw.

4

In der Gondel gelagerte Hydrauliköle, Schmierstoffe und nicht beseitigte ölhaltige Abfälle sind zusätzliche Brandlasten und erhöhen unnötigerweise neben dem allgemeinen Brandrisiko besonders die Gefahr der Brandausweitung.

Brandschutzmaßnahmen für WEA, die im vorliegenden Leitfaden eingehend beschrieben sind, sollen bestehende Bestimmungen ergänzen und zielen insbesondere darauf ab, Sachschäden einerseits durch die Begrenzung von Gefahren der Brandentstehung und Brandausbreitung zu minimieren sowie eine brandbedingte Betriebsunterbrechung andererseits zu vermeiden und damit verbunden die Verfügbarkeit der Anlagen sicherzustellen.

3.3.6

Stark eingeschränkte Zugänglichkeit für die Brandbekämpfung

Die Feuerwehr hat mit den heute zur Verfügung stehenden Mitteln keine Möglichkeit, einen Brand bei WEA im Bereich der Gondel oder des Rotors zu bekämpfen. Die Drehleiter der Feuerwehr erreicht nicht die notwendige Höhe. Von außen ist eine brennende Gondel daher nicht zu erreichen. Der Weg zur Gondel über Leiter oder Aufzug einer brennenden Anlage ist auch für Feuerwehrangehörige lebensgefährlich und daher nicht möglich. Selbst im Umfeld der Anlage am Boden sind die Feuerwehrleute der Gefahr herabfallender brennender Teile ausgesetzt. Da immer häufiger auch Transformatoren in die Gondel integriert werden, haben die Einsatzkräfte auf hochspannungsführende Leitungen zu achten.

Schutzziele und Schutzkonzept

Der erforderliche Schutzumfang von WEA kann ggf. je nach der objektspezifischen Gefährdung und zu versichernden Risiken variieren, der nach Schadenerfahrungen der Versicherer auch die Versicherbarkeit maßgeblich bestimmen kann. Zur Sicherstellung der erforderlichen Brandsicherheit ist es erfahrungsgemäß stets sinnvoll, ein Brandschutzkonzept in Abstimmung mit allen Beteiligten, insbesondere dem Versicherer, zu erstellen, in dem bauliche, anlagentechnische und organisatorische Schutzmaßnahmen sich risikogerecht und schutzzielorientiert einander ergänzen sollen sowie wechselseitige Beeinträchtigung der Schutzfunktionen ausge-

138

III Windkraft - Anhang 2

schlossen werden müssen. Dabei sollten die Gefahren der Brandentstehung u. a. durch die •• Verwendung nichtbrennbarer oder schwerentflammbare Stoffe, •• Brandfrüherkennung mit automatischen Brandmeldeanlagen (BMA), •• regelmäßige sowie fachkundige Instandhaltung, •• automatische Abschaltung der Anlagen und vollständige Trennung vom Netz bei einer Gefahrerkennung, •• Schulung der Mitarbeiter im Umgang mit Gefahrensituationen und betriebliche Regelungen für feuergefährliche Arbeiten, z. B. Schweißerlaubnisscheinverfahren effektiv begrenzt werden. Zur Begrenzung von Gefahren der Brandausbreitung haben sich neben dem Einsatz feuerwiderstandsfähiger Bauteile insbesondere die •• Brandfrüherkennung mit automatischen Brandmeldeanlagen (BMA) und •• Brandbekämpfung mit automatischen Feuerlöschanlagen bewährt. Zudem ist es grundsätzlich hilfreich, einen Notfallplan zur Schadenbegrenzung zu erstellen und aktuell zu halten sowie dessen Umsetzung durch die regelmäßige Übung sicherzustellen. Für die Planung, Ausführung und den Betrieb dieser Brandschutzmaßnahmen sowie deren Qualitätssicherung sind vielfach anerkannte Regeln der Technik erarbeitet worden, auf die im vorliegenden Leitfaden verwiesen werden.

Darüber hinaus können mit Hilfe von Condition Monitoring Systemen (CMS) Zustandsänderungen im Antriebsstrang frühzeitig erkannt und damit auch die davon ausgehenden Gefahren der Brandentstehung vermieden werden. Bei einer brandschutztechnischen Ertüchtigung von bestehenden WEA gemäß diesem Leitfaden sollte bereits im Vorfeld u. a. in Abstimmung mit Behörden, dem Anlagenhersteller, der Zertifizierungsstelle der WEA sowie dem Versicherer geklärt werden, inwieweit durch die Nachrüstung ggf. eine Erneuerung der behördlichen Genehmigung und der Zertifizierung der Anlagen erforderlich ist. Grundsätzlich ist es sinnvoll, den erforderlichen Schutzumfang in Abhängigkeit von Risikoparametern zu staffeln. Zu berücksichtigen sind z. B. •• Schadenerfahrungen mit unterschiedlichen Anlagentypen und -komponenten, •• Anlagenleistung in MW, •• Aufbau der WEA und Anordnung von Risikokomponenten, •• Aufstellungsort (On- oder Offshore), •• Versicherungssumme und •• Höhe des Selbstbehaltes. In der folgenden Tabelle ist beispielhaft eine Staffelung der Schutzmaßnahmen mit Hilfe sogenannter Schutzklassen dargestellt und gekennzeichnet. Es ist in Abstimmung mit dem Versicherer möglich, ggf. eine andere Staffelung von Schutzmaßnahmen zu vereinbaren. Dabei werden Blitz- und Überspannungsschutz gemäß Abs. 5.1.1 sowie allgemeine elektrische Schutzmaßnahmen gemäß Abs. 5.1.2 grundsätzlich vorausgesetzt. Zudem sollte beim Ansprechen der automatischen Brandfrüherkennung als Einrichtungs- oder Raumüberwachung die WEA automatisch abgeschaltet und vollständig vom Netz getrennt werden.

III Windkraft - Anhang 2

139

Beispiele der Schutzklassen Schutzmaßnahmen als Bausteine

Schutzklassen

BMA – Einrichtungs- und Raumüberwachung

0

1

2

3

x

x

x

x

x

x

x

x

x

Feuerlöschanlagen – Einrichtungsschutz

Steuer-, Umrichter- und Schaltschränke (NS/MS) Transformator Hydrauliksystem

x

Schleifringgehäuse des Generators

x

Feuerlöschanlagen – Raumschutz

x

Zwischenböden mit Ölauffangwanne und Kabel und Elektroinstallation

x

Gondel mit Generator, Transformator, Hydrauliksystemen, Getriebe, Bremse, Azimut-Antrieb

x

Nabe mit Pitch-Antrieb und ggf. Generator

x

Turmfuß/-plattform mit ggf. vorhandenen Installationen

x

Der Nachweis der Wirksamkeit und Zuverlässigkeit von anlagentechnischen Brandschutzmaßnahmen kann durch entsprechende Anerkennung für Bauteile und Systeme durch VdS Schadenverhütung oder vergleichbare Anerkennung erfolgen. Das gesamte Brandschutzkonzept für eine WEA soll ggf. in Abstimmung mit dem Versicherer von einer unabhängigen, anerkannten Stelle insbesondere im Hinblick darauf überprüft werden, ob ein risikogerechter Schutz der jeweiligen WEA sichergestellt ist. Dies kann im Rahmen eines Prüf- und Zertifizierungsverfahrens in Ergänzung zu den in der Praxis bewährten und ggf. erforderlichen Typenprüfungen und Zertifizierungen durch z. B. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH erfolgen. Hierfür kann das Muster-Schutzkonzept im vorliegenden Leitfaden als Bewertungsgrundlage herangezogen werden. Hinweis: siehe GL Wind-Leitfaden, Zertifizierung von Brandschutzsystemen für Windenergieanlagen (WEA), Prüfverfahren

5

Schutzmaßnahmen

Die nachfolgenden Ausführungen stellen eine Anleitung zur Festlegung von Brandschutzmaßnahmen im Rahmen eines objektspezifischen Brandschutzkonzeptes dar. 5.1

Verringerung der Brandentstehungsgefahren

Bereits in der Planungs- und Konstruktionsphase sollten mögliche Brand- und Explosionsgefahren erkannt und wichtige Aspekte des Brandschutzes beachtet werden. 5.1.1

Blitz- und Überspannungsschutz

WEA sind mit einem umfassenden und dem jeweiligen Anlagentyp der WEA angepassten Blitz- und Überspannungsschutz auszurüsten. Anlagen zum Blitz- und Überspannungsschutz sind wie andere Anlagenteile der WEA nach den anerkannten Regeln der Technik zu planen, zu errichten und zu betreiben.

140

III Windkraft - Anhang 2

Zur Planung von Anlagen zum Blitz- und Überspannungsschutz ist eine Risikobeurteilung durchzuführen oder es ist die höchst möglich Gefährdung gemäß IEC 62305 (Blitzschutzklasse I = LPL I) anzunehmen. Bei der Risikobeurteilung sind u. a. die möglichen Wege des Blitzstromes, z. B. vom Rotorblatt über die Nabe, Gondel und Turm zum Fundament, genau zu erfassen und zu betrachten. In den Blitz- und Überspannungsschutz sind insbesondere die Gondel und Rotorflügel sowie alle betriebswichtigen und sicherheitsrelevanten Elektroinstallationen bzw. -einrichtungen inklusive Kabeltrassen einzubeziehen.

Ähnlich wie bei hohen Türmen stellen für WEA aber auch stromschwache Blitze eine besondere Herausforderung dar. Deswegen sollten mit dem Blitzkugelverfahren Schutzbereiche bei Turm, Gondel, Nabe und Rotoren – auch drehend – festgestellt werden. Hinweis: siehe •• VdS 2010: Risikoorientierter Blitz- und Überspannungsschutz; Richtlinien zur Schadenverhütung •• DIN EN 61400 (VDE 0127): Windenergieanlagen – Teil 1: Auslegungsanforderungen (IEC 61400-1) •• DIN EN 62305 (VDE 0185-305) Blitzschutz

Zuordnung der Blitzschutzzonen (BSZ) bei WEA mit Metallgondeln

•• Teil 1: Allgemeine Grundsätze (DIN EN 62305-1; VDE 0185-305-1) •• Teil 2: Risiko-Management (VDE 0185-305-2) einschließlich Beiblättern 1 und 2 •• Teil 3: Schutz von baulichen Anlagen und Personen (DIN EN 62305-3 und VDE 0185-305-3) einschließlich Beiblättern 1 bis 3 •• Teil 4: Elektrische und elektronische Systeme in baulichen Anlagen (IEC 62305-4) •• Richtlinie für die Zertifizierung von Windenergieanlagen: 8 Elektrische Systeme; Abschnitt 7: Blitzschutzmaßnahmen, Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH Quelle: Phoenix Contact

5.1.2

Minimierung von Gefahren aus elektrischen Anlagen

Zu berücksichtigen ist die Zuordnung der Anlagenteile von WEA zu einzelnen Blitzschutzzonen in Abhängigkeit von der jeweils zu erwartenden Störgröße durch Blitzteilströme und Schaltüberspannungen. Zur Auslegung der Anlagenkomponenten des Blitzschutzes ist die relevante Schutzklasse der Anlagen festzulegen. Dabei sollte für ein umfassendes Blitzschutzsystem bei WEA mindestens die Schutzklasse II gewählt werden.

Die Schutztechnik, die alle elektrischen Einrichtungen sowie Maßnahmen zum Erfassen von Netzfehlern und anderen anormalen Betriebszuständen in WEA und den zugehörigen peripheren Anlagen beinhaltet, soll dem Stand der Technik entsprechen. Ihre Hauptaufgabe ist die selektive Erkennung der Fehlerstelle, sowie die unverzügliche Abschaltung fehlerbehafteter Teile des Netzes oder einzelner elektrischer Betriebs-

III Windkraft - Anhang 2

mittel, z. B. Transformator, Leitung, Generator. In den meisten älteren WEA besteht derzeit kein ausreichender Schutz. Bestmöglichen Brandschutz gewährleisten gestaffelte Schutzkonzepte, bei denen durch Verzahnung der Schutzeinrichtungen benachbarter Betriebsmittel ein gegenseitiger Reserveschutz entsteht. Dies gilt für die gesamte vom Anlagenhersteller und Windparkentwickler geplante Anlage oder Anlagenteile, die der Planer in Eigenregie nach den Vorgaben des Anlagenherstellers erstellt. Bei entsprechender Konfiguration können zum Beispiel Brandgefahren aus einem Lichtbogen in der Niederspannungsschaltanlage trotz Versagens des Leistungsschalters vermieden werden. Geeignete Störlichtbogenschutzsysteme erkennen den Fehler und öffnen den Mittelspannungsschalter auf der Oberspannungsseite des Transformators. Damit wird das fehlerhafte Anlagenteil selektiv vom Netz getrennt. Gleiches gilt für hochohmige Erdschlüsse, welche zwischen Niederspannungsleistungsschalter und Transformator entstehen. Die Schutzsysteme müssen ein sofortiges geregeltes Abschalten der WEA mit anschließender allpoliger (mittelspannungsseitiger) Trennung vom Netz sicherstellen. Das Ansprechen von Schutzeinrichtungen soll eine Störmeldung an die Fernüberwachung auslösen. Hinweis: siehe •• VdS 2025 Kabel- und Leitungsanlagen, Richtlinien zur Schadenverhütung •• VdS 2046 Sicherheitsvorschriften für elektrische Anlagen bis 1000 Volt •• VdS 2349 Störungsarme Elektroinstallation 5.1.3

Minimierung brennbarer Stoffe

Hydraulik- und Schmieröle sind so auszuwählen, dass sie neben ihren benötigten technischen Eigenschaften möglichst nicht brennbar sind bzw. einen hohen Flammpunkt aufweisen, der deutlich über den Betriebs­­temperaturen der Anlagen liegt.

141

Der Einsatz brennbarer Materialien, z. B. geschäumter Kunststoffe wie PU (Polyurethan) oder PS (Polystyrol) als Dämmstoff oder GFK (glasfaserverstärkter Kunststoff) für Abdeckungen und sonstige Bauteile, ist aus brandschutztechnischer Sicht möglichst zu vermeiden. Ist der Einsatz nichtbrennbarer Materialien im Einzelfall nicht möglich, sind mindestens schwerentflammbare Stoffe (Baustoffklasse DIN 4102-B1) einzusetzen. Zudem sollten geschlossenporige Stoffe mit abwaschbarer Oberfläche verwendet werden, damit Verunreinigungen, Ölleckagen u. ä. nicht eindringen können und dadurch die Brandgefahr im Laufe der Betriebszeit erhöht wird. Es sollten Kabel und Leitungen verwendet werden, die bei der Verbrennung möglichst •• wenig giftige und korrosive Zersetzungsprodukte abspalten, •• raucharm sind und geringe Verschmutzung der Räume und des Inhalts verursachen, •• die Brandweiterleitung nicht unterstützen. Bei Arbeiten an Anlagenteilen, die brennbare Flüssigkeiten oder Öle enthalten, ist darauf zu achten, dass austretende Flüssigkeiten sicher aufgefangen werden, z. B durch die Aufstellung von Wannen oder den Einsatz nichtbrennbarer Ölbindemittel. Leckagen sind umgehend zu beseitigen. Nach der Beendigung der Arbeiten sind die aufgefangenen Flüssigkeiten ordnungsgemäß zu entsorgen und verunreinigte Ölbindemittel aus der Anlage zu entfernen. Die Lagerung brennbarer Materialien sowie von Hilfsund Betriebsstoffen ist innerhalb der WEA zu unter­ lassen.

142

5.1.4

III Windkraft - Anhang 2

Vermeidung von möglichen Zündquellen

Mögliche Zündquellen sind z. B.: •• Blitzstrom •• Funkenflug beim Bremsvorgang einer mechanischer Bremse •• Kurzschluss und Lichtbogen sowie Schwingkreise bei elektrischen Geräten und Anlagen •• Heiße Oberflächen, z. B. Lager, Bremsscheibe •• Selbstentzündung durch verschmutzte Putzlappen (z. B. Öle, Lösemittel) Anlagenteile mit möglichen Zündquellen sind so anzuordnen und auszuführen, dass brennbare Materialien im Normalbetrieb und während einer Störung nicht entzündet werden können. Dazu kann es erforderlich sein, Abdeckungen, Leitbleche oder ähnliches aus nichtbrennbaren Materialien anzubringen. Elektrische Einrichtungen sollten möglichst abgekapselt werden. Verschmutzte Putzlappen sind bei Verlassen der WEA zu entsorgen. 5.1.5

Feuergefährliche Arbeiten

Feuergefährliche Arbeiten in Zusammenhang mit Reparatur-, Montage- und Demontagearbeiten sollten vermieden werden. Ist dies nicht möglich, sollte geprüft werden, ob anstelle dieser Arbeiten auch so genannte kalte Verfahren (Sägen, Schrauben, Kaltkleben etc.) eingesetzt werden können. Sind feuergefährliche Arbeiten unvermeidbar, sind vor, während und nach der Arbeit Brandschutzmaßnahmen zu ergreifen, um eine Brandentstehung zu vermeiden oder einen Brand frühzeitig zu erkennen und wirksam zu beherrschen.

Hinweise: siehe •• VdS 2008 “Feuergefährliche Arbeiten – Richtlinien für den Brandschutz” •• VdS 2036 “Erlaubnisschein für Schweiß-, Schneid-, Löt-, Auftau- und Trennschleifarbeiten” (Muster) •• VdS 2047 “Sicherheitsvorschriften für Feuergefährliche Arbeiten” 5.1.6

Instandhaltung (Wartung, Inspektion und Instandsetzung) maschineller und elektrischer Anlagen

Brände aus technischen Defekten elektrischer und maschineller Anlagen gehören zu den häufigsten Schadenursachen. Ein Mittel zur Reduzierung derartiger Schäden ist eine regelmäßig durchgeführte Wartung nach Vorgaben des Herstellers (Wartungsanleitung) und Inspektionen solcher Anlagen sowie die rechtzeitige Instandsetzung festgestellter Mängel. Ein Hilfsinstrument hierfür sind die in vielen WEA bereits vorhandenen Systeme zur automatischen Überwachung wichtiger Betriebsparameter, z. B. Druck, Temperatur, an maschinellen und elektrischen Anlagen wie Transformator, Generatorwicklungen, Getrieben, Hydrauliksystemen oder Lagern. Grenzwertüberund -unterschreitungen sollten zu einer Alarmierung und letztendlich zur automatischen Abschaltung einer WEA führen können. Bei der Typenprüfung und Zertifizierung von WEA wird die Überwachung der Betriebsparameter in der Regel berücksichtigt. Elektrische Anlagen und Überwachungssysteme in WEA müssen regelmäßig vor Ort von Sachverständigen geprüft werden. Dabei muss u. a. eine Gas- und Ölanalyse der Transformator-Isolierflüssigkeit mindestens alle fünf Jahre durchgeführt werden. Die Analyse lässt einen Rückschluss auf die Qualität des Isolieröles zu und liefert Aufschlüsse über mögliche elektrische Fehler, thermische Überlastungen des Transformators und den Zustand des Papier-Dielektrikums. Bei Fehlern im Aktivteil von Öltransforma­toren

III Windkraft - Anhang 2

143

besteht aufgrund der großen elektrischen Ströme in Verbindung mit dem Isolieröl als Brandlast Explosionsgefahr infolge eines rasch anwachsenden Kesselinnendrucks. Bei Trockentransformatoren ist eine Kontrolle der Oberfläche jährlich durchzuführen und falls notwendig eine Reinigung vorzusehen. Zusätzliche Sicherheit bieten Einrichtungen zur optischen Erkennung von Teilentladungen (Funkenschalter).

•• Anschlussbereiche und wenn möglich Kontakte der NH-Sicherungslasttrenner

Eine wiederkehrende Prüfung von elektrischen Anlagen gemäß VdS 2871 sollte in der Regel alle 2 Jahre erfolgen.

•• Anschlussbereiche und Oberflächen von Transformatoren, Konverter und Motoren

•• Klemmvorrichtungen bzw. Klemmleisten in Verteilungen sowie Schalt- und Steuerverteilern •• Anschlussbereiche und wenn möglich Kontakte von Sammelschienen, Schütze, Kondensatoren usw.

•• Energiekabel bzw. Kabelbündel Hinweise: siehe •• VdS 2871 Prüfrichtlinien nach Klausel 3602, Richtlinien für die Prüfung elektrischer Anlagen •• DIN EN 50308 (VDE 0127-100) Windenergieanlagen – Schutzmaßnahmen – Anforderungen für Konstruktion, Betrieb und Wartung •• DIN EN 50110-100 (VDE 0105-100) Betrieb von elektrischen Anlagen

•• Oberflächen von Betriebsmitteln, bei denen eine gefahrdrohende Erwärmung vermutet werden kann Die Durchführung der Thermographie-Untersuchung sollte von einem hierfür anerkannten Sachverständigen vorgenommen werden, der nachweislich die fachliche Qualifikation besitzt und über die notwendigen Messgeräte verfügt, z. B. VdS-anerkannter Sachverständiger für Elektro-Thermografie. Hinweise: siehe

•• DIN EN 60204-1 (VDE 0113-1) Sicherheit von Maschinen – Elektrische Ausrüstung von Maschinen – Teil 1: Allgemeine Anforderungen •• DIN EN 60599 (VDE 0370-7, IEC 60599) In Betrieb befindliche, mit Mineralöl imprägnierte elektrische Geräte – Leitfaden zur Interpretation der Analyse gelöster und freier Gase •• DIN EN 61400-2 (VDE 0127-2) Windenergieanlagen – Teil 2: Sicherheit kleiner Windenergieanlagen (IEC 61400-2) •• Unfallverhütungsvorschrift: Elektrische Anlagen und Betriebsmittel (BGV A 3, vorherige VBG 4) Neben diesen Prüfungen sollten Thermografie-Untersuchungen an der Elektroinstallation regelmäßig durchgeführt werden, z. B. in folgenden Bereichen:

•• VdS 2858 Thermografie in elektrischen Anlagen •• VdS 2861 VdS-anerkannte Sachverständige für Elektrothermografie (Elektrothermografen), siehe www.vds.de Ortsveränderliche Geräte, die im Rahmen der Wartung und Instandsetzung eingesetzt werden, sind nach der BGV A3 regelmäßig zu prüfen (Richtfrist halbjährlich, Maximalfrist jährlich). Blitzschutzsysteme sind regelmäßig ( jährlich) von einem hierfür anerkannten Sachkundigen zu prüfen. Die Prüfung der Funktionsfähigkeit und des Zustandes vom Blitzschutzsystem beinhaltet insbesondere eine Sichtprüfung aller Fang- und Ableitungseinrichtungen sowie die Messung des Durchgangswiderstandes der Ableitungsstrecke von den Fangeinrichtungen in den Rotorblättern bis zur Erdanschlussfahne und des Fundamentausbreitungswiderstandes.

144

III Windkraft - Anhang 2

Hinweis: siehe •• VdS 3432 VdS-anerkannte Sachkundige für Blitzund Überspannungsschutz sowie EMV-gerechte elektrische Anlagen (EMV1-Sachkundige) •• Arbeitsrichtlinie “Überprüfung des Zustandes des Blitzschutzsystems von Windenergieanlagen”, Bundesverband WindEnergie – BWE (Fassung: Oktober 2004)

und -einrichtungen sowie mit deren Umgang, •• richtiges Verhalten im Brandfall, z. B. Alarmierung von Hilfe leistenden Stellen und •• richtige Handhabung von Feuerlöschern. Es ist zu empfehlen, Brandschutzübungen, z. B. Probealarm, Umsetzung des Notfallplans und Evakuierung der Gondel, regelmäßig abzuhalten und dabei die örtliche Feuerwehr einzubinden. 5.2

Bei dieser wiederkehrenden Prüfung ist zusätzlich der Fundamentausbreitungswiderstand gemäß VDE 0185305-3 (EN 62305-3) zu messen. Das Ergebnis der Instandhaltung sollte schriftlich festgehalten werden, z. B. in einem Wartungspflichtenheft oder Betriebsbuch. Mängel, die bei der Wartung oder Prüfung festgestellt sind, sollten unverzüglich behoben werden. Die Mängelbeseitigung ist zu dokumentieren und nachzuprüfen. 5.1.7

Rauchverbot

Für den gesamten Bereich der WEA ist ein Rauchverbot auszusprechen. Um die Einhaltung des Rauchverbotes sicherzustellen, sollten die Beschäftigten und ggf. Fremdfirmen belehrt und Verstöße gegen das Rauchverbot mit Sanktionen geahndet werden. Das Rauchverbot ist bereits an den Zugängen zur WEA deutlich und dauerhaft zu kennzeichnen. 5.1.8

Schulung

Das Servicepersonal und ggf. die beauftragten Fremdfirmen sind hinsichtlich der Brandgefahren in der WEA regelmäßig zu unterweisen, z. B. •• Vermeidung von Brandgefahren, •• Funktionsweise installierter Brandschutzanlagen

1

EMV = Elektromagnetische Verträglichkeit

Branderkennung und Brandbekämpfung

Die Einsatzbedingungen, hier in erster Linie die Umwelt- und Wetterbedingungen, für die brandschutztechnischen Anlagen in WEA können erheblich variieren. Besonders zu berücksichtigen sind hier z. B. •• Einflüsse aus salzhaltigen Atmosphären (Offshore WEA), •• starke Temperaturschwankungen bedingt durch den Tag-Nacht-Wechsel, z. B. bei nächtlicher starker Abkühlung und intensiver Sonneneinstrahlung tagsüber, •• Vibrationen, •• Ölniederschläge, •• Luftwechsel und Strömungsverhältnisse in der Gondel. Weiterhin kann eine erhöhte Luftfeuchtigkeit, z. B. bedingt durch den Standort, und Bauweise der WEA die Wirkungsweise der Anlagentechnik beeinflussen. Einflüsse, die die Wirksamkeit und Zuverlässigkeit der eingesetzten Brandschutztechnik beeinflussen können, sind deshalb schon in der Planungsphase der Anlage entsprechend zu berücksichtigen und auf die unterschiedlich verwendeten Techniken und Bauweisen von WEA abzustimmen. 5.2.1

Branderkennung

Zur wirksamen Begrenzung von Brand- und Folgeschäden sollen auch bei WEA Brände insbesondere durch automatische Brandmeldeanlagen rechtzeitig erkannt

III Windkraft - Anhang 2

145

werden, da WEA in der Regel ohne Personal betrieben werden. Grundsätzlich wird hierbei zwischen der Raum- und Einrichtungsüberwachung unterschieden.

Hinweis: siehe VdS 2304 Einrichtungsschutz für elektrische und elektronische Systeme, Richtlinien für Planung und Einbau.

Die automatische Branderkennung dient einerseits der Information der Leittechnik und andererseits der automatischen Auslösung von Löscheinrichtungen nebst ggf. möglicher automatischer WEA-Abschaltung. Raumüberwachung Gondel und Bereiche des Turmes, in denen WEA-Technik untergebracht ist, sowie externe Transformatorund Umspannstationen sind durch eine automatische Brandmeldeanlage (BMA) zu überwachen.

Die Eignung der Brandmelder ist grundsätzlich in Abhängigkeit der jeweiligen Einsatzbedingungen in WEA und in Abstimmung mit dem Systeminhaber (Hersteller) objektspezifisch zu prüfen. Dabei ist insbesondere auf die optimale Branderkennung und die Begrenzung von Fehl- bzw. Täuschungsalarmen zu achten. Mineralöl-Transformatoren sollten ergänzend zur raumüberwachenden Branderkennung und Temperaturüberwachung mit Buchholzschutz (Vor- und Hauptalarm mit Abschaltung) abgesichert werden.

Doppelböden und Deckenhohlräume o. ä. mit Brandlasten, z. B. Kabeln und sonstigen Leitungen, sind in die Überwachung einzubeziehen.

Eine automatische Brandfrüherkennung macht nur Sinn, wenn bei Ansprechen derselben mindestens folgende Reaktionen ausgelöst werden:

Hinweis: siehe VdS 2095 Richtlinien für automatische Brandmeldeanlagen – Planung und Einbau.

•• Brandmeldung mit Alarmweiterleitung zu einer ständig besetzten Stelle •• Abschaltung der WEA und vollständige Trennung vom Netz •• Auslösung der Einrichtungs- und Raumschutzlöschanlage in Zweimeldungsabhängigkeit (Typ B)

Brandmelder müssen immer für den zu überwachenden Bereich und die zu erwartenden Brandkenngrößen geeignet sein. Auf die besonderen Umgebungsbedingungen, z. B. Temperatur, Luftfeuchte, und Vibrationen, ist bei der Auswahl und dem Betrieb der Brandmelder zu achten; ggf. kommen Melderheizungen zum Einsatz. Bei der Überwachung in der WEA sollten vorzugsweise Brandmelder mit der Kenngröße Rauch zum Einsatz kommen. Einrichtungsüberwachung Bei Einrichtungen, die z. B. •• gekapselt, •• zwangsbelüftet und •• in Räumen mit hoher Luftwechselrate betrieben werden, z. B. Schalt- und Umrichterschränke, sind Überwachungen der Einrichtungen ergänzend zur Raumüberwachung erforderlich. Bei der Überwachung der Einrichtungen sollte vorzugsweise ebenfalls Rauch als Brandkenngröße herangezogen werden.

Bei Meldesystemen, die unterschiedliche Alarmschwellen zulassen, besteht die Möglichkeit, in Abhängigkeit von den Alarmschwellen abgestufte Reaktionen einzuleiten, z. B. Voralarm, Hauptalarm usw.

146

III Windkraft - Anhang 2

Hinweis zur Auswahl von Brandmeldern zur Raum- und Einrichtungsüberwachung

Melderart

Rauchmelder

Wärmemelder (Index “R” gemäß DIN EN 54-5)

Punkt­ förmig

Mehr­ punktförmig

Linien­ förmig

Streu­licht

Ansaug-

Licht­strahl-

Gondel mit Transformator inklusive Nabe und Zwischenböden

-

+

Zentrale Umspannstation, Schaltschrankräume

+

Turmfuß/-plattform mit ggf. vor­handenen Installationen

Flammen­melder

Multisensorrauchmelder

Punkt­ förmig

Linien­ förmig

IR

UV-

Rauch und Wärme

Rauch und CO

-

-

-

-

-

-

-

+

+

+

+

-

-

+

+

-

+

-

+

-

-

-

-

-

Schaltschränke

+

+

-

-

-

-

-

+

-

Hydrauliksystem

-

+

-

+

-

-

-

-

-

Transformator

-

+

-

Buchholzschutz

-

-

-

-

Raum/Ein­richtung

+ grundsätzlich geeignet - eher nicht geeignet Die Angaben in dieser Tabelle beziehen sich auf die grundsätzliche Eignung verschiedener Meldertypen im Hinblick auf die Funktionsweise und allgemeinen Anwendungsbedingungen im jeweils betreffenden Anlagenbereich von WEA; sie dienen als Orientie­rungshilfe und ersetzen nicht den erforderlichen Eignungsnachweis sowie die objektspezifische Fachplanung durch einen geeigneten Fachplaner, z. B. VdS-anerkannte Errichter. Dabei sind die typenabhängigen Besonderheiten von WEA und Brandmeldeanlagen in Abstimmung mit dem Versicherer (z. B. Ingenieurtechnischer Abteilung), VdS Schaden­verhütung GmbH sowie ggf. der Zertifizierungsstelle für WEA zu berücksichtigen (Siehe hierzu auch VdS-Richtlinien für Planung und Einbau von Brand­meldeanlagen).

Bei der Auswahl der Brandmeldertechnik ist stets darauf zu achten, dass die erforderliche Instandhaltung praktikabel in Anbetracht des Standortes und der beengten Verhältnisse in der Gondel gewährleistet werden kann. 5.2.2

Brandbekämpfung

Aufgrund des personenlosen Betriebs der WEA, der zeitaufwendigen Erreichbarkeit (insbesondere auch bei Offshore-Anlagen) und der stark eingeschränkten Zugänglichkeit für die Feuerwehr kann eine wirksame Brandbekämpfung und damit auch Schadenbegrenzung erfahrungsgemäß insbesondere durch automatische Feuerlöschanlagen sichergestellt werden.

Feuerlöschanlagen Für den wirksamen Brandschutz von WEA empfehlen sich selbsttätige, stationäre Feuerlöschanlagen. Dabei kommen grundsätzlich sowohl Gaslöschanlagen als auch Wasserfeinsprühlöschanlagen (unter Berücksichtigung der besonderen Randbedingungen) in Betracht. Diese Feuerlöschanlagen können als Einrichtungsoder Raumschutzanlagen oder einer Kombination aus beiden ausgeführt werden. Einrichtungsschutzanlagen wirken dabei selektiv auf das zu schützende Gerät oder Anlagenteil. Vor Auslösung einer Feuerlöschanlage sollte die Klimaoder Lüftungsanlage automatisch abgeschaltet werden.

III Windkraft - Anhang 2

Für den Einsatz in WEA sind Löschmittel wünschenswert, die möglichst rückstandsfrei, nicht korrosiv und elektrisch nicht leitend und für die herrschenden Umweltbedingungen in WEA (Temperatur, Witterung, Dichtigkeit der zu schützenden Einrichtungen und Räume) und Brandlasten geeignet sind. Für den Einsatz in WEA kommen je nach Anwendungsfall z. B.: •• •• •• ••

CO2-Feuerlöschanlagen, Inertgaslöschanlagen, Feinsprühlöschanlagen und Sprühwasser-Löschanlagen (Transformator- bzw. Umspannstation)

147

•• Zuverlässigkeit (Robustheit der Anlagen im Hinblick auf Störanfälligkeit, um die Wartungs- und Prüfungsintervalle zu begrenzen) •• Kosten Um die Wirksamkeit von Gaslöschanlagen sicherzustellen, sind die Planungsvorgaben im Zusammenhang mit den vorzusehenden Druckentlastungsöffnungen besonders zu beachten. Weiterhin sei auf die notwendigen Schutzbestimmungen im Hinblick auf die Personensicherheit bei der Verwendung von Gaslöschanlagen hingewiesen.

in Frage. Aufgrund möglicher Folgeschäden sind Pulver- bzw. Aerosollöschanlagen zum Einsatz in WEA grundsätzlich nicht zu empfehlen. Die Eignung der automatischen Feuerlöschanlagen zum Raum- und Einrichtungsschutz ist grundsätzlich in Abhängigkeit der jeweiligen Einsatzbedingungen in WEA und in Abstimmung mit dem Hersteller objektspezifisch zu prüfen. Dabei sind insbesondere folgende Aspekte zu berücksichtigen: •• Löschwirksamkeit −− Notwendige Löschgaskonzentration bzw. Wasserbeaufschlagung −− Einwirkzeit für Gaslöschanlagen (Berücksichtigung möglicher Rückzündung) −− Betriebszeit für Wasserlöschanlagen (Berücksichtigung eines effektiven Löscherfolgs) −− Dichtigkeit des Raums/Druckentlastung

Jede Löschanlagentechnik hat spezielle Anwendungsgrenzen bzw. Vor- und Nachteile. Daher ist die Eignung der gewählten Löschanlage aufgrund der Vielzahl von möglichen Parametern und einzuhaltenden Randbedingungen zur Sicherstellung der Löschwirksamkeit für jeden Anwendungsfall gesondert zu prüfen. Hinweis: siehe •• VdS 2093 CO2-Feuerlöschanlagen, Planung und Einbau •• VdS 2108 Schaumlöschanlagen, Richtlinien für Planung und Einbau •• VdS 2109 Sprühwasser-Löschanlagen, Richtlinien für Planung und Einbau •• VdS 2304 Einrichtungsschutz für elektrische und elektronische Systeme, Richtlinien für Planung und Einbau

•• Bevorratung der Löschmittel (erforderliche Menge, Gewicht ...)

•• VdS 2380 Planung und Einbau von Löschanlagen mit nicht-verflüssigten Inertgasen

•• Volumen/Platzbedarf

•• VdS 2381 Planung und Einbau von Löschanlagen mit halogenierten Kohlenwasserstoffen

•• Installation/Abnahme, Inbetriebnahme •• Instandhaltung

•• VdS 2496 Richtlinien für die Ansteuerung von Feuerlöschanlagen

148

III Windkraft - Anhang 2

•• VdS 2498 Richtlinien für Feinsprüh-Löschanlagen in Ergänzung zu VdS 2109 •• VdS 2562 Verfahren für die Anerkennung neuer Löschtechniken Hinweis zur Auswahl von Feuerlöschanlagen für den Raum- und Einrichtungsschutz

Löschanlagen (Löschmittel)

Gaslöschanlagen

CO2 (Hoch­ druck)

Inertgase

Wasserlöschanlagen

Sprinkler

Sprühwasser

Sonstige Löschanlagen

Feinsprüh

Schaum

Pulver

Aerosol1)

Raum/Einrichtung WEA Raumschutz, z. B.: Gondel mit Generator, Transformator, Hydrauliksystemen, Getriebe, Bremse, Azimut-Antrieb

+

+

+

+

+

-

-

-

Nabe mit Pitch-Antrieb und ggf. Generator

+

+

+

+

+

-

-

-

Zwischenböden mit Ölauffangwanne und Kabel und Elektroin­ Sstallation

+

-

+

+

+

+

-

-

Zentrale Umspannstation, Schaltanlagenräume (ohne Transformator)

+

+

-

-

+

-

-

-

Turmfuß/-plattform mit ggf. vor­handenen Installationen

+

+

+

+

+

-

-

-

Einrichtungsschutz, z. B.: Steuer-, Umrichter- und Schaltschränke (NS/MS), geschlossen

+

+

-

-

+

-

-

-

Transformator

+

-

-

+

+

-

-

-

Steuer-, Umrichter- und Schaltschränke (NS/MS), offen

+

-

-

-

+

-

-

-

Hydrauliksystem, offen

+

-

+

+

+

+

-

-

+ grundsätzlich geeignet - eher nicht geeignet Die Angaben in dieser Tabelle beziehen sich auf die grundsätzliche Eignung verschiedener Feuerlöschanlagen im Hinblick auf ihre Funktionsweise und allgemeinen Anwendungsbedingungen im jeweils betreffenden Anlagenbereich von WEA; sie dienen als erste Orientierungshilfe und ersetzen nicht den erforderlichen Eignungsnachweis sowie die objektspezifische Fach­planung durch einen geeigneten Fachplaner, z. B. VdS-anerkannte Errichter. Dabei sind die typenabhängigen Besonderheiten von WEA und Feuerlöschanlagen in Abstimmung mit dem Versicherer (z. B. Ingenieurtechnischer Abteilung), VdS Schadenverhütung GmbH sowie ggf. der Zertifizierungsstelle für WEA zu berücksichtigen (Siehe hierzu auch VdS-Richtlinien für Planung und Einbau der jeweiligen Feuerlöschanlagen). 1) Bezüglich des Einsatzes von Aerosollöschanlagen liegen derzeit keine Erfahrungen betreffend der Zuverlässigkeit und Wirksamkeit vor

III Windkraft - Anhang 2

Die Brandmeldung, Alarmierung, Alarmfallsteuerung, Ansteuerung einer Feuerlöschanlage und deren Überwachung erfolgt in der Regel durch eine für diesen Zweck anerkannte Brandmeldeanlage (siehe Abs. 5.2.1). Feuerlöscher Zur Bekämpfung von Entstehungsbränden ist eine ausreichende Anzahl von hierfür geeigneten sowie funktionsbereiten Feuerlöschern bereitzuhalten. Diese sollten in allen Räumen, u. a. in der Gondel, im Turmfuß und in der eventuell extern angeordneten Umspannstation, in denen Brände möglich sind, vorhanden sein. Das Löschmedium ist auf die vorhandenen Brandlasten abzustimmen. Wegen der negativen Auswirkungen von Löschpulver auf elektrische und elektronische Anlagen ist auf den Einsatz von Pulverlöschern möglichst zu verzichten. In der Gondel sollten mindestens ein 6-kg-CO2-Feuerlöscher und ein 9-l-Schaum-Feuerlöscher installiert werden (Auf Frostgefahr achten). Auf den Zwischenebenen und im Turmfuß im Bereich der elektrischen Einrichtungen sollte jeweils mindestens ein 6-kg CO2-Feuerlöscher aufgestellt werden. Feuerlöscher müssen regelmäßig, mindestens alle zwei Jahre, durch einen Sachkundigen geprüft werden. Bei starker Beanspruchung des Löschers, z. B. durch Umwelteinflüsse, können kürzere Zeitabstände erforderlich sein. 5.2.3

Störungsüberwachung

Zur Sicherstellung der ständigen Betriebssicherheit bedürfen Brandmeldeanlagen und Feuerlöschanlagen der ständigen Überwachung. Ausfälle bei herkömmlichen Brandschutzanlagen, z. B. Ausfall einzelner Brandmelder oder Leckage an der Löschmittelbevorratung bzw. Löschmittelschwund werden anhand von Störmeldungen unmittelbar an der Brandschutzanlage angezeigt. Bedingt durch den personallosen Betrieb und die Lage von WEA und das daraus resultierende Nichterkennen von möglichen

149

Störungen an der Brandschutzanlage vor Ort ist eine Weiterleitung aller Störmeldungen auf eine ständig besetzte Stelle (Leitwarte) notwendig, über die eine umgehende Wiederherstellung der uneingeschränkten Betriebsbereitschaft der Brandschutzanlage einzuleiten ist. Alle Ereignisse müssen im Betriebsbuch dokumentiert sein. 5.2.4

Außerbetriebnahme von Sicherheitseinrichtungen

Brandschutzanlagen dürfen nur in Abstimmung mit den hierfür verantwortlichen Personen kurzzeitig bei Vorliegen zwingender Erfordernisse außer Betrieb genommen werden. Bei Außerbetriebnahme einer Brandschutzanlage muss stets geprüft werden, ob eine Meldepflicht gegenüber dem Sachversicherer besteht (Gefahrerhöhung im Sinne von VVG). Für die Zeit der Außerbetriebsetzung sollten ausreichende Ersatzmaßnahmen vorgesehen werden, z. B. •• Sicherstellen der Brandmeldung und •• Bereithalten von geeignetem Löschgerät (siehe auch Abs. 5.2.2). Nach der Beendigung der Arbeiten sind alle außer Betrieb genommenen Sicherheits- und Brandschutzeinrichtungen wieder in Betrieb zu setzen. Hierzu sollte der Betriebzustand der Anlagen im Eingangsbereich der WEA und in der Leitzentrale erkennbar sein. 5.3

Maßnahmen zur Schadenbegrenzung

Erfahrungsgemäß ist es sinnvoll, einen Notfallplan für den Brandfall zu erstellen, der insbesondere folgende Festlegungen beinhalten sollte: •• Festlegung der(s) Bereitschafthabenden in der internen Dienstplanung für die vorhandenen WEA (Sicherstellung der „Rund um die Uhr“-Bereitschaft der Leitwarte).

150

III Windkraft - Anhang 2

•• Erstellung und Einführung eines internen, schriftlichen Ablaufplanes für den Brandfall, in dem alle umzusetzenden Sofortmaßnahmen des zuständigen Mitarbeiters enthalten sind – darin sollten u. a. folgende Punkte enthalten sein: −− Bereitstellung örtlich zuständiger Notrufnummer, −− Benachrichtigung von Feuerwehr und Polizei, −− Vor-Ort-Unterstützung von Feuerwehr und Polizei, −− wenn notwendig WEA abschalten und Trennung der WEA vom Stromnetz und −− Brandschaden umgehend beim Versicherer anzeigen. •• Erarbeitung eines Notfallkonzeptes für den Brandfall in Abstimmung mit den zuständigen Feuerwehren und Polizeidienststellen sowie ggf. dem Versicherer. Nachfolgend genannte Punkte sollten Bestandteil eines Notfallkonzeptes sein. −− Hinterlegung der internen Bereitschaftspläne bzw. Bekanntgabe einer entsprechenden Bereitschaftstelefonnummer bei Polizei und Feuerwehr. −− Information und ggf. Einweisung zuständiger Rettungsdienste (Feuerwehr, Polizei) über: •• Aufbau der WEA, •• hochspannungsführende Teile und brennbare Stoffe innerhalb der WEA und •• die Anfahrtswege und Zugang zur WEA. −− Festlegung umzusetzender Sofort-Maßnahmen bei einer Brandmeldung, z. B. Trennung der WEA vom Stromnetz. −− Hinweise zur Erstellung eines Einsatzkonzeptes im Brandfall für jede WEA, z. B. geeignete Einsatzfahrzeuge und notwendige Schutzkleidung sowie Schutzzone um die betreffende WEA. Folgende Informationen sollten an der WEA für jeden erkennbar zugänglich sein: •• Identifikationsnummer und Notrufnummer sowie •• Verhaltensregeln beim Brand der WEA, z. B. Benachrichtigung der Feuerwehr und sich in Sicherheit bringen sowie weitere Sicherheitshinweise beachten.

Für Offshore-Windparks sind aufgrund besonderer Bedingungen ggf. alternative bzw. ergänzende Maßnahmen zur Notfallplanung erforderlich. 5.4

Qualitätssicherung

Erfahrungsgemäß können die Funktionen der technischen Anlagen, insbesondere der sicherheitstechnischen Anlagen für ihre Einsatz- bzw. Lebensdauer sichergestellt werden, wenn geeignete Maßnahmen zur Qualitätssicherung bei der Planung, Ausführung und beim Betrieb ergriffen sind. Hierzu gehören u. a.: •• Anerkannte Regeln der Technik als Planungsgrundlage. •• Verwendung von Produkten und Systemen mit nach­weislicher Qualität, die ggf. einer eigenen Kontrolle und Fremdüberwachung unterliegen. •• Qualifizierung der Fachplaner und ausführender Fachkräfte. Als ausreichend qualifiziert gelten z. B. VdS-anerkannte Errichterfirmen, VdS-anerkannter Sachkundige für Blitz- und Überspannungsschutz und EMV-Sachkundige. •• Abnahmeprüfung und wiederkehrende Prüfungen durch einen anerkannten Sachverständige, z. B. VdS-Sachverständige für brandschutztechnische Anlagen. •• Regelmäßige und ordnungsgemäße Wartung durch Fachunternehmen bzw. geschulten Fachkräfte aus eigenem Betrieb. •• Dokumentation und Überwachung der durchzuführenden Instandhaltung. Diese Maßnahmen können ggf. auch bei einer Typenprüfung bzw. Zertifizierung der WEA durch eine unabhängige und anerkannte Stelle berücksichtigt und überprüft werden. Bei der Errichtung einer WEA müssen verschiedene Aspekte neben Statik und Ertragsberechnung berücksichtigt werden, z. B. Blitz- und Brandschutz, elektro-

III Windkraft - Anhang 2

magnetische Störung, Schallimmission, Schattenwurf oder Auswirkungen für die Luftfahrt, Fauna und Landschafts- und Ortsbild. Dementsprechend sollen jeweils geeignete Fachplaner hinzugezogen werden. Hinweis: siehe DIN VDE 0100-610 (VDE 0100-610) Errichten von Niederspannungsanlagen – Teil 6-61: Prüfungen – Erstprüfungen

6.

DIN EN 60204-1 (VDE 0113-1) Sicherheit von Maschinen - Elektrische Ausrüstung von Maschinen - Teil 1: Allgemeine Anforderungen

7.

DIN EN 61400-2 (VDE 0127-2) Windenergie­anlagen

8.

DIN EN 60599 (VDE 0370-7, ICE 60599) In Betrieb befindliche, mit Mineralöl imprägnierte elektrische Geräte – Leitfaden zur Interpretation der Analyse gelöster und freier Gase

9.

DIN EN 61400-1; VDE 0127-1: Windenergie­ anlagen Teil 1: Auslegungsanforderungen (IEC 61400-1) Teil 2: Sicherheit kleiner Windenergieanlagen (IEC 61400-2)

Für die Errichtung und Wartung sowie Instandsetzung von WEA sollen Fachunternehmen beauftragt werden, die über •• erforderliche Sachkenntnis und Erfahrung, •• Fachkräfte, •• Ausstattung und Vorrichtungen verfügen, was u. a durch hinreichende Referenzen belegt werden kann. Bei brandschutztechnischen Anlagen ist dies z. B. durch eine VdS-Anerkennung der Errichterfirmen sichergestellt.

6

Literatur / Quellen

1.

Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG, 21. Juli 2004) http://www.erneuerbare-energien.de/inhalt/

2.

Unfallverhütungsvorschrift: Elektrische Anlagen und Betriebsmittel (BGV A 3, vorherige VBG 4)

3.

Richtlinie für Windenergieanlagen; Einwirkungen und Standsicherheitsnachweise für Turm und Gründung, Deutsches Instituts für Bautechnik (DIBt), März 2004

4.

DIN EN 50110-2 (VDE 0105-2) Betrieb von elektrischen Anlagen

5.

DIN EN 50308 (VDE 0127-100) Windenergieanlagen - Schutzmaßnahmen - Anforderungen für Konstruktion, Betrieb und Wartung

151

10. DIN EN 62305 (VDE 0185-305) Blitzschutz Teil 1: Allgemeine Grundsätze (DIN EN 62305-1; VDE 0185-305-1) Teil 2: Risiko-Management (VDE 0185-305-2) mit Beiblatt 1: Blitzgefährdung in Deutschland und Beiblatt 2: Berechnungshilfe zur Abschätzung des Schadensrisikos für bauliche Anlagen Teil 3: Schutz von baulichen Anlagen und Personen (DIN EN 62305-3 und VDE 0185-305-3) mit Beiblatt 1: Zusätzliche Informationen zur Anwendung der DIN EN 62305-3 und Beiblatt 2: Zusätzliche Informationen für besondere bauliche Anlagen sowie Beiblatt 3: Zusätzliche Informationen für die Prüfung und Wartung von Blitzschutzsystemen Teil 4: Elektrische und elektronische Systeme in baulichen Anlagen (DIN EN 62305-4, VDE 0185-305-4 und IEC 62305-4) 11. DIN VDE 0100-610 (VDE 0100-610) Errichten von Niederspannungsanlagen Teil 6-61: Prüfungen – Erstprüfungen 12. Bezugsquelle: Beuth Verlag GmbH, Burggrafenstraße 6, 10787 Berlin, www.beuth.de

152

III Windkraft - Anhang 2

13. VdS 890: GDV-Broschüre „Erneuerbare Energien: Gesamtüberblick über den technologischen Entwicklungsstand und das technische Gefährdungspotenzial“, Abschlussbericht der Projektgruppe „Erneuerbare Energien“ der Technischen Versicherer im GDV 14. VdS 2008: Feuergefährliche Arbeiten – Richtlinien für den Brandschutz 15. VdS 2010: Risikoorientierter Blitz- und Überspannungsschutz, Richtlinien zur Schadenverhütung

27. VdS 2381: Planung und Einbau von Löschanlagen mit halogenierten Kohlenwasserstoffen 28. VdS 2496: Richtlinien für die Ansteuerung von Feuerlöschanlagen 29. VdS 2498: Richtlinien für Feinsprüh-Löschanlagen in Ergänzung zu VdS 2109 30. VdS 2562: Verfahren für die Anerkennung neuer Löschtechniken 31. VdS 2858: Thermografie in elektrischen Anlagen

16. VdS 2025: Kabel- und Leitungsanlagen, Richtlinien zur Schadenverhütung 17. VdS 2036: Erlaubnisschein für Schweiß-, Schneid-, Löt-, Auftau- und Trennschleifarbeiten (Muster) 18. VdS 2046: Sicherheitsvorschriften für elektrische Anlagen bis 1000 Volt

32. VdS 2861: VdS-anerkannte Sachverständige für Elektrothermografie (Elektrothermografen), siehe www.vds.de 33. VdS 2871: Prüfrichtlinien nach Klausel 3602, Richtlinien für die Prüfung elektrischer Anlagen

19. VdS 2047: Sicherheitsvorschriften für Feuergefährliche Arbeiten

34. VdS 3432: VdS-anerkannte Sachkundige für Blitzund Überspannungsschutz sowie EMV-gerechte elektrische Anlagen (EMV-Sachkundige)

20. VdS 2093: CO2-Feuerlöschanlagen, Planung und Einbau

35. Bezugsquelle: VdS Schadenverhütung Verlag, Köln, www.vds.de

21. VdS 2095: Richtlinien für automatische Brandmeldeanlagen – Planung und Einbau.

36. GL-Richtlinie für die Zertifizierung von Windenergieanlagen, Ausgabe 2003 mit Ergänzung 2004

22. VdS 2108: Schaumlöschanlagen, Richtlinien für Planung und Einbau

37. GL-Guideline for the Certification of Wind Turbines, Edition 2003 with Supplement 2004

23. VdS 2109: Sprühwasser-Löschanlagen, Richtlinien für Planung und Einbau

38. GL-Guideline for the Certification of Offshore Wind Turbines, Edition 2005

24. VdS 2304: Einrichtungsschutz für elektrische und elektronische Systeme, Richtlinien für Planung und Einbau

39. GL-Richtlinie für die Zertifizierung von Condition Monitoring Systemen für Windenergieanlagen, Ausgabe 2007

25. VdS 2349: Störungsarme Elektroinstallation

40. GL-Guideline for the Certification of Condition Monitoring Systems for Wind Turbines, Edition 2007

26. VdS 2380: Planung und Einbau von Löschanlagen mit nichtverflüssigten Inertgasen

III Windkraft - Anhang 2

41. GL Wind-Leitfaden, Zertifizierung von Brandschutzsystemen für Windenergieanlagen (WEA), Prüfverfahren, Germanischer Lloyd 42. Bezugsquelle: Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Geschäftsbereich Windenergie, Stein­höft 9, 20459 Hamburg, www.gl-group.com/glwind Bundesverband WindEnergie e. V. 43. Marktübersicht 2006 44. Arbeitsrichtlinie “Überprüfung des Zustandes des Blitz­schutzsystems von Windenergiean­ lagen”, 2004 45. Bezugsquelle: http://www.wind-energie.de/ de/shop/bwe-marktueber­sicht/marktuebersicht-2006/

153

154

III Windkraft - Anhang 2

III Windkraft - Anhang 3

Anhang 3

Technischer Anhang

1

Bestimmungen und Qualitätskriterien zur Errichtung von fabrikfertigen Stationen

1.1

Einleitung

Zum Anschluss von Windenergieanlagen an das Mittelspannungsnetz werden überwiegend fabrikfertige Kompaktstationen eingesetzt. Diese Stationen enthalten im Allgemeinen einen Transformator, eine Niederspannungs- und eine Mittelspannungsschaltanlage um die Energieübertragung an das Mittelspannungsnetz zu gewährleisten. Aufgrund der kompletten Werksmontage bieten die Kompaktstationen einen hohen Qualitätsstandard. Durch die effiziente Herstellung solcher Stationen in kompakter Bauweise wird ein gleich bleibend hoher Standard ermöglicht. Die Betriebserfahrungen der vergangenen Jahre zeigen jedoch, dass die Ausfallwahrscheinlichkeit solcher Stationen wesentlich steigt, sofern von ausgereiften Aufbaumerkmalen und bestimmten technischen Vorschriften abgewichen wird. Die nachfolgende Zusammenfassung der wesentlichen Bestimmungen und Qualitätskriterien zur Errichtung von fabrikfertigen Stationen gibt potenziellen Betreibern und anderen Beteiligten, wie zum Beispiel Versicherungsunternehmen und Banken, einen Leitfaden zur qualitativen Beurteilung dieser Stationen an die Hand. 1.2

Allgemeines

Der Anbieter/Lieferant ist zertifiziert nach DIN/lSO 9001. Zur Anwendung kommen ausschließlich Serienkomponenten.

2

155

Errichtung der Station

Die Stationen sind nach der Norm DIN EN 61330 / VDE 0670 Teil 611 zu errichten.

2.1

Typprüfungen

Grundsätzlich müssen alle Typprüfungen an einer fabrikfertigen Ortsnetzstation gemäß DIN EN 61330 / VDE 0670 Teil 611 durchgeführt werden. Wesentliche Typprüfungen sind: 2.2

Prüfungen zum Nachweis der Erwärmung der Hauptbestandteile in einer Station (Erwärmungsprüfungen)

Der Hersteller muss sicherstellen, dass die Temperaturerhöhung des Transfor­mators innerhalb der Stationskörper nicht die gemessenen Werte für denselben Transformator außerhalb des Stationskörpers um mehr überschreitet, als die Temperaturklasse des Gehäuses angibt. Es sind ausschließlich Stationen mit Zuordnung zur Gehäuseklasse 20 zu ver­wenden. Einsatz von Transformatoren in den Stationen nur mit der für die jeweilige Station zugelassenen Trafoleistung, um unzulässigen Erwärmungen vorzubeugen. 2.3

Störlichtbogenprüfung

Für die fertig montierte Station wird die Störlichtbogenfestigkeit auf Grundlage der DIN EN 61330 / VDE 0670 Teil 611, Anhang A, gefordert. Für den jeweiligen Stationskörper muss bei eingesetzter MS-Schaltanlage, Transformator sowie der Niederspannungsverteilung das erfolgreiche Bestehen einer Störlichtbogenprüfung, auf Grundlage der DIN EN 61330 / VDE 0670 Teil 611, Kriterien 1-6, PEHLA Richtlinie Nr. 4 für die Zugänglichkeitsgrade A (unterwiesenes Personal) und B (uneingeschränkter Zugang) nachgewiesen sein.

156

3

III Windkraft - Anhang 3

Dokumentation/Prüfprotokolle

•• Fertigungs- und Ansichtszeichnung des Beton­ körpers •• Angaben zur Aufstellung: Art der Gründung, Maße der Station •• Typenstatik (muss beim Lieferanten vorliegen) •• Nachweis der Ölfestigkeit nach § 19 WHG (Wasserhaushaltsgesetz) für die Ölauffangwanne aus Beton •• Prüfberichte gemäß 2.2 und 2.3 •• Stückprüfprotokolle Abdichtungen der Kabelführungen zum Erdreich prüfen (Nagetiere).

Ausreichende Kühlung der Transformatoren sind sicherzustellen. Alternativ zu Transformator mit temperaturabhängiger Auslösung: Mit Leistungsregulierung der WEA verbundene PT100 im Transformator verwenden. Türen der Stationen mit Gummidichtungen ausführen. Wasserdichte Kabeleinführungen auch für Niederspannungskabel. 4.2

Mittelspannungsschaltanlage

4

Mindestanforderungen an die Stationsausstattung

Gasisolierte Schaltanlage nach IEC 298: Unempfindlichkeit aller Mittelspannung führenden Teile gegen Luftfeuchtigkeit, aggressive Atmosphäre, Schmutz, Staub und Kleintiere durch Einbau im geschlossenen, gasisolierten Behälter.

4.1

Gebäude

Korrosionsbeständigkeit aller Materialien.

Station aus Beton (kein Verbundmaterial). Ölfester Beton im Traforaum mit Nachweis. Die Ölauffangwanne muss die gesamte vorhandene Ölmenge des Transformators aufnehmen können. Ein Ölaustritt muss verhindert werden. Störlichtbogensicherer Aufbau mit Nachweis gemäß Pkt. 2.3. Lüftungstechnische Zuordnung mindestens zur Gehäuseklasse 20 mit Nachweis gemäß Pkt. 2.2. Alternativ: Transformator mit temperaturabhängiger Auslösung (Thermometer mit zwei Kontakten). Die Kühlung muss durch natürliche Belüftung erfolgen. Türen und Lüftungsgitter aus feuerverzinktem Stahl oder Aluminium. Wasserdichte Kabeleinführungen für Mittelspannungskabel. (Empfehlenswert zusätzlich für Niederspannungskabel). Minimaler Schutzgrad des Gebäudes IP23 in Übereinstimmung mit IEC 529.

Transformatorschaltfeld bis 2000 kVA und maximal 1800 kW WEA-Leistung mit Lasttrennschalter-Sicherungs-Kombination nach VDE 0670 Teil 303 / IEC 60420 mit mechanisch allpoliger Auslösung und Erdungsschalter inkl. mechanischer Verriegelung. Transformatorschaltfeld größer 2000 kVA und größer 1800 kW WEA-Leistung mit Leistungsschalter DIN VDE 0670, Teil 101-106 / IEC 60056 sowie Trennschalter und Erdungsschalter. Mechanische Verriegelung der Schalter gegeneinander. Einfache und sichere Bedienung, lückenloses kraftloses Verriegelungssystem. Nennkurzzeitstrom mindestens 16 kA, 1 sek. Bei Stationen ohne Erwärmungsprüfungsnachweis: Trafoschaltfeld zusätzlich mit Temperatur Abschaltung. Überspannungsschutz vorsehen. Ausreichende Kabelabfangmöglichkeiten.

III Windkraft - Anhang 3

4.3

Drehstrom-Öl-Transformator

Transformatoren nach DIN 42500/VDE 0532 hermetisch verschlossen. Mit MS-Außenkonus-Durchführungen nach DIN 47636. Bei Stationen ohne Erwärmungsprüfungsnachweis: Zusätzlich mit Thermometer für Temperaturwarnung und -abschaltung.

157

Bestückt mit NH-Sicherungs-Lastschaltleisten nach DIN VDE 0660 / IEC/EN 60 947-3. Korrosionsschutz (Verzinkung) für alle Stahleinbauteile inkl. Schraubverbindungen. Überspannungsschutz ist vorzusehen. 4.5

Stationsinterne Verkabelung

Bei Stationen ohne Erwärmungsprüfungsnachweis: Zusätzlich mit Thermometer für Temperaturwarnung und -abschaltung ausführen oder an Leistungsregelung der WEA angeschlossene PT100 verwenden.

MS-Kabelverbindung beidseitig mit berührungssicheren typgeprüften Kabelsteckteilen nach VDE O2 78. Kabelverlegung mit zulässigen Biegeradien nach DIN VDE 0298.

Quelle: Allianz (2 Absätze)

4.6

Wie des Öfteren festgestellt, werden hermetisch verschlossene Trafos auf der Mittelspannungsebene mit berührungssicheren Steckverbindungen ausgerüstet, d. h. die Porzellandurchführungen werden entfernt, sodass die auf Abstand eingestellten Funkhörner entfallen. Demzufolge entfällt der Überspannungsschutz auf dieser Spannungsebene. Eine Nachrüstung von Überspannungsschutzeinrichtungen gegen Aufpreis ist möglich und empfehlenswert.

Komplette Erdung aller eingebauten Komponenten auf PA-Schiene nach DIN EN 61330/ VDE 670 Teil 611 und DIN VDE 0141.

Anmerkungen:

Mittelspannungsbereich Zum Schutz der Mittelspannungsnetze und Komponenten. Einsatz von Metalloxid-Überspannungsableitern nach IEC 99-4, VDE 0675, Teil 4, in berührungssicherer Ausführung und T-Stecker-Technologie bzw. als Doppel-TStecker nach EN 50180/1 81 und DIN 47636.

a) Empfehlenswert ist dies aus Sicht des Versicherers nur, sofern der Transformator über eine Freileitung angebunden ist. Dieses ist jedoch im Windbereich bei Kompaktstationen unüblich. b) Die Pegelfunkenstrecken an den Hochspannungs­ durchführungen entfallen, wenn diese durch einen Kabelanschlusskasten abgedeckt sind. Auf Wunsch werden oberspannungsseitig auch Steckdurchführungen eingesetzt (z. B. Außenkonus Euromold oder Innenkonus Plisterer) 4.4

Niederspannungsverteilung

Niederspannungsverteilung nach IEC 947 und 439-1 und BGV A2, berührungssicher aufgebaut.

Erdungsanlage

Potenzialausgleich gemäß VDE 0100 und VDE 0105 ausführen. Ausbreitungswiderstand der Fundament Erder gemäß VDE 0185 einhalten. 4.7

Überspannungsschutz/Blitzstromableiter

Einsatz mindestens im Bereich von Übergabestationen, ins­besondere bei Übergang von Freileitungen auf Kabelstrecken sowie in Endstationen zum Schutz vor: •• Einlaufende Überspannungswellen •• Spannungserhöhung durch Reflexion •• Nennableitstrom mindestens 5 kA.

158

III Windkraft - Anhang 3

Niederspannungsbereich Zum Schutz vor Netzfolgeströmen, die zur unbeabsichtigten Aus­lösung von Sicherungen im Niederspannungsbereich führen können (Unterbrechungsfreie Verfügbarkeit).

ausgewählte Schutzeinrichtungen das Schadensrisiko erheblich verringern. Häufig ist sogar eine Nachrüstung mit einfachen Mitteln möglich. Quelle: Dipl.-Ing. Paul Schmitz, Dipl.-Ing. Stefan Bauschke, SEG-Power Protection

Einsatz von Blitzstromableitern mit hohem Ausschaltvermögen von mindestens 50 kA. IEC-Prüfklasse/VDE-Anforderungsklasse schutz).

l/B

(Grob-

Prüfnormen IEC 61643-1/DIN VDE 06F5 T6. 4.8

Geräteschutz

In den meisten bereits installierten DEA (Dezentrale Energieerzeugungs-Anlage) besteht derzeit kein ausreichender Schutz. Der Schutz hat per Definition die Aufgabe, gefährliche Zustände in Betriebsmitteln zu erkennen und durch geeignete Handlungen die Auswirkungen des Fehlers zu begrenzen. Oft werden schutztechnische Überlegungen nur auf den direkten Schutz eines einzigen Betriebsmittels ausgedehnt. Mit geringem, zusätzlichem Kostenaufwand können aber integrale Schutzkonzepte aufgestellt werden, die verzahnt mit den Schutzeinrichtungen benachbarter Betriebsmittel einen gegenseitigen Reserveschutz aufbauen. Somit führt, zum Beispiel ein Ausschaltversagen des NS-Leistungsschalters in bestimmten Betriebszuständen nicht zu einem dauerhaft anstehenden Fehlerstrom mit akuter Brandgefahr, wenn bei der Dimensionierung der vorgelagerten Schutzeinrichtung dieser mögliche Ausfall berücksichtigt wurde. Ferner gibt es zusätzliche Schutzeinrichtungen, welche speziell auf die elektrotechnischen Anforderungen der unterschiedlichen elektrischen Energieerzeuger abgestimmt, Fehler im vorgelagerten Netz erkennen und die Anlage zum Eigenschutz vom Netz abtrennen können. Da immer mit Fehlern im Netz oder dem Ausfall von Betriebsmitteln gerechnet werden muss, können op­timal

„Technische Analyse von Schutzkonzepten in ‚Windkraftanlagen“

5

Service

•• 24 h-Bereitschaftsdienst/Notdienst •• Störungsabwicklung/-Beseitigung durch Fachpersonal •• Vorhaltung von wesentlichen Standardkomponenten (Verkürzung der Ausfallzeiten) Regelmäßige Wartung und Prüfung der Station inklusive Transformator und Schaltanlage (Grundlage DIN 31051). Diese DIN stammt aus dem Jahre 1982. Gemäß Areva wird vorgeschlagen: DIN VDE 0105 / EN 50110-1. Z. B. Kontrolle der Schraubverbindungen mittels Drehmomentschlüsseln, Reinigung, Ölprobe aus Transformator, Überprüfung der Schütze und Relais (periodischer Tausch entsprechend den gängigen Vorschriften). Quelle: AREVA Energietechnik GmbH, Bremen, Allianz München, Dipl.-Ing. Paul Schmitz, Dipl.-Ing. Stefan Bauschke, SEG-Power Protection

III Windkraft - Anhang 4

Anhang 4

159

Anforderungen an Condition Monitoring Systeme für Windenergieanlagen

Moderne Windenergieanlagen (WEA) werden mehr und mehr bei Aufstellung oder Nachrüstung mit Condition Monitoring Systemen (CMS) ausgestattet. CMS sind Systeme zur Zustandsüberwachung und -erkennung von Windenergieanlagen (WEA) oder auch einzelner Komponenten wie z. B. Rotorblättern. Ein CMS für WEA erfasst dabei permanent alle relevanten Betriebsund Zustandsparameter und erhöht dadurch die Profitabilität von Windenergieanlagen, da Stillstandszeiten durch Vorhersage und lokale Begrenzung auftretender Schäden sowie durch Verhindern von Folgeschäden an anderen Bauteilen minimiert werden können. CMS stellen dem Betreiber Informationen bezüglich des Zustands der WEA zur Verfügung, die ansonsten nicht ohne weiteres zugänglich sind. Ein CMS kann dabei zwar auf Daten von Sicherheits- und Betriebsführungssystemen zurückgreifen, ersetzt aber keines der beiden Systeme. Ein CMS ist somit auch nicht als Ersatz für festgesetzte Anlagenwartungen und -inspektionen gedacht. Das CMS muss für die Diagnose im Fernzugriff und vor Ort bedienbar sein und muss bei Grenzwertüberschreitungen unmittelbar und automatisch an die Überwachungsstelle weitermelden. In der 2007 veröffentlichten vollständig überarbeiteten GL-Richtlinie „Guideline for the Certification of Condition Monitoring Systems for Wind Turbines“ sind alle in den letzten Jahren gewonnenen Erkenntnisse aus der Zertifizierung von CMS und Überwachungsstellen sowie aus Forschung und Normung zusammengefasst. Neben den auf Schwingungs- und Körperschallmessung basierenden CMS werden auch Systeme zur Überwachung weiterer WEA-Komponenten wie. z. B. Zustandsüberwachung und -erkennung der Rotorblätter, Messung und Beurteilung von Ölqualitäten etc. beschrieben. Zusätzlich sind die Anforderungen an Datenanalyse, Interpretation und Datenspeicherung sowie die Vorgehensweise bei Überschreitung von Grenzwerten, Anforderungen an die Überwachungsstelle etc. festgelegt.

Gemäß der GL-Richtlinie sind CMS für Offshore-WEA vorgeschrieben, aber auch bei On­shore-Systemen können mit CMS eventuelle Produktionsausfälle durch frühes Bereitstellen von Informationen über Zustandsänderungen auch einzelner Komponenten vermieden werden. Die GL-Richtlinie kann als Basis für die Entwicklung und die Installation eines CMS in WEA angesehen werden.

1

Richtlinie für die Zertifizierung von Con­ dition Monitoring Systemen für Wind­ energieanlagen

1.1

Einleitung

Die CMS-Richtlinie der Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Windenergie (GL Wind), findet großen Anklang sowohl bei Herstellern dieser Condition Monitoring Systeme (CMS) wie auch bei Herstellern von Windenergieanlagen (WEA), die diese Systeme zusammen mit ihren WEA als Komplettlösung anbieten wollen, und den Versicherungen. GL Wind prüft und zertifiziert Condition Monitoring Systeme wie auch die Überwachungsstellen. In der 2007 veröffentlichten vollständig überarbeiteten GL-Richtlinie „Guideline for the Certification of Condition Monitoring Systems for Wind Turbines“ sind alle in den letzten Jahren gewonnenen Erkenntnisse aus der Zertifizierung von CMS und Überwachungsstellen sowie aus Forschung und Normung zusammengefasst. Neben den auf Schwingungs- und Körperschallmessung basierenden CMS werden auch Systeme zur Überwachung weiterer WEA-Komponenten wie. z. B. Zustandsüberwachung und -erkennung der Rotorblätter, Messung und Beurteilung von Ölqualitäten etc. beschrieben. Zusätzlich sind die Anforderungen an Datenanalyse, Interpretation und Datenspeicherung sowie die Vorgehensweise bei Überschreitung von Grenzwerten, Anforderungen an die Überwachungsstelle etc. festgelegt.

160

1.2

III Windkraft - Anhang 4

Hintergrund

Wenn man die Entwicklung der Windenergie seit 1990 betrachtet, so ist ab Mitte der 90er Jahre ein sprunghafter Anstieg der installierten Anzahl von Windenergieanlagen sowie der installierten Leistung festzustellen. Die durchschnittlich installierte Leistung einer Anlage betrug 1995 ca. 500 kW. Heute durchlaufen die ersten Anlagen mit einer Leistung von bis zu 5 MW die Prototypentestphase. Zusammen mit Anlagengröße und -leistung hat sich auch die Belastung auf die einzelnen Anlagenkomponenten erhöht. In Bezug auf Investitions- und Betriebskosten ist für den WEA-Betreiber ein wirtschaftlicher Betrieb der Anlagen zwingend erforderlich, d. h. es gilt die Stillstandszeiten der Anlagen auf ein Minimum zu reduzieren. Es werden von den Betreibern und Windenergieanlagenherstellern Verfügbarkeiten über 97 % angestrebt und entsprechend vertraglich festgeschrieben und garantiert. Für Offshore-WEA sind diese Zuverlässigkeiten im Schnitt wie bei Onshore-WEA erforderlich, obwohl die schlechte Zugänglichkeit im Offshore-Bereich erhebliche Ausfallzeiten bei größeren Reparaturen erwarten lässt. Um dieser Forderung nach Minimierung der Stillstandszeiten nachzukommen, auftretende Schäden vorherzusagen und lokal zu begrenzen und somit Folgeschäden an anderen Bauteilen zu verhindern und die notwendigen wartungsbedingten Anlagenabschaltungen zu planen, ist es erforderlich, eine kontinuierliche Zustandsüberwachung (Condition Monitoring) der Windenergieanlage vorzunehmen. Dieses kann durch ein „Condition Monitoring System“ realisiert werden. 1.3

Condition Monitoring System

Durch ein CMS ist es möglich, die relevanten Zustandsänderungen der überwachten Anlagenkomponenten, die die Abweichungen vom normalen Betriebsverhalten darstellen und zu deren frühzeitigem Ausfall führen können, zu erkennen.

Das CMS erstreckt sich über die Schwingungs- und Körperschallmessung an den Triebstrangkomponenten wie z. B. Hauptlager, Getriebeverzahnung und -lager, am Generator und am Turm kombiniert mit der Erfassung von Betriebsparametern wie z. B. Leistung, Drehzahl, Öl- und Lagertemperaturen. Auf Grundlage der erfassten Daten erfolgt ein Vergleich mit den festgelegten Grenzwerten des jeweiligen Bauteils. Stellt das CMS eine Überschreitung eines Grenzwertes fest, so wird automatisch eine Alarmmeldung (z. B. per SMS, E-Mail) an die zuständige Überwachungsstelle abgegeben. Hier erfolgt dann eine Auswertung der Messwerte, um entsprechende Maßnahmen einzuleiten. Diese Systeme haben sich in anderen Industriebereichen (z. B. Kraftwerkstechnik, Walzwerk) schon erfolgreich bewährt und gehören dort zur Grundausstattung der zu überwachenden Maschinen bzw. Bauteile. Nicht zuletzt auf Druck der Versicherungen werden in der Windenergiebranche die Anlagen mit Condition Monitoring Systemen ausgerüstet. Es gibt hier bereits etliche Anbieter, die ihre Systeme in Windenergieanlagen im Einsatz haben. 1.3.1

Richtlinie für die Zertifizierung von Condition Monitoring Systemen für Windenergieanlagen

Die Richtlinie von GL Wind fasst den Stand der Technik zusammen und gibt der Branche die wichtigsten Randbedingungen zur Entwicklung, Installation und Betrieb dieser Systeme an die Hand. Bei der Richtlinienerstellung stand GL Wind in Kontakt mit Windparkbetreibern, die verschiedene Systeme im Einsatz haben, Herstellern von Windenergieanlagen bzw. Condition Monitoring Systemen und der Versicherungsbranche. Auf diese Weise wird erreicht, dass eine breite Basis an der Richtlinienerstellung mitwirkt und diese mit trägt – Gewährleistung der größtmöglichen Neutralität und Akzeptanz –, sodass die Richtlinie entsprechend zur Anwendung kommt. In der CMS-Richtlinie werden neben der Darstellung des Zertifizierungsumfanges u. a. auch die Anforderungen an

III Windkraft - Anhang 4

a) b) c) d) e) f)

das Condition Monitoring System den WEA-Hersteller die zuständige Überwachungsstelle die einzureichenden Unterlagen den Systemtest die Re-Zertifizierung des CMS und der Über­ wachungsstelle festgeschrieben.

Gliederung der Zertifizierung

evtl. weitere CMS Typen Zertifizierung des CMS Typs

Re-Zertifizierung des CMS Typs alle 2 Jahre

Zertifizierung der Überwachungsstelle

161

•• Es ist eine einfache und eindeutige Bedienweise des CMS vorzusehen. •• Das CMS muss über ein integriertes Diagnosesystem (Watchdog) verfügen. •• Es muss ein Einsatz des CMS auch unter extremen Umgebungsbedingungen (z. B. Offshore) möglich sein. •• Es sind mindestens Hauptlager (Abb. 1), Hauptgetriebe (Abb. 2), Generator (Abb. 3) sowie Gondel mit Turm mittels CMS zu überwachen. Auf den nachfolgenden Abbildungen werden einige Beispiele für die Anbindung der Sensoren an verschiedenen Anlagenkomponenten gegeben. Abb. 1: Sensor am Hauptlager. Der Sensor (Pfeil) soll Schäden erfassen, die durch die langsam drehende Welle hervorgerufen werden.

Auditierung der

Die Lagerschwingungen, die entstehen können, liegen im nieder­

Überwachungsstelle alle 2,5 Jahre

frequenten Bereich unter 10 Hz.

Re-Zertifizierung der Überwachungsstelle alle 5 Jahre

Nachfolgend werden die Anforderungen an die o. g. Punkte a) - c) auszugsweise benannt. Eine detailliertere Ausführung ist der CMS-Richtlinie von GL Wind zu entnehmen. 1.3.2

Condition Monitoring System

•• Das CMS ersetzt nicht die festgesetzten Anlagenwartungen und -inspektionen. •• Das CMS ist kein Ersatz für fest verdrahtete Sicherheitssysteme und muss getrennt von Sicherheitsund Betriebssystem operieren. •• Das CMS ist vor dem unautorisierten Zugriff Dritter zu schützen.

162

III Windkraft - Anhang 4

Abb. 2:

Abb. 4:

Sensor (Pfeil) an der schnelllaufenden Getriebeabtriebsstufe

Ankopplung des Sensors. Die Ankopplung erfolgt mittels Klebung einer Adapterplatte an das Bauteil.

Abb. 3: Sensor zur Generatorlagerüberwachung

•• Es werden für die Überwachung von Hauptlager, Hauptgetriebe und Generator mindestens sechs Beschleunigungssensoren mit einem Frequenzbereich von 0,1 Hz bis 10 kHz und für Gondel mit Turm je einen Beschleunigungssensor in axialer Richtung (in Windrichtung) sowie quer dazu mit einem Frequenzbereich von 0,1 Hz bis 100 Hz benötigt. •• Die Sensoren sind entweder anzuschrauben oder mit einem keramischen Kleber anzukleben. Abb. 4 zeigt die Ankopplung eines Sensors durch Klebung.

•• Weiterhin sind folgende Betriebsparameter – soweit zutreffend und erforderlich – aufzunehmen: −− Windrichtung −− Außenlufttemperatur −− Gondeltemperatur −− Lagertemperaturen −− Generatorwicklungstemperatur −− Öltemperaturen und -drücke −− Meldungen zu Steuereingriffen (z. B. aktive Windrichtungsnachführung) •• Es sind mindestens acht schnelle Eingangskanäle mit einer Abtastrate von > 20 kHz pro Kanal erforderlich sowie eine ausreichende Kanalanzahl zur Aufnahme der Betriebsparameter. Die Kanalanzahl sollte erweiterbar sein.

III Windkraft - Anhang 4

•• Es sind die zustandsbedingten von den normalen betriebsbedingten Messwerten zu trennen. •• Für die Analyse von Wälzlagern sind Hüllkurvenspektren (HKS), frequenzselektierte Kennwerte aus dem HKS sowie breitbandige Kennwerte zu benutzen. Für die Auswertung der Messwerte der Verzahnungen sind neben HKS auch Amplitudenspektren sowie frequenzselektierte Kennwerte aus diesen heranzuziehen. Bei den Gondel-, Turm- bzw. sonstigen Maschinenschwingungen sind breitbandige Kennwerte, Amplitudenspektren sowie frequenzselektierte Kennwerte aus diesen zu berücksichtigen. •• Drehzahlschwankungen sind durch geeignete Verfahren (z. B. Ordnungsanalyse) zu berücksichtigen. •• Bei der Datenmittelung ist darauf zu achten, dass aussagekräftige Daten für die Interpretation nicht verloren gehen. •• Grenzwertüberschreitungen sind vom CMS automatisch und unmittelbar als Alarm an die Überwachungsstelle zu übermitteln. •• Für eine aussagefähige Trendanalyse werden mindestens die Messdaten von einem Jahr benötigt. •• Berechnete Kennwerte und Spektren sind unabhängig von einer Grenzwertüberschreitung zu speichern. Es ist eine dauerhafte Speicherung einer Mindestanzahl von Datensätzen vorzusehen. Hierfür ist ein geeignetes Speicherkonzept vorzusehen. •• Für die Diagnose sind geeignete Hilfsmittel bereitzustellen, die u. a. einen Fernzugriff auf die Messdaten ermöglichen sowie eine Menüführung zum Ort der Grenzwertüberschreitung anbieten und Unterstützung bei der Zuordnung der Schadensfrequenzen liefern.

1.3.3

163

Anforderungen an den WEA Hersteller

•• Es ist eine detaillierte technische Dokumentation der WEA an die Überwachungsstelle zu liefern. Dies bezieht sich zum einen auf allgemeine Daten der Windenergieanlage (z. B. Bauart, Anzahl der Rotorblätter, Drehzahlen) und zum anderen auf spezielle Informationen mit genauen Angaben zu den einzelnen Anlagenkomponenten, wie z. B. Getriebe (z. B. Bauart des Getriebes, Zahneingriffsfrequenz, Bezeichnung sämtlicher Lager), Hauptlager, relevante Eigen- und Erregerfrequenzen. •• Der WEA-Hersteller ist für die Vorbereitung der Messpositionen verantwortlich. Unter Umständen kann es erforderlich werden, Erprobungsmessungen vorzunehmen, um eine optimale Position für die Messaufnehmer zu finden. •• Es sind alle Signale von den benötigten Betriebsmessgrößen (z. B. Drehzahl, Leistung, Öltemperatur) zur Verfügung zu stellen, die für das CMS erforderlich sind. •• Beim Austausch von überwachten Komponenten der WEA sind der Überwachungsstelle die notwendigen Komponentenangaben zu übermitteln. 1.3.4

Anforderungen an die Überwachungsstelle

•• Das CMS bedingt eine kontinuierliche qualifizierte Betreuung, um z. B. eine Anpassung der Grenzwerte nach Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten vorzunehmen. •• Es müssen gute Kenntnisse der zu überwachenden WEA vorliegen sowie eine detaillierte Dokumentation der zu überwachenden Anlagenkomponenten. •• Bei der Interpretation der Messergebnisse und der Anpassung der Grenzwerte sind die Erfahrungen der tatsächlichen Bauteillebensdauer einzubeziehen. •• Grenzwertüberschreitungen sowie alle am CMS einer WEA vorgenommenen Einstellungen sind nach-

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III Windkraft - Anhang 4

vollziehbar zu dokumentieren und für die Lebensdauer der Anlage nachweisbar zu archivieren.

Interpretation der komplexen CMS-Daten mit ausreichender Qualifikation erfolgt.

•• Es ist eine schriftliche Verfahrensweise und eine Regelung der Verantwortlichkeit festzulegen, mit der die Überwachungsstelle auf den Eingang von Alarmmeldungen, die z. B. aus Grenzwertüberschreitungen resultieren, reagiert.

GL Wind hat im Rahmen einer WEA-Zertifizierung die technischen Dokumente der Anlage vorliegen, sodass sich in diesem Zusammenhang auch eine Zertifizierung des CMS anbietet. Es ist also nicht erforderlich die notwendigen Dokumente an Dritte weiterzugeben. Der WEA-Hersteller erhält die Zertifizierung des CMS zusammen mit der Anlagenzertifizierung. Es ist aber auch möglich für bereits in Betrieb befindliche Windenergieanlagen, bei denen ein CMS nachgerüstet werden soll, eine entsprechende Prüfung vorzunehmen. Ziel ist eine „versicherungsneutrale“ Zertifizierung, die von allen Versicherern anerkannt wird.

•• Es ist eine allgemeine schriftliche Beschreibung der Vorgehensweise für die Überwachung der WEA zu erstellen. •• Zur Interpretation der eingegangenen Alarmmeldung müssen ausreichende Fach- und Anlagenkenntnisse vorliegen und für die Interpretation der Messdaten sind Experten hinzuzuziehen. •• Es sind für die Interpretation der Messwerte und für die Schulung der Experten entsprechende Verfahrensweisen festzulegen. •• Die Experten müssen in der Lage sein, die zustandsbedingten von den betriebsbedingten normalen Messwerten zu unterscheiden und entsprechend zu interpretieren, um geeignete Maßnahmen einzuleiten. •• Dem Betreiber der WEA ist Einsicht in die Messdaten des CMS zu gewähren. Er ist periodisch über eingegangene Alarmmeldungen, die daraus resultierenden Maßnahmen und das Ausmaß der Alarmmeldungen zu unterrichten. Auf Anfrage ist ihm Auskunft über den derzeitigen Zustand der WEA sowie über die gemachten Einstellungen zu geben. GL Wind prüft und zertifiziert anhand dieser Richtlinie die Condition Monitoring Systeme. Es ist auch möglich, die zuständigen Überwachungsstellen, die für die Auswertung und Interpretation der Messergebnisse verantwortlich sind, zu zertifizieren und in Abständen eine Auditierung vorzunehmen. Es muss überprüfbar dargelegt und erklärt werden, wie die Grenzwerte ermittelt und warum sie in dieser Form gewählt wurden. Hiermit wird sichergestellt, dass die Auswertung und

1.4

Zusammenfassung

Die in diesem Artikel beschriebene Richtlinie stellt die Anforderungen für die Zertifizierung von Condition Monitoring Systemen für Windenergieanlagen dar. Sie bildet die Grundlage für die Entwicklung und In­ stallation von CMS in Windenergieanlagen und regelt darüber hinaus auch die Verwendung der Messwerte, wie z. B. Auswertung, Interpretation und Speicherung, sowie die Handlungsabläufe beim Überschreiten von festgelegten Grenzwerten. Zertifizierer, Hersteller und Betreiber von Condition Monitoring Systemen bzw. Windenergieanlagen und Versicherungen können somit auf ein Dokument zugreifen, dass für alle Beteiligten die relevanten Kriterien für Condition Monitoring Systeme in Windenergieanlagen zusammenfasst. Die CMS-Richtlinie wie auch andere von GL Wind herausgebrachte Richtlinien können unter http://www.gl-wind.org oder unter der oben angegebenen Adresse bestellt werden. Bei der Erstellung der CMS-Richtlinie hat GL Wind die „Anforderungen an Condition Monitoring Systeme für Windenergieanlagen“ der Allianz Zentrum für Technik GmbH integriert sowie auch die Anforderungen der Gothaer Versicherung berücksichtigt, welche zusammen mit dem Bundesverband WindEnergie (BWE) ein entsprechendes Dokument erstellt hat.

III Windkraft - Anhang 4

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Literatur

[1]

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Windenergie: Richtlinie für die Zertifizierung von Windenergieanlagen (Ausgabe 2003)

[2]

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Windenergie: Regulation for the Certification of Offshore Wind Energy Conversion Systems (Edition 2005)

[3]

Allianz Zentrum für Technik GmbH: Anforderungen an Condition Monitoring Systeme für Windenergieanlagen; Bericht Nr.: 03.01.068, 27.03.2003;

[4]

Bundesverband WindEnergie e. V.: Grundsätze für die Prüfung zur zustandsorientierten Instandhaltung von Windenergieanlagen; Stand: Februar 2003

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IV Solare Engergiesysteme

Titelbild und Kapitelbildleiste: Fotolia 31833178

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IV Solare Energiesysteme

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IV Solare Energiesysteme 1

Einleitung

Der Begriff „Solarenergie“ bezeichnet zwei unterschiedliche Systeme zur Energiegewinnung und -nutzung. Man spricht von Solarthermie bei der Wärmeund von Photovoltaik bei der Stromgewinnung. Auch wenn bei sehr hohen Temperaturen mittels Wasserdampf und Dampf-Turbo-Generator Strom erzeugt wird, spricht man von Solarthermie. Zur Energiegewinnung aus dem Sonnenlicht stehen zur Verfügung: •• Die Infrarotstrahlung zur Wärmegewinnung, •• andere Spektralbereiche mit Wellenlängen zwischen 300 nm bis >1500 nm zur Erzeugung von elektrischem Strom. Das Wort „Solarthermie“ ist abgeleitet vom lateinischen „solaris, solarius“ = Sonne, die Sonne betreffend, von ihr ausgehend, und dem griechischen „thérmê“ = durch Wärme bewirkt, mithilfe warmer Quellen. Das Wort Photovoltaik wird abgeleitet vom griechischen “phõtós“ = Licht und der physikalischen Einheit für die elektrische Spannung “Volt“, die nach dem italienischen Physiker Alessandro Volta benannt ist.

2

Photovoltaik: Zellen und Module

Kern des Stromerzeugungssystems ist die Solarzelle. In ihr wird die Lichtenergie in elektrischen Strom umgesetzt. Solarzellen arbeiten bei jedem Licht. In Deutschland wird etwa die Hälfte der Energie aus diffusem Tageslicht, die andere Hälfte aus gerichtetem Sonnenlicht erzeugt. Die in den Zellen erzeugte Spannung ist abhängig von der Photonenenergie (Lichtfarbe), der erzeugte Strom von der Beleuchtungsstärke. Das im Jahr 2011 am häufigsten verwendete Zellmaterial ist Silizium in Reinstform. Silizium ist bis zu einer Wellenlänge von 1.100 nm lichtempfindlich. Silizium nutzt aber nur einen schmalen Bereich aus dem Spektrum. Daher ist die Forschung bestrebt, mit alternativen Materialien ein breiteres Lichtspektrum und auch das UV-Licht zu nutzen.

Der Wirkungsgrad gibt das Verhältnis der Spitzenleistung einer Zelle oder eines Moduls zu der einfallenden Strahlungsleistung an. Der höchste Modulwirkungsgrad liegt gegenwärtig (2011) bei 19,6 % (Sunpower SPR-320-WHT-D). Zu unterscheiden ist der Modulwirkungsgrad vom Wirkungsgrad der Zelle. Der Zellwirkungsgrad liegt deutlich über dem Modulwirkungsgrad. Einen Laborwirkungsgrad von 20,1 % erzielt die CIGSZelle des ZSW Stuttgart. An anderen Materialien und Herstellverfahren wird intensiv geforscht. Bis zur kommerziellen Umsetzung und industriellen Anwendung sind weitere Entwicklungsschritte erforderlich. Beispielsweise wird am Hamburger Zentrum für Angewandte Nanotechnologie (CAN) an Nanokristallen aus Bleisulfid geforscht. Forscher versprechen sich einen Wirkungsgrad von 40 %. Mit Neuentwicklungen, die Prototypcharakter aufweisen, muss auch in der Zukunft gerechnet werden. Im Gegenzug werden Module nicht mehr produziert, was insbesondere in Schadenfällen zu Sachschaden- und BU-Problemen führt. Die Forschung verfolgt folgende Ziele: •• Steigerung des Wirkungsgrades, d. h. der Erhöhung der Stromerzeugung bei gleicher Fläche und Lichtstärke. •• Reduzierung des Siliziumverbrauchs. •• Einsatz anderer Materialien als Substitut für Silizium. •• Konstruktive Veränderung der Zellen und Module zur Leistungsverbesserung (z. B. Pyramidenstruktur der Solarzelle; Konzentrator-Solarzelle) •• Reduzierung der Herstellungskosten. Hocheffiziente 85 µm dünne Czochralski-Silicium-Solarzelle. Ein hochwertiges Solarzellenkonzept ermöglicht die drastische Reduzierung der Waferdicke ohne starke Einbußen im Wirkungsgrad. Neben der Materialersparnis bietet die Zelle den Vorteil der Flexibilität. Bild : Forschungsverbund Sonnenenergie (FVS) ISE

170

IV Solare Energiesysteme

Die größten serienmäßig hergestellten Module sind Dünnschichtmodule der Firma Signet Solar mit den Abmessungen 2,20 x 2,60 Meter. 2.1

Gebräuchliche Unterscheidungen

In der Literatur werden für Module unterschieden nach •• Zellarten •• Monokristallin (sc-Si) •• Polykristallin / Multikristallien (mc-Si) Dünnschicht-Modul (a-Si, CdTe-, CIS- oder CIGSModul)

Photovoltaische Standardzelle Bild: msr

Die Zelle bildet die kleinste Einheit eines Systems. Zellen werden zu Modulen zusammengefasst. Verbreitet sind Module mit 36, 54 oder 108 Solarzellen, die entsprechend bis ca. 100 Watt Leistung erbringen. Zusammengeschaltete Solarzellen sollten in etwa die gleichen elektrischen Kennwerte aufweisen. Ein PV-Modul besteht üblicherweise aus einem Deckglas, dem Einkapselungspolymer und einer Rückseitenfolie. In das Einkapselungsmaterial sind die PVZellen mit ihren verlöteten Leitern eingebettet. Auch eine weitere, rückseitige Glasscheibe ist denkbar. PVModule gibt es in vielen Ausführungen: mit und ohne Rahmen, als Solardachziegel, als Rollenware, als Isolierglasscheibe für die Fenster- und Dachverglasung etc. Die Firm Solyndra produziert einen Kollektor, der aus ineinander geschobenen Glasröhren besteht.

•• Art der Verkapselung •• Teflon-Modul •• PVB-Modul •• Gießharz-Modul •• Laminat M. (Laminierung mit EVA, PIB, PVB oder Teflon) •• Art des Trägermateríals •• Folien-Modul •• Glas-Folien-Modul, auch Glas-Tedlar-Modul •• Metall-Folien-Modul •• Acrylglas-Modul •• Doppelglas-Modul •• Bauspezifika •• Verbundsicherheitsglas-Modul (VSG) •• Einscheibensicherheitsglas-Modul (ESG) •• Isolierglas-Modul •• Isolierglas-Modul für Überkopfverglasung •• Mehrscheibenverbundglas-Modul 2.2

Abmessungen

Zellen werden standardisiert in verschiedenen Abmessungen gefertigt: •• •• •• •• •• Photovoltaische Module

Quelle: Shell Solar Deutschland

10 x 10 cm (4 Zoll), 12,5 x 12,5 cm (5 Zoll), 15 x 15 cm (6 Zoll), Rund mit 12,5 oder 15 cm Durchmesser, 2,20 x 2,60 Meter

IV Solare Energiesysteme

Daneben sind gegen erheblichen Aufpreis Sonderabmessungen erhältlich. Dieser Aspekt ist ein wesentlicher Faktor für die Lieferzeit und hat damit sowohl Einfluss auf die BU-Versicherung als auch auf die Wiederherstellungskosten in der Sachversicherung. 2.3

Perc-Zellen

Perc steht für Passivierter Emitter and Rear Cell. Hier handelt es sich um einen neuen Typ mono- und polykristalliener Zellen. Notwendig wurde dieser Typ durch Wafer mit einer Stärke von 180 µm bis 130 µm, die zur Verbiegung neigen. Um sowohl einem Effizienzverlust als auch einer Waferverbiegung entgegenzuwirken wird die aluminiumlegierte Rückseite durch eine die elektrisch passivierte Rückseite ersetzt. 2.4

Laminat-Module

Dünnschichtsolarzellen werden auf eine Trägerfolie auflaminiert, die wiederum auf einen Träger, z. B. Stahlblech, aufgeschweißt wird oder als weiche Dachhaut geeignet ist. Sind die Bahnen nach IEC 61730 zertifiziert, besteht die gleiche Hagelfestigkeit wie bei Modulen mit einer Glasoberfläche.

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lenfläche auf einen Bruchteil der herkömmlichen Solarmodule reduzieren. Durch die höhere Lichtintensität arbeiten diese Zellen effektiver als herkömmliche Zellen. Die deutsche Firma Concentrix, eine Fraunhofer-ISEAusgründung, setzt eine Zelle mit 2 mm Durchmesser ein. An der Oberseite konzentrieren 4 x 4 cm große Fresnel-Linsen das Sonnenlicht nahezu 500-fach. In der Zelle werden drei für verschiedene Spektralbereiche empfindliche Halbleitermaterialien übereinander angeordnet. Das Zellmaterial besteht aus III-V-Halbleitern (GalnP/GalnAs/Ge und Gallium-Indium-Phosphor-Arsen-Germanium). Der Zellwirkungsgrad einer am Fraunhofer-ISE weiterentwickelten Zelle beträgt 41,1 %. Konzentratormodule erfordern eine zweiachsige Nachführung mit hoher Präzision. Hersteller geben die Nachführgenauigkeit mit 0,1 Grad an. Konzentratormodule können nur bei direktem Licht arbeiten – für Streulicht sind sie ungeeignet.

Grafiken: Concentrix Solar GmbH

2.6 Bild Alwitra

2.5

Konzentratormodul (CPV)

CPV steht als Oberbegriff für verschiedene Konzepte, bei denen das Licht durch optische Systeme wie Spiegel und Linsen auf eine kleine Solarzelle gebündelt wird. Durch die Konzentration des Sonnenlichts auf eine kleine Fläche lässt sich die benötigte aktive Solarzel-

Organische Solarzellen

Organische Solarzelle bestehen aus Stoffen der organischen Chemie. Das sind Kohlenwasserstoff-Verbindungen (Kunststoffe). Sie werden auch als Plastiksolarzellen bezeichnet. Ihre Vorteile gegenüber Siliziumsolarzellen sind Flexibilität, Transparenz und die mechanischen Eigenschaften von Kunststoffen.

172

IV Solare Energiesysteme

Ihre Nachteile sind ein geringer Wirkungsgrad von 8 % (Stand 2011) und ihre unzureichende Langzeitstabilität.

Im Vergleich zu kristallinen Modulen weisen Dünnschichtmodule einen niedrigeren Wirkungsgrad (6 bis 12 %) auf.

Der theoretische Wirkungsgrad einer Zelle liegt bei 10 %, legt man zwei Zellen übereinander, lässt sich ein Wirkungsgrad von 15 % erzielen.

Wird die Solarzellenschicht sehr dünn auf eine Glasscheibe aufgebracht, entsteht eine semitransparente Wirkung.

2.7

Photothermie (PVT)

auch bezeichnet als: Photovoltaik-Thermie-Modul (PVT) / Photothermie-Kollektor / Hybridkollektor. Für diese Technologie gibt es noch keine einheitliche Bezeichnung; es entwickelt sich der Begriff Photothermie. Ein Photothermie-Modul (PVT) nutzt den photovoltaischen Effekt zur Stromerzeugung und die Wärmestrahlung zur Erwärmung von Wasser. Es gibt bisher keine Zertifizierungsrichtlinien. Diese Technologie darf man getrost noch als unausgereift bezeichnen. Solarthermie und Photovoltaik in einem Modul stören sich in ihren Funktionen. Weder die Stromerzeugung noch die Wärmegewinnung können optimal betrieben werden. Der Gesamtwirkungsgrad wird als sehr gering betrachtet. 2.8

Transparente Module

Solarmodule können opak (blickdicht) oder semi­ transparent sein. Bei der Herstellung von Dünnschichtmodulen werden hauchdünne Schichten eines Halbleitermaterials auf Substrate und Superstrate ( je nach Verfahren) wie Glas, Keramik oder Metall aufgebracht. Es können verschiedene Halbleitermaterialien eingesetzt werden. Die Wesentlichsten sind: •• Amorphes Silizium (a-Si), •• Tandem aus amorphem und mikrokristallinem Silizium (a-Si/µc-Si), •• Kupfer-Indium-Diselenid (CIS), •• Cadmium-Tellurid (CdTe).

Eine weitere Möglichkeit, amorphe Solarzellen semi­ transparent zu machen, besteht darin, einen Teil der Beschichtung im Laserverfahren wieder abzunehmen. Standardmodule werden so mit einer Lichttransmission von ca. 10 % erstellt. Hierdurch kann die Beschichtung fein transparent gestreift oder gerastert werden. Die a-Si-Module auf Glassubstrat werden mit einer Frontglasscheibe versehen, so entstehen Glas-Glas-Laminate. Verbreitet ist eine Standardmodulgröße von 600 mm x 1000 mm. Kleinere Module werden angeboten. Amorphe Solarmodule werden gerahmt und ungerahmt angeboten. Ein Glas-Glas-Solarmodul von Schott Solar ist als Überkopfverglasung zugelassen, da es statt mit der üblichen EVA-Folie mit einer PVB-Verbundfolie laminiert wurde und die entsprechenden Tests der Bauaufsicht durchlaufen hat. 2.9

Gebäudeintegrierte PV (GIPV)

Bei der gebäudeintegrierten Photovoltaik (GIPV) werden die Photovoltaik-Module multifunktional genutzt, d. h. sie erfüllen zusätzlich zur Stromerzeugung weitere Funktionen im Gebäude, wie Verschattung oder Schalldämmung und sind als „Baustoff“ Teil der Gebäudehülle (Fassade, Dach, Brüstung,…). Schrägdächer Bei Wohngebäuden sind Sattel- oder Pultdächer weit verbreitet. Bei südlicher Ausrichtung sind sie aufgrund ihrer Neigung optimal für die Solarnutzung geeignet. Wird nicht die gesamte Dachfläche photovoltaisch

IV Solare Energiesysteme

173

genutzt, können die PV-Module mit konventionellen Dacheindeckungen aus Ziegel oder Metall kombiniert werden. Bei der Ausführung muss auf die Dichtheit des Daches gegen Feuchtigkeit und eine ausreichende Hinterlüftung der Module geachtet werden.

äußere Schale, die Verkleidung, dient dem Wetterschutz und der architektonischen Gestaltung. Das dahinter liegende Tragwerk dient der Statik und der Wärmedämmung. Zwischen diesen beiden Schalen ist eine Luftschicht, die Feuchte abführt.

Bei Standardmodulen wird ein Metall-Profilsystem auf der Dachunterkonstruktion befestigt. Die Module werden in dieses Rahmenwerk eingelegt und je nach System, z. B. mit Klammern oder durch Verkleben befestigt. Überlappungen, Entwässerungsprofile oder Dichtstreifen sorgen für dichte Fugen.

Structural Sealant Glazing (SSG) Fassaden Geklebte Ganzglasfassaden werden als Structural Sealant Glazing-Fassaden (SSG-Fassaden) bezeichnet. Bei SSG-Fassaden wird das Glaselement unmittelbar mit einem Tragrahmen verklebt. Dieser Rahmen wird an der Unterkonstruktion befestigt. Dadurch wird eine glatte Glasoberfläche ohne Rahmenprofile erzeugt.

Flachdächer und gewölbte Dächer Die Integration von PV-Modulen ist bei allen Flachdachtypen (Warmdächern, Kaltdächern, begrünte Dachflächen) möglich. Die oft großen zusammenhängenden Flächen ermöglichen eine einfache und damit preisgünstige Montage wie auch eine problemlose spätere Wartung. Bei Installation auf Gründächern muss gewährleistet sein, dass die Begrünung die Module nicht verschattet.

Warmfassaden Eine Warmfassade übernimmt sämtliche Funktionen des Gebäudeabschlusses, wie Statik, Wärmedämmung, Wetter- und Schallschutz. Warmfassaden sind nicht hinterlüftet, weshalb die PV-Module aufgrund der Erwärmung einen etwas geringeren Energieertrag liefern.

Für Dachkonstruktionen mit geringer Traglast bieten sich Solar-Dachbahnen an. Diese Kunststoff-Dachbahnen mit Dünnschicht-Laminat sind glas- und rahmenlos und werden als oberste Lage einer harten Bedachung (z. B. Mineralfaserplatten) verlegt.

Doppelfassaden Bei Doppelfassaden wird eine zusätzliche Glashülle vor eine vorhandene, vollwertige Fassade gesetzt, um das Gebäudeklima oder die Schalldämmung zu verbessern. Die in die Glashülle integrierten PV-Module übernehmen neben der Stromproduktion und dem Kälteund Schallschutz auch die Beschattung.

Vordächer Integriert in Vordächern über Fenstern, Eingangsbereichen oder Terrassen schützen PV-Module vor Sonne und anderen Witterungseinflüssen. Die Montage in einer optimalen Neigung von 30° bis 45° und die konstruktionsbedingte Hinterlüftung ermöglichen einen hohen solaren Wirkungsgrad. Fassaden Eine photovoltaische Fassade lässt sich nahezu wie eine Standardglasfassade planen und wie eine Standardphotovoltaikanlage verschalten. Fassadenanlagen benötigen einen Standsicherheitsnachweis. Kaltfassaden (Vorhangfassade) Kaltfassaden sind zweischalige Konstruktionen. Die

2.10

Gebräuchliche Zellmaterialien und ihre Kurzbezeichnungen

Bezeichnung

Kürzel

Monokristallines Silizium Poly-/Multikristallines Silizium Quasimono Silizium

sc-Si mc-Si noch kein Kürzel bekannt

Amorphes Silizium

a-Si

Mikromorphes Silizium

μ-Si

Kupfer-Indium-Diselenid

CIS

Kupfer-Indium-Gallium-Selen (das S kann je nach Zelltyp auch für Schwefel stehen)

CIGS

Cadmium-Tellurid

CdTe

Cristalline Silicon on Glas

CSG

III-V-Halbleiter

III-V

II-VI-Halbleiter

II-VI

174

2.11

IV Solare Energiesysteme

Leistungsverlust durch Alterung (Degradation)

Aus der Literatur sind gesicherte Aussagen zur Alterung über einen längeren Zeitraum und bezogen auf die heutigen Materialien nicht oder nur beding abzuleiten. Die Werte divergieren erheblich. Insbesondere die Wirkung der Degradation ist nicht mit hinreichender Genauigkeit nachweisbar. Eine der Ursachen liegt darin, dass Messverfahren nicht standardisiert waren, und dass die Messtoleranzen von Laborgeräten im Bereich von +/- 3 % anzusiedeln sind. Frühere Messungen sind daher mit heutigen Untersuchungen nicht vergleichbar. Will man eine Aussage zur Langzeitdegradation machen, sollten die gemessenen Werte immer auf die Ausgangsmesswerte bezogen werden. Um die Aussagekraft zu erhöhen kann man Relativmessungen durchführen, indem man die Degradation relativ zu ungealterten Modulen untersucht. Dieses Verfahren wird beim TÜV Rheinland angewandt und führt dort zu einer Messunsicherheit von max. 1 % [Vaaßen: Qualitätsmerkmale photovoltaischer Module]. Bei der Degradation muss zwischen Anfangs- und langfristiger Degradation unterschieden werden. Ohne Unterschied zwischen poly- und monokristallinen Zellen kann die Anfangsdegradation mit 2 % angenommen werden. In einer im Jahr 2001 begonnenen Testreihe an 6 Modulen wurden Langzeitdegradationen zwischen 0,1 bis 1,0 %/Jahr gemessen. Die recherchierbaren Ergebnisse von Untersuchungen verdichten sich auf Werte von < 0,5 %/Jahr. Amorphe S-Solarzellen weisen in den ersten Betriebsmonaten eine Degradation von 10 – 30 % auf. Häberlin (ebd. Photovoltaik S. 18) hat Zweifel an der Lebensdauer dieser Zellen. Im Testzentrum ISPRA wurden Module gemessen, die nach 22 Jahren noch 90 % ihrer ursprünglichen Leistung erbrachten. Man nimmt daher an, dass die Modulleistung jährlich um ein halbes bis ein viertel Prozent abnimmt [Quaschning]. Einige Forschungsinstitute sehen als eine Ursache für Degradation eine Verunreinigung des Siliziums durch

Eisen- oder Sauerstoffatome, andere die Verunreinigung mit Bor. Am Fraunhofer-ISE lief im Rahmen einer Diplomarbeit eine Untersuchung der Ethylen-Vinyl-Acetat-Folie (EVA). EVA ist das am häufigsten verwendete Einkapselungspolymer. Aus ihm tritt bei UV-Bestrahlung Essigsäure aus. Untersucht wurden die Auswirkungen der Abbauprodukte, speziell der Essigsäure, auf die metallischen Zellverbinder und die PV-Zellen sowie das Polymer selbst. Eine andere Untersuchung am gleichen Institut untersuchte Wechselwirkungen zwischen Wechselrichtern und Dünnschichtmodulen. Vermutet wurde, dass die Wechselrichtertopologie für eine beschleunigte Alterung der transparenten Schicht (TCO-Schicht) verantwortlich ist. Eine Theorie vermutete, dass sich Natriumionen aus dem Deck- oder Rückglas lösen und zum Modulrand wandern. Dort besteht ein leitender Kontakt. Negative Spannungen auf dem Modul würden den Strom der positiv geladenen Natriumionen beschleunigen. Da trafolose Wechselrichter die Netzseite nicht galvanisch abtrennen und die Module mit negativen Spannungen belasten, vermutete man hier eine der Ursachen. Eine Lösung sieht man in veränderten Wechselrichtern. Noch nicht vollständig geklärt ist die Auswirkung von landwirtschaftlichen Emissionen wie Staub und Ammoniak auf Module und Wechselrichter. Da ein Großteil der in Deutschland verkauften PV-Anlagen auf landwirtschaftliche Betriebe entfallen, kommt diesem Aspekt eine erhöhte Bedeutung zu. Vermutet wird, dass Module betroffen werden, deren Rückseite aus Kunststoff besteht. Da die Stallabluft häufig über das Dach abgeführt wird, vermutet man, dass aggressive Bestandteile in der Abluft (z. B. Ammoniak) durch die Folie diffundieren und die Rückseitenkontakte schädigen. In vielen Untersuchungen wurden ältere Modultypen auf Degradation untersucht. Diese Untersuchungen sind jedoch nicht repräsentativ. Die früheren Fertigungsverfahren lassen eine höhere Degradationsrate

IV Solare Energiesysteme

erwarten als die heutigen Verfahren. So hat das Fraunhofer ISE Freiburg für einen 10-Jahres-Zeitraum keine Degradation gemessen, das Institut LEEE Tiso (CH) über 21 Jahre eine jährliche Rate von 0,21 %. Da die Frage der Degradation in der Fachwelt noch diskutiert wird, sollte bei kristallinen Modulen im 1. Jahr von einer Degradation von 1,1 % und in den Folgejahren von 0,25 %/a ausgegangen werden [Haselhuhn DGS 2008]. 2.12

Messung der Einstrahlung

Ob Module bzw. Strings einwandfrei arbeiten, kann nur durch Referenzmessungen ermittelt werden. Gebräuchlich sind hierfür Pyranometer oder eine vom Modulhersteller geeichte Referenzzelle. Eine Referenzzelle sollte immer dem installierten Modultyp entsprechen und auch das gleiche Deckglas aufweisen, um alle Einflussgrößen, denen auch das Modul unterliegt, zu erfassen. 2.13

Kanten- und Rückseitenversiegelung

Zellen und Zellverbinder korrodieren durch eindringende Feuchtigkeit. Die Module sind dann unbrauchbar. Entscheidende Bedeutung kommt dem Dichtungsmaterial zu. Zur Randabdichtung haben Hersteller häufig EVA verwendet. Dieses Material scheint nicht geeignet zu sein. Neuerdings wird an Stelle von EVA Polyisobutylen (PIB) verwendet. 2.14

Hot Spots geändert

Hot Spots sind hochohmige Defekte in den Lötverbindungen der Zellen. Sie treten auch als Folge von kleinen oder größeren Teilabschattungen, wie sie durch Schnee, Vogelkot oder Laub entstehen, auf. Eine teilabgeschattete Zelle verhält sich wie ein ohmscher Widerstand. Die Spannung wird negativ und die Zelle arbeitet als Verbraucher. Sie erhitzt sich, wenn der Strom der übrigen Zellen hindurchfließt. Als Folge der Defekte können Verfärbungen entstehen, so z. B. Zell­ ausbleichung, Blasenbildung beim Kunststoff, Degra-

175

dation des Kunststoffs und zum Teil auch Zellkorrosion. Bei hohen Einstrahlungen über 900 W pro qm kann es zu Brandlöchern im Modul kommen. Um Hot Spots zu verhindern, werden parallel zu den einzelnen Zellen Bypassdioden geschaltet. Sie verhindern, dass ein Rückstrom fließt, denn überschreitet die Spannung der in Serie geschalteten funktionstüchtigen und bestrahlten Solarmodule die Sperrspannung des nicht bestrahlten Solarmoduls, kann dies sogar zu seiner Zerstörung führen. Durch eine Bypass-Diode wird dies verhindert. Wird aber nur ein Teil der Zelle verschattet wird u. U. die Bypassdiode nicht aktiviert und es können weiterhin Hot Spots auftreten. Ein weiteres Problem besteht darin, dass eine mangelhaft kontaktierte Freilaufdiode im Normalbetrieb nicht auffällt. Mangelhafte Kontakte führen zu einem Widerstand und zur Erhitzung der Diode und der Anschlussdose auf der Rückseite. Dies war beispielsweise die Ursache für den Brand einer Photovoltaikanlage in Bürstadt. Erkennen lassen sich Erwärmungen gut mit Wärmebildaufnahmen. 2.15

Browning

Als Browning wird eine Braun-Gelb-Verfärbung der EVA bezeichnet. Wie auch unter 2.15 und 2.16 beschrieben, enthält das EVA Zusatzstoffe zur UV-Stabilisierung. Minderwertiges EVA, falsche Lagerung vor der Weiterverarbeitung, fehlende Zusatzstoffe und Erwärmung können den Browningeffekt auslösen. Als Folge der Verfärbung können Zellausbleichung, Blasenbildung und Alterung des Kunststoffs und auch Zellkorrosion auftreten. 2.16

Schneckenspuren

Verfärbungen der Ableitfinger werden als schneckenspurenähnliche Verfärbungen unter dem Deckglas wahrgenommen. Ursache für diese Verfärbung ist offensichtlich eine Schädigung des Deckglases durch Mikrorisse, vornehmlich an den Kanten. Eindringende Feuchtigkeit führt zwischen den Polen der Zelle zur

176

IV Solare Energiesysteme

Elektrolyse. Der dabei entstehende Wasserstoff reagiert chemisch mit der Silber-Metall-Leitpaste und führt zu schneckenspurenähnlichen Verfärbungen unter dem Deckglas. Eine andere Ursache für die Spuren wird in der EVA-Folie vermutet. EVA-Folien sind nicht besonders UV-stabil. Daher werden EVA-Folien oft mit Stoffen aus der Gruppe der Halogene stabilisiert. Es wird vermutet, dass Halogene ebenfalls ein Rolle spielen bei der Entstehung der Spuren. 2.17

Delamination

In älteren Untersuchungen [Quaschning; Häberlin/ Renken 1999] wird mit unterschiedlicher Bewertung auf Delaminationen hingewiesen. Unter Delaminationen versteht man das Ablösen der EVA-Folien vom Deckglas und/oder von den Siliziumzellen. Dabei wird die EVA milchig und lichtundurchlässig. Untersucht wurden Module aus dem Jahr 1993 [Häberlin] und 1982 bzw. 1984 [Quaschning]. Als Folge von Delaminationen wurden Leistungsverluste in der Größenordnung bis 43,6 % gemessen. In neuerem Schrifttum wird berichtet, dass Delamination nicht mehr aufgetreten ist. Die Ursachen der Alterung von Kunststoffen sind in der Literatur beschrieben. Die physikalische Alterung umfasst dabei im Wesentlichen Effekte wie Aufnahme und Abgabe niedermolekularer Bestandteile, Nachkristallisation, Umorientierung von Molekülketten und Abbau verarbeitungsbedingter Eigenspannungen. Daneben spricht man von der chemischen Alterung, die auf Reaktionen des Kunststoffs mit Sauerstoff oder aggressiven Chemikalien zurückzuführen ist, woraus meist eine Spaltung der Molekülketten resultiert. Als Auslöser der chemischen Alterung wirken dabei erhöhte Einsatztemperaturen oder energiereiche Strahlung. Die häufigste Ursache für chemische Alterung ist die Oxidation, wobei man thermo-oxidative (Wärme + Sauerstoff) und photo-oxidative Prozesse (UV-Strahlung + Sauerstoff) unterscheidet [Bittmann: Bad Staffelstein, 2007].

2.18

Modulrahmen

Module werden mit und ohne Rahmen angeboten. Als Rahmenwerkstoff wird Aluminium eingesetzt, aber auch Edelstahl- oder Kunststoffrahmen sind gebräuchlich. Der Rahmen schützt die Glaskante vor Beschädigungen, dient der Befestigung des Moduls auf der Unterkonstruktion und dient vor allem der Versteifung. Im Moduldatenblatt oder in einer Installationsanleitung müssen Vorgaben gemacht werden, wie und mit welchen Befestigungsmitteln das Modul sicher, herstellerkonform und verspannungsfrei zu montieren ist. Bei punktueller Klemmung sind die Anzahl und die Platzierung der Befestigungspunkte anzugeben. Außerdem sind die zulässigen statischen Lastgrade nach den Bedingungen des RAL-Solar Umweltlastgrades (Ziffer 2) verbindlich anzugeben. Hierbei ist eine Angabe der Kombination aus Modul und Montagesystem zulässig, wenn eine verbindliche Festlegung des Modultyps eines oder mehrerer Hersteller sowie des verwandten Montagesystems vorliegt [RAL-GZ 966]. Bei gerahmten Modulen müssen Rahmenform, -höhe über dem Glas und dem Glaseinstand so bemessen sein, dass auch bei flachen Installationswinkeln Schmutz- und Wasserablagerungen sowie ein Schattenwurf auf die Zellen verhindert werden. In den Rahmen eingedrungenes Wasser und Kondenswasser muss ablaufen können [RAL-GZ 966]. Wasser, das nicht ablaufen kann, führt zur Sprengung des Rahmens, bekannt auch unter dem Begriff „frozen frames“. Modulrahmen aus Polyurethan Neu auf den Markt kamen Anfang 2009 Modulrahmen aus Polyurethan (PUR). Sie werden in einem Spritzvorgang mit der Modulrückseite und den Kanten verklebt. Bekannt ist das Verfahren unter dem Begriff Scheiben­ umguss aus dem Automobilbau. Es führt zu einem Modul ohne überstehende Kanten. Auch auf die Abdeckung der Modulrückseite mit einer Tedlarfolie soll verzichtet werden können [Webseite Bayer]. Bauteile wie Bypassdioden und Anschlussstecker lassen sich in den Rahmen elektrisch isoliert und wasserdicht integrieren, ebenso Halterungen und Montagehilfen.

IV Solare Energiesysteme

Der Rahmen kann auch zur Wärmegewinnung eingesetzt werden. Ein Halbrohr leitet Wasser in eine Wanne auf der Modulrückseite. Das Modul erzielt durch diese Art der Kühlung einen höheren Wirkungsgrad, die Wärme kann einer Nutzung zugeführt werden. Hersteller von PUR-Grundprodukten sind Anfang 2009 die Firmen BASF (Produktname: Colofast) und Bayer Material Science AG (Produktname: Bayflex). Dem Vernehmen nach ist Bayflex nicht UV-beständig. Daher muss das Produkt dieses Lieferanten mit einem Lack überzogen werden, der die UV-Strahlen absorbiert. Der Flammpunkt des Colofast-Produkts liegt zwischen 315 °C und 390 °C. Ob dies von versicherungstechnischer Relevanz ist, muss sich im Praxistest erweisen. Testmodule bei Bayer Polymers haben nach Angaben des Unternehmens die Stabilitätstests gem. IEC 61215 und Ispra Test bestanden, ebenso UV-Bewitterung, extreme Temperaturwechsel und den Feuchtwärmetest. 2.19

PID-Effekt

PID = Potenzial Induced  Degradation / Spannungsinduzierte Degradation Wenn der Solargenerator (Solarmodul oder Solaranlage) ein positives Potenzial zur Erde hat, sammeln sich unter Umständen negative Aufladungen an der Zell­ oberfläche. Diese Aufladungen sollten eigentlich zum Rückkontakt der Zelle fließen und so zur Stromproduktion beitragen. Stattdessen aber fließen diese Aufladungen über das Einkapselmaterial (EVA) und auch dem Frontglas zum Rahmen und tragen somit nicht zum Wirkungsgrad bei. Der PID-Effekt kann sich verstärkt bei hohen Systemspannungen zeigen. Es wurden Degradationen bis zu 30 % gemessen. Viele Zell- und Modulhersteller arbeiten aktuell an diesem Problem. Die Verwendung einer geänderten Antireflexschicht der Zellen sowie die Reduzierung des Sauerstoffanteils und der Einsatz angepasster Einkapselmaterialien wirkt dieser Erscheinung positiv entgegen. Der PID-Effekt ist durch geeignete technische Maßnahmen wieder umkehrbar.

2.20

177

Modulanschlussdose und Kabelaustritt

Eine besondere Fehlerquelle stellt die Kabeldurchführung dar. Kabel werden entweder durch eine Bohrung im Rückseitenglas geführt oder durch den Glasrand. Beim Austritt auf der Rückseite wird auf die Austrittstelle eine Anschlussdose geklebt. Wichtig ist in beiden Fällen, dass weder in die Anschlussdose noch in das Modul Feuchtigkeit eindringen kann. Verlangt wird die Schutzklasse II und der Schutzgrad IP 54. Modul-Anschlussdosen und Steckverbinder müssen mindestens für die zu erwartende Modullebensdauer für die Umgebungsbedingungen (Temperatur, UV-Stabilität, etc.) und die zu erwartenden Spannungen und Ströme geeignet sein. Modul-Anschlussdosen müssen vom Hersteller so gebaut und bemessen sein, dass sie bei bestimmungsgemäßem Gebrauch den auftretenden elektrischen (bis DC 1.500 V), thermischen, mechanischen, korrosiven und aus der Witterung bedingten Angriffen und Belastungen standhalten und für den Anwender und die Umwelt keine Gefährdung darstellen. Die technischen Eigenschaften der Modul-Anschlussdosen müssen die Anforderungen der DIN EN 50548 VDE 0126-5 : 2012-02 erfüllen [RAL-GZ 966 Jan. 2008]. 2.21

Steckverbinder

Photovoltaik-Steckverbinder sind wichtige Bestandteile einer PV-Anlage. Ihre Qualität ist eine Voraussetzung für den störungsfreien und vor allem sicheren Anlagenbetrieb. In PV-Leitungen fließen Ströme bis zu 40 Ampere (A) und Spannungen bis zu 1.000 Volt (V). Anforderungen an Steckverbinder: •• Hohe Steck-, Löse- und Auszugskraft •• Stecker sollten eine Verriegelung besitzen •• Übergangswiderstand auch nach mehrmaliger Steckung gering •• Hoher Isolationswiderstand •• Prüffinger darf bei offenen Steckern nicht berührbar sein

178

IV Solare Energiesysteme

Eine Norm ist in Arbeit. Der Entwurf trägt die Bezeichnung DIN EN 50521/A1; VDE 0126-3/A1:2012-06 DIN V VDE V 0126-3. Dieser Norm-Entwurf gilt für Steckverbinder zur Verwendung in Photovoltaik-Anlagen mit Bemessungsspannungen bis 1 500 V DC und Bemessungsströmen bis 125 A je Kontakt nach Anwendungsklasse A der EN 61730-1. 2.22

Generatoranschlusskasten

Module werden parallel und in Reihe geschaltet. Die in Reihe geschalteten Module werden als Strang (englisch: String) bezeichnet. Die Stränge werden im Generatoranschlusskasten zusammengeführt. Der Anschlusskasten enthält auch den Potenzialausgleichs- bzw. Erdungsleiter und den Überspannungsableiter. Auch Überwachungselemente, die bei Störungen ansprechen, können hier montiert sein. Der Anschlusskasten muss mindestens für die zu erwartende Modullebensdauer geeignet sein. 2.23

Prüf- und Sicherheitsnormen

Module können, müssen aber nicht geprüft sein. Zertifikate werden in Deutschland durch den TÜV Rheinland, das VDE Prüf- und Zertifizierungsinstitut und die Gütegemeinschaft Solarenergieanlagen e. V. vergeben. Die TÜV-Prüfkriterien können im Internet unter http:// www.tuv.com/de/result.html eingesehen werden. Grundlegende Normen und Prüfstandards für PV-Module sind neben anderen •• IEC 61215:2005 Terrestrische kristalline SiliziumPV-Module •• IEC 61646:2008 Terrestrische Dünnschicht-PV-Module •• IEC 61730:2004 PV-Module Sicherheitsqualifikation Teile 1 und 2 •• IEC 62108:2007 Konzentrator-PV (CPV) - Module

Diese Normen betrachten außer Ammoniak alle Einflussgrößen, die für die mechanischen und klimatologischen Belastungen und Alterung (Degradation) verantwortlich sind. 2008 haben alle alten TÜV-Zertifikate ihre Gültigkeit verloren. Ein Verzeichnis aller zertifizierten Module ist auf einer Webseite der europäischen Kommission unter http://re.jrc.ec.europa.eu/esti/index_en.htm einsehbar.

IV Solare Energiesysteme

179

Kurzbeschreibung der Prüfungen nach IEC 61215 (2005) 1

Sichtprüfung

Prüfung auf sichtbare Fehler: Oberflächen, Zellen, Blasenbildung, Verbindungsstellen, Anschlüsse, etc.

2

Leistung bei Standardtestbedingungen

Elektrische Leistung des Moduls bei: 25°C Zellentemperatur, Bestrahlungsstärke 1.000 W.m2; Spektralverteilung gem. Sonnen-Referenzspektrum nach IEC 904-3

3

Isolationsprüfung

Durchschlagsprüfung bei 1.000 V DC + doppelte Leerlaufspannung des Systems bei STC (aber mind. 500 V) für eine Minute. RIsolation bei 500 V DC: mind. 50 MΩ

4

Messung der Temperaturkoeffizienten

Bestimmung der Temperaturkoeffizienten von Kurzschlussstrom I SC und Leerlaufspannung U OC

5

NOCT*-Messung = normal operating cell temperature

Ermittlung der Nennbetriebs-Zellentemperatur bei Referenz-Umgebungsbedingungen: 800 W.m-2, Umgebungstemperatur 20°C, Windgeschwindigkeit 1 m.s-1, Leerlauf des Moduls

6

Leistung bei NOCT*

Ermittlung der Änderung der elektrischen Leistung des Moduls bei NOCR* (Bestrahlungsstärke 800 W.m-2 , Sonnen-Referenzspektrum nach IEC 904-3)

7

Leistung bei niedriger Bestrahlungs- Ermittlung der Änderung der elektrischen Leistung des Moduls bei NOCR* (Bestrahlungsstärke stärke 200 W.m-2 , Sonnen-Referenzspektrum nach IEC 904-3)

8

Dauerprüfung unter Freilandbedingungen

Modul wird unter Freiluftbedingungen einer Gesamtbestrahlung von 60 kWh.m-2 ausgesetzt.

9

Hot-Spot-Dauerprüfung

Prüfung des Moduls unter simulierten Hot-Spot-Bedingungen bei einer Bestrahlungsstärke von 1.000 W.m-2

10

UV-Test

UV-Bestrahlung: 15 kWh.m-2 (280- 385 nm) bei mind. 5 kWh.m-2 im Wellenlängenbereich zw. 280 u. 320 nm sowie einer Modultemp. von 60°C ± 5°C

11

Temperaturwechselprüfung: 50/200 Zyklen

Thermische Prüfung des Moduls mit Temperaturzyklen von -40°C bis +85°C

12

Feuchte-Frost-Prüfung: 10 Zyklen

Prüfung des Moduls mit Temperaturzyklen von -40°C bis +85°C bei 85 % RH

13

Feuchte-Wärme-Prüfung:

Prüfung des Moduls über 1.000 h bei +85°C und 85 % RH (1.000 Stunden)

14

Mechanische Widerstandsfähigkeit der Anschlüsse

Zugprüfung mit 40 N bzw. Gewindedurchmesser abhängiger Drehmomentbelastung ( z. B. 2 Nm bei Ø 5 mm)

15

Wet Leakage Current Test

Isolationstest in leitfähiger Flüssigkeit (Prüfung des Einflusses von Feuchtigkeit, hervorgerufen durch Regen, schmelzenden Schnee oder Nebel)

16

Mechanische Belastungsprüfung

Prüfung des Moduls mit einer Flächenbelastung von 2400 Pa nacheinander für 1 h auf Vorder- u. Rückseite

17

Hagelprüfung

Prüfung des Moduls durch Beschuss mit Eiskugeln Ø 25 mm und 23 m.s-1 auf 11 definierte Aufschlagpunkte

18

Bypass-Dioden-Test

Funktionsüberprüfung: Modultemp. von 75°C ± 5°C, Prüfstrom = 1,25 x für 1 h bei standard test conditions ISC (STC)

180

IV Solare Energiesysteme

Weitere Normen

•• IEC 62446:2007 (Entwurf) Netzgekoppelte PVSysteme – Mindestanforderungen an Systemdokumentation, Inbetriebnahmeprüfung und Prüfanforderungen •• DIN VDE 0126-3 2012 Steckverbinder für PV-Systeme •• DIN VDE 0126-5; 2012 Anschlussdosen für PV-Module •• TÜV 2Pfg1169;2007 (TÜV Rheinland): Anforderungen an Leitungen für PV-Systeme •• IEC 62109-1 Wechselrichter •• IEC 60947-3 DC-Trennschalter •• IEC 60439-1 PV-Generator-Anschlusskasten •• IEC 61537 Kabelträgersysteme •• DIN EN 60529 (IP-Norm) Schutz vor dem Eindringen von Wasser. Üblich bei Wechselrichtern sind die Schutzarten IP 54 und IP 65. •• DIN VDE 0100-712 Errichten von Niederspannungsanlagen; Teil 7-712: Anforderungen an Betriebsstätten, Räume und PV-Anlagen bis 1.000 V Spannung •• DIN 1055 Teile 4 und 5 PV-Dachanlagen: Einwirkungen durch Witterungskräfte auf Tragwerke •• DIN EN 50524 Datenblatt- und Typschildangaben von Photovoltaik-Wechselrichtern •• DIN EN 50530 Messverfahren zur Bestimmung des Gesamtwirkungsgrads von PV-Wechselrichtern •• VDE 0185-305 Teile 1 bis 4 (DIN EN 62305 1 bis 4) Regelwerk zur Absicherung vor äußeren und inneren Blitzschäden •• IEC 61215 Zertifizierung von kristallinen Siliziummodulen •• IEC 61646 Zertifizierung von Dünnschicht-Photovoltaikmodulen •• IEC 62108 Zertifizierung von Konzentratormodulen und –systemen Eine Aufstellung aller Normen, Entwürfe und Spezifikationen, die speziell für PV-Anwendungen entwickelt wurden, befindet sich auf der Internetseite der DKE (Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik im DIN und VDE) Hardcopy: [email protected]

2.24

Mittelspannungsrichtlinie des BDEW

Seitdem im April 2011 die s.g. Mittelspannungsrichtlinie des Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) in Kraft getreten ist, müssen Anlagen ab 1 MWp weitere Zertifizierungen nachweisen. Die Richtlinie stellt Anforderungen an die Kurzschlussfestigkeit, die Dauerstrombelastbarkeit und an die bereitgestellte Wirk- und Blindleistung und deren Regelung. Ein weiteres Zertifikat für Erzeugungseinheiten (EZE) bescheinigt, dass Wechselrichter alle relevanten Richtlinien erfüllen. Das Zertifikat wird vom Wechselrichterhersteller beigestellt. Prüfgrundlage ist die Technische Richtlinie der Fördergesellschaft Windenergie und anderen Erneuerbaren Energien (FGW). Danach dürfen sich Wechselrichter bei Fehlern im Netz nicht selbst abschalten. Sie müssen im Falle eines Kurzschlusses im öffentlichen Netz weiterhin einen definierten Kurzschlussstrom zur Verfügung stellen. Ist das Erdkabel länger als 2 km wird auch hierfür ein Zertifikat notwendig. Ziel der Zertifizierung ist ein Anlagenverhalten gleich einem Großkraftwerk sicherzustellen. 2.25

Windeinfluss

Photovoltaikanlagen sollen so aufgestellt und befestigt werden, dass sie den lokalen Windgeschwindigkeiten widerstehen. Windgeschwindigkeiten werden von den Wetterämtern an einer Vielzahl von Messstationen aufgezeichnet. Für das Bauwesen werden die mittleren Windgeschwindigkeiten in Form eines 10-Minuten-Mittelwerts gemessen in 10 m Höhe, herangezogen. Bei sehr hohen Bauwerksstandorten sind die Windgeschwindigkeiten entsprechend anzupassen. Statistisch handelt es sich um die Messgröße, die in einem 50-jährigen Betrachtungszeitraum nur einmal erreicht oder überschritten wird. Die Referenzgeschwindkeit enthält keinerlei Böeneinflüsse. Grundlage für die Statik bildet nicht die Windgeschwindigkeit sondern der daraus abgeleitete Stau-

IV Solare Energiesysteme

druck. In dessen Ermittlung geht die Windgeschwindigkeit im Quadrat ein. Das bedeutet bei einer Verdoppelung der Windgeschwindigkeit eine Vervierfachung des Staudrucks. Anhand der Messdaten wurde Deutschland in 4 Windzonen eingeteilt.

181

Einstufung in Geländekategorien gem. DIN 1055 Teil 4 Geländekategorie I

Glattes, flaches Land ohne Hindernisse

Geländekategorie II

Gelände mit Hecken, einzelnen Gehöften, Häusern oder Bäumen, z. B. landwirtschaftliches Gebiet

Geländekategorie III

Vorstädte, Industrie- oder Gewerbegebiete, Wälder

Geländekategorie IV

Stadtgebiete, bei denen mindestens 15 % der Fläche mit Gebäuden bebaut ist, deren mittlere Höhe 15 m überschreitet.

2.26

Schneelast nach DIN 1055-5 (EN 1991-1-3)

Die maßgebenden Einflussfaktoren auf die Größe der Schneelasten sind die des Standortes mit der lokalen Klimazone und der topografischen Höhe. Das Schneeklima wird in den Normen durch eine Schneelastzonenkarte erfasst, welche die Schneeintensität für verschiedene geographische Regionen angibt. Die Normen sind gültig bis zu einer Geländehöhe von 1500 m. Darüber hinausgehende Höhenlagen werden durch spezielle nationale Anhänge geregelt.

Windzonen nach Eurozone 1 / DIN 1055-4: 2005-03

In einem weiteren Rechenschritt werden die Einflüsse der Umgebung und der Höhe über Grund berücksichtigt. Für Deutschland gelten die Geländekategorien I-IV. Im Übergangsbereich zwischen zwei Geländekategorien werden Mischkalkulationen gebildet.

Die Dachform ist ein weiterer Parameter für die Schneelast. Durch Formbeiwerte wird z. B. erfasst, dass bei einem steilen Dach der Schnee schneller abrutscht als bei einem flachen Dach. Die Verteilung der Schneelast wird auch durch die Windverhältnisses beeinflusst. So bilden sich an Höhensprüngen oft Schneeverwehungen, die zu beachten sind. Der Formbeiwert beschreibt das Verhältnis zwischen der Schneemenge auf dem Dach und der gefallenen Schneemenge.

Charakteristischer Wert der Schneelast sk für Geländehöhe und Schneelastzone nach DIN 1055-5

182

IV Solare Energiesysteme

Stringwechselrichter erfordern keinen separaten Transformator, sie werden aber auch mit Transformator angeboten. Stringwechselrichter haben den Vorteil ,dass Module in einer Reihenschaltung zusammengeschaltet werden können. Dabei gilt für die Leistung eines Strings der Grundsatz „ das schwächste Modul bestimmt die Leistung“. Module werden daher schon vor der Installation nach ihrem Wirkungsgrad sortiert und in jeweils einem String verbaut. Auch sollten alle Module eines Strings die gleichen Installationsbedingungen wie gleicher Modultyp, einheitliche Dachneigung und gleiche Ost-West-Ausrichtung aufweisen. Auch eine mögliche Teilverschattung kann so berücksichtigt werden. Module sind wegen ihrer Reihenschaltung mit Bypass-Dioden ausgestattet. Sie haben die Aufgabe, den Strom an einem defekten, verschatteten oder teilverschatteten Modul vorbeizuleiten. Diese Wirkung setzt aber bei einem nur teilverschatteten Modul u. u. nicht oder verspätet ein. Das verschattete Modul reduziert in so einem Fall die Leistung des gesamten Strangs. Schneelastzonen nach DIN 1055-5

3

Wechselrichter

Photovoltaikmodule erzeugen Gleichspannung. Um den Strom im öffentlichen Netz nutzen zu können, muss die Gleichspannung in netzkonforme Wechselspannung (230 V oder 400 V und 50 Hz) umgewandelt werden. Die Umwandlung erfolgt mit Hilfe eines Wechselrichters oder „Converters / Inverters“. Bei den Wechselrichtern unterscheidet man zwischen Zentralwechselrichtern und Strangwechselrichtern (Stringwechselrichter oder String Inverter). Zentral-WR werden üblicherweise in Großanlagen verwendet und erfordern einen zusätzlichen Transformator. Sie speisen auf der Mittelspannungsebene ins Netz. Unter Mittelspannung wird in der elektrischen Energietechnik eine Spannung im Bereich über 1  kV und unter 75 kV verstanden. Die Netzspannung liegt üblicherweise bei 10 kV, 20 kV oder 30 kV . Niederspannungsnetze werden üblicherweise mit Spannungen bis zu 1.000 V betrieben.

Wechselrichter die mit mehr als einem MPP-Tracker für mehrere Stränge ausgestattet sind, bezeichnet man als Multi-String-Wechselrichter. Mit Multi-String-Wechselrichtern lassen sich verschiedene Modultypen verlegen, sofern sie nur jeweils in einem String einheitlich sind. Ein Wechselrichter hat auch die Aufgabe, Netz und Anlage zu schützen. Er benötigt zur Zulassung eine typgeprüfte „Einrichtung zur Netzüberwachung mit zwei selbstständigen Schaltorganen“ (ENS), nach VDE 0126. Eine ENS überwacht Frequenz, Spannung und Impedanz des Netzes. Wenn die Grenzwerte überschritten werden, trennt das Gerät bei Anlagen unter 1 MWp das Netz zweipolig vom Wechselrichter. Die Überwachungsschaltung ist redundant (=doppelt) ausgelegt. Zwei unabhängige Schaltkreise bewerten das Netz, überwachen sich gegenseitig in ihrer Funktion und trennen im Fehlerfall unabhängig voneinander. Seit 2011 gilt für Anlagen mit einer Leistung ab 1 MWp die neue Mittelspannungsrichtlinie des BDEW (s. u. 2.22). Für diese WR gilt seit dem auch eine Zertifizierung durch den Hersteller.

IV Solare Energiesysteme

3.1

Wechselrichter mit Transformator

3.4

183

Zusatzfunktionen

Der Transformator wandelt Wechselspannung auf das Netzspannungsniveau um. Eingangs- und Ausgangsspannung werden dadurch galvanisch getrennt. Der Einsatz von 50 Hz-Transformatoren ist zwangsläufig mit magnetischen und ohmschen Verlusten verbunden. In einigen Wechselrichtern werden HochfrequenzTransformatoren eingesetzt. Dadurch wird zwar der schaltungstechnische Aufwand erhöht, aber Baugröße und Gewicht werden reduziert.

Wechselrichter erfüllen eine ganze Reihe von Zusatzfunktionen, abhängig vom Hersteller und vom Gerätetyp. Diese können sein:

3.2

•• Anlagenüberwachung: Über eine Schnittstelle kann per SMS, Fax, PC, Internet oder E-Mail eine Störungsmeldung abgesetzt werden.

Wechselrichter ohne Transformator

Auf Transformatoren kann verzichtet werden, wenn die PV-Modulspannung deutlich über dem Scheitelwert der sinusförmigen Wechselspannung liegt (Ü =  325 V). Wegen der fehlenden galvanischen Trennung von PV-Modul und Netz ist eine VDEW-konforme, im Wechselrichter integrierte gleichstromsensitive Fehlerstromschutzschaltung notwendig. Auf eine vermutete Wechselwirkung zwischen trafolosen Wechselrichtern und Dünnschichtmodulen wurde bereits unter 2.1 hingewiesen. Vermutet wird, dass die Wechselrichtertopologie für eine beschleunigte Alterung der transparenten Schicht (TCO-Schicht) verantwortlich ist.

•• Datenerfassung: Erfasst werden z B. die Temperatur im Inneren des WR; verschiedene Spannungen am Ein- und Ausgang des WR, die Betriebsdauer, die Strommenge, der Gerätestatus, Störungen, u. v. a. m.

•• Auswertesoftware: Eine meist optionale Software ermöglicht die Auswertung aller Daten per Modem oder Rechnerschnittstelle am PC. •• Ein- und Ausschalten •• MPP-Tracking [1]: Bei einer definierten Strom-Spannungs-Relation geben Solarmodule ihre maximale Leistung ab. WR mit MPP-Tracking suchen diejenige Spannung U oder den Strom I, bei der das Produkt (die Leistung) P = U x I sein Maximum erreicht. [1] MPP = Maximum Power Point

3.3

Master-Slave-Funktion 3.5

In Großanlagen werden Wechselrichter so verschaltet ,dass bei geringer Lichteinstrahlung nur die erforderliche Anzahl an Wechselrichtern angesteuert wird. Die nicht benötigten Wechselrichter, als Slaves bezeichnet, bleiben solange ausgeschaltet, bis sie bei höherer Lichteinstrahlung eingeschaltet werden müssen. Eine Master-Slave-Funktion sieht z. B. so aus, dass der Master-WR die gesamte Grundlast von 38 % liefert. Der erste Slave-WR liefert noch bis zu 30 % dazu, der weitere Slave-WR noch rd. 22 % und der Dritte Slave noch 10 %. Zur gleichmäßigen Auslastung sorgt eine Steuerung dafür, da,s die Funktion Master-Slave in Abhängigkeit von den Betriebsstunden wechseln.

Modulwechselrichter

Modulwechselrichter (andere Bezeichnung auch Micro-Inverter) werden direkt auf der Rückseite eines Moduls oder in unmittelbarer Nähe der Anschlussdose befestigt. Der Vorteil dieser Installation liegt darin, dass die Beschattung durch Laub oder Verschmutzung keine Auswirkung auf unverschattete Module und somit auf den Gesamtertrag einer Anlage hat. Auch entfallen lange Gleichstromleitungen. Schon Mitte der 1990er Jahre boten verschiedene Hersteller diesen Wechselrichtertyp an. Die Betriebserfahrung mit diesen WRn zeigte allerdings hohe Ausfallraten und niedrige Wirkungsgrade. Erst im Jahr 2010 kam dieser WR-Typ wieder auf den Markt.

184

IV Solare Energiesysteme

13 Firmen, vornehmlich aus den USA, aber auch aus Deutschland bieten Modulwechselrichter an. Sie werden überwiegend für den US-Markt produziert. Es gibt keine Langzeiterfahrung. 3.6

Installationsvorschriften

Da Wechselrichter für verschiedene Umgebungsbedingungen hergestellt werden, ist den Installationsvorschriften der Hersteller unbedingt zu folgen. Es werden herstellerseitig vorgegeben: Die Umgebungstemperatur: WR sind häufig in der Nähe der Module installiert. Bei Dachanlagen werden an schönen Sommertagen in unklimatisierten Dachräumen 70 °C erreicht. Der Wechselrichter lässt oftmals nur Umgebungstemperaturen von 25 °C bis 60 °C zu. Nicht selten anzutreffen sind Wechselrichter, bei denen entweder die Mindesttemperatur bei 0 °C oder die maximale Temperatur bei 40 °C liegt. Die maximal zulässige Temperatur des WR bei Nennleistung: Diese ist nicht immer identisch mit der Umgebungstemperatur. WR, bei denen die zulässige Temperatur überschritten wird, benötigen eine aktive Kühlung. Die relative Luftfeuchte: Die zulässige rel. Feuchte variiert zwischen 0 % und 90 %, seltener bei 100 %

WR im Außenbereich sollen mindestens die Schutzart IP 54 haben. Codierung: Den Buchstaben IP sind i. d. R. zwei Ziffern angefügt. Die erste Ziffer gibt den Schutzgrad des Gehäuses gegen Berührung stromführender Teile und gegen Fremdkörper, die zweite Ziffer den Schutz gegen Wasser an: Kennziffern für Berührungsschutz, Erste Ziffer (Auszug) IP 5x Vollständiger Schutz gegen Berührung, Schutz gegen schädliche Staubablagerungen im Inneren IP 6x Vollständiger Berührungsschutz, Schutz gegen Eindringen von Staub (Staubdicht) Kennziffern für Wasserschutz, Zweite Ziffer (Auszug) IP x4 Schutz gegen Sprühwasser IP x5 Geschützt vor Strahlwasser aus allen Richtungen IP x6 Geschützt vor eindringendem Wasser bei vorübergehender Überflutung Die Prüfung der IP-Schutzart berücksichtigt keine Alterung. Damit ist auch nicht die Aufrechterhaltung der Schutzklasse über die Lebensdauer des Gehäuses gewährleistet, siehe Weblink: http://www.elektronik-magazin.de/ * In den USA veröffentlicht die United States National Electrical

Der Aufstellungsort: WR werden für die Außen- bzw. Innenmontage hergestellt.

Manufacturers Association (NEMA) ein eigenes Rating. IP54 ent-

Taupunktunterschreitung: WR, die starken Temperaturschwankungen ausgesetzt sind, bilden Kondenswasser. Einige Hersteller schreiben vor, dass Taupunktunterschreitungen zu vermeiden sind. Diese WR benötigen ggf. eine Beheizung.

3.8

3.7

IP-Schutzarten nach DIN EN 60529 / IEC 529*

Die IP-Schutzart gibt den Schutzgrad des Wechselrichters gegen Berührung, Fremdkörper und Wasser an. IP steht für International Protection Code, im englischen Sprachraum auch „Ingress Protection Code“.

spricht NEMA 3, IP65 entspricht NEMA 4 / 4x.

Wechselrichterzuverlässigkeit

Langzeiterfahrungen von vielen Geräten ergaben einen durchschnittlichen defektfreien Betrieb von 5 bis 8 Jahren. Im Mittel steht nach 10 Betriebsjahren eine aufwändige Reparatur oder ein Komplettaustausch an [1]. Häberlin („die bezüglich Zuverlässigkeit kritischste Komponente bei netzgekoppelten PV-Anlagen ist der Wechselrichter“) berichtet über Ausfallraten, die zwischen 0,09 WR-Defekten und 0,21 WR-Defekten pro

IV Solare Energiesysteme

Betriebsjahr variierten. Geräte wurden nach Betriebszeiten zwischen 4,5 und 10 Jahren ausgetauscht [2]. Eine weitere Studie [3] kommt zu dem Ergebnis, dass im Jahre 1997 bei im Mittel 43,6 überwachten Wechselrichtern „nur“ 4 Defekte festgestellt wurden. Das entspricht 0,09 Defekten pro Betriebsjahr oder 10 % Ausfallrate. Durch die starke Beanspruchung einzelner Komponenten in den WRn wird davon ausgegangen, dass diese nicht dieselbe Lebensdauer erreichen wie die übrigen Komponenten einer PV-Anlage [ebd]. In einer weiteren Studie [4] wird Sauter zitiert, wonach ebenfalls nicht davon ausgegangen werden kann, das WR die Lebensdauer von PV-Modulen erreichen. Wechselrichterbauteile erreichen im Betrieb immer noch Temperaturen über 90 °C [5]. Bendel [6] hält hohe Bauteiltemperaturen für eine Ursache von Funktionsausfällen. Am ISET hat Funtan [7] Bauteiltemperaturen von mehr als 135 °C gemessen. Bei 40 °C Umgebungstemperatur erreichten Kühlkörper Temperaturen von 90 °C, Transformatoren von über 130 °C. Bauteiltemperaturen von 121 °C bei einer Umgebungstemperatur von 26 °C wurden beim Test eines Wechselrichters gemessen [8]. Die Schlussfolgerung dort: „Bei Temperaturdifferenzen bis zu 95 °C wirkt sich dies auf jeden Fall reduzierend auf die Lebensdauer des Gerätes aus. Neueste Modelle mit Halbleitern aus Siliziumkarbid erreichen Wirkungsgrade von 98 % und darüber. Bei diesen Wechselrichtern wurden im Labor deutlich geringere Bauteiltemperaturen gemessen, die bei einigen Herstellern bei 65 °C liegen. Die geringere Betriebstemperatur lässt auf eine längere Lebensdauer schließen. Zweifelhaft ist, ob diese 20 Jahre erreicht. Bekannte Ausfallursachen bei normalem Einsatz von Schaltungen sind z. B.: Mangelnde Verkapselung des Bauelements; Schaltungsbedingter ständiger Betrieb des Bauelements an den Grenzwerten;

185

Elektrostatische Anziehung beweglicher leitender Partikel in Hohlräumen des Bauteils und dadurch bewirkte dauernde oder zeitweilige Querströme; Mobile Ionen werden angezogen und führen zu Leckstrompfaden; Eingeschlossene Feuchte bei der Fertigung führt zu elektrolytischer Korrosion; Temperaturschwankungen führen zu Feuchtekondensation in den Hohlräumen gekapselter Bauelemente. Eine Prognose zur zukünftigen MTBF (meantime between failures) lässt sich auch im Jahr 2012 nicht stellen. Es muss weiter damit gerechnet werden, dass WR nicht die Lebensdauer der Module erreichen. In der Regel dürften dafür die dauerhaften Einflüsse des Betriebes und dadurch ausgelöste Bauteilalterung verantwortlich sein. Dafür spricht auch eine Untersuchung von Wechselrichtern in Windkraftanlagen (IWES). Danach fallen am häufigsten Schütze, Schalter und Sicherungen aus. Dies sind die Leistungsteile der Wechselrichter. Untersuchungen der GL Garrad Hassan ergaben das speziell die Leistungsmodule einmal in drei Jahren ausfallen. Ursächlich dafür sind Überhitzungen der Leistungschips, der sog. IGBT. Die IGBT heizen sich bis auf 150 °C auf, was ihre Lebensdauer stark redu­ ziert. Neuentwicklungen verzichten auf die Bodenplatte der IGBT. Lötschichten und Wärmeleitpasten werden durch wärmebeständigere Materialien ersetzt. Die Kontaktdrähte werden durch eine flexible Folie ersetzt. Das Modul wird in Umrichter bis 2 MW Leistung eingebaut. Es wird erwartet, dass sich die Lebensdauer um das Fünffache erhöht. Auch wenn die IGBT zunächst für Windkraftanlagen entwickelt werden, bleibt zu hoffen, dass auch die Photovoltaik-Wechselrichter davon profitieren. Eine Schwachstelle ist auch der Lüftermotor. Lüftermotoren haben nur eine begrenzte Lebensdauer, 100.000 Betriebsstunden bei 25 °C sind eine Ausnahme. Fällt der Lüfter aus, kommt es zur Überhitzung und ggf. auch zur Selbstabschaltung des WR. Sind WR in einer staubigen Umgebung installiert, kann auch eine Verschmutzung des Lüfters zu dessen vorzeitigem Ausfall führen.

186

IV Solare Energiesysteme

[1] Haselhuhn: Photovoltaik (2005)

anhäufung) zu berücksichtigen [RAL GZ 966 2008].

[2] Häberlin: Langzeitverhalten v. PV-Anlagen – Bad Staffelstein 2003 [3] H. Häberlin: Photovoltaik VDE Verlag 2010 [4] Forschungsbericht IER, DLR, LEE, FFE: Lebenszyklusanalysen a. z. Stromerzeugungstechniken [5] Photon 10/2008 Wechselrichtertest [6] Bendel: PV-Wechselrichter – Anforderungen und Konsequenzen

Montagesysteme können in starre und nachgeführte Systeme eingeteilt werden. Starre Module sind mit dem Boden oder einem Baukörper fest oder schwimmend verbunden. Module, die einzeln oder in Gruppen der Sonne im Tagesverlauf nachgeführt werden, sind sog. Nachführsysteme (englisch = tracker).

[7] Funtan: Thermische Bauteilbelastung bei PV-Wechselrichtern 2001

3.9

Datenlogger

Ein Datenlogger überwacht die Leistung der Wechselrichter und speichert die Daten. Aus den Messwerten lässt sich ein Ertragsprotokoll erstellen. Der Datenlogger wird via RS485-Schnittstelle oder Bluetooth an den Wechselrichter angeschlossen. Die Datenübermittlung erfolgt in der Regel online über das Internet via PC oder Handy. Durch Vergleich mit Referenzdaten kann der Datenlogger bei Störungen des Wechselrichters durch SMS oder E-Mail eine Störungsmitteilung senden.

4

Montagesysteme

Da die Module über kein eigenes Befestigungssystem verfügen, benötigen sie einen Träger oder „Carrier“, mit dem sie für den vorgesehenen Einsatzzweck und –ort sicher befestigt werden können. Die Anforderungen an ein Montagesystem sind im Wesentlichen Standfestigkeit gegen Schnee- und Windlasten. Vom Befestigungssystem ist neben ausreichender Festigkeit Korrosionsbeständigkeit für 20 bis 25 Jahre gefordert. 4.1

Einwirkungen und Lasten

Für die Auslegung und den Standsicherheitnachweis eines Montagesystems bzw. der Einheit Solargenerator und Montagesystem sind mindestens die Einwirkungen und Lasten nach DIN EN 1991 (Eurocode 1) Teil 1 - 3 und 1 - 4 sowie DIN 1055 (Einwirkungen auf Tragwerke) zugrunde zu legen. Bei der Berechnung des statischen Nachweises gemäß DIN 1055 ist der erweiterte Kombinationslastfall Sk+Se (Schneelast und Schnee-

Starre Module können Teile der Fassade oder des Dachs sein. Sie können vorgebaut oder eingefügt sein. Die häufigste Verwendung finden Module auf dem Dach. Gemeinsam ist den starren Systemen die Ausrichtung nach Süden mit einem Winkel von ca. 30° zum Horizont. Bei Flachdächern trifft man zwei vorherrschende Befestigungsmethoden an. Module werden auf dem Dach „schwimmend“ aufgestellt. Die Trägersysteme werden auf die Dachhaut gestellt, ohne mit dieser verbunden zu sein. Gebräuchlich sind hier mit Kies befüllte Kunststoffwannen und Betontröge. Bei dieser Methode mangelt es häufig an der erforderlichen Windsicherheit. Eine andere Methode besteht darin, die Dachhaut zu durchdringen und die Trägersysteme direkt mit der Unterkonstruktion zu verbinden. 4.2

Nachführsysteme

Den höchsten Ertrag erzielen Module, wenn die Sonne senkrecht auf die Oberfläche trifft. Nachgeführte Systeme folgen der Sonne im Tagesverlauf von Ost nach West. Mehrerträge bis zu 30 % gegenüber starren Systemen werden prognostiziert. Nachteilig gegenüber starren Systemen sind der höhere Herstellungs- und der erhöhte Wartungs- und Reparaturaufwand während des Betriebs. Nachführanlagen haben bewegliche Teile, die einem erhöhten Verschleiß unterliegen. Nachteilig wirkt sich auch der erhöhte Energieverbrauch aus.

IV Solare Energiesysteme

187

Der Vorteil der horizontalen Nachführung liegt in einer flachen Bauweise mit entsprechend verminderten Windlasten. Dieser Anlagentyp kommt im kleinen Maßstab auch als Aufdachanlage vor. 4.2.2

Nachführsystem

Zweiachsige Nachführung

Bei zweiachsig nachgeführten Anlagen werden die Module mit Hilfe einer Mechanik zusätzlich so ausgerichtet, dass die Strahlung senkrecht auf die Moduloberfläche trifft. Dieses System verspricht den höchsten Stromertrag.

Bild: BSW-Solar

In einer Marktstudie [1] werden 74 verschiede Nachführsysteme aufgeführt. Die Hersteller lassen sich grob in zwei Kategorien einteilen: Solche, die Nachführsysteme nur in kleiner Stückzahl anbieten und solche, die Anlagen in großer Stückzahl im industriellen Maßstab herstellen. 4.2.1

Einachsige Nachführung

Nachführsysteme lassen sich in einachsige und zweiachsige Nachführung einteilen. Bei der einachsigen Nachführung unterscheidet man zwischen der vertikale Nachführung und der horizontale Nachführung. Bei der vertikalen Nachführung ist der Winkel zum Horizont wie bei einer starren Anlage fest eingestellt. Die Anlagen folgen der Sonne um eine senkrechte Achse von Ost nach West. Bei der horizontalen Nachführung folgen die Module dem Sonnenstand, indem sie um eine horizontale Achse gedreht werden. Dabei ist die Achse nicht immer eine Waagerechte – es werden auch Nachführsysteme angeboten, bei denen die Achse um 20 Grad zum Horizont geneigt ist. [1] Photon 10.2008

Bei der Konzentratortechnik ist dieses System zwingende Voraussetzung für den Betrieb. Dort ist eine Genauigkeit von 0,1 Grad erforderlich. 4.3

Sturmsicherheit

Wie der Sturm Kyrill gezeigt hat, sind viele Konstruktionen nicht sturmsicher. Betroffen waren durch den Sturm insbesondere „schwimmend“, nur durch Ballast gesicherte Flachdachanlagen und nachgeführte Anlagen. Letztere sollen die Module ab einer vom Hersteller definierten Windgeschwindigkeit in eine waagerechte Position bringen. Viele Systeme sind dazu nicht in der Lage. Einige Konstruktionen wurden durch Windböen bereits so stark beschädigt, dass sie die angestrebte waagerechte Position nicht mehr erreichen konnten. Es scheint, dass einachsige Anlagen von Schäden signifikant weniger betroffen werden als zweiachsige. Wie eine Marktübersicht [1] ergab, variieren die vom Hersteller zugelassenen Windgeschwindigkeiten zwischen rd. 100 km/h und 300 km/h. Anlagen, die den bei den Stürmen Kyrill, Anatol und Lothar gemessenen Windgeschwindigkeiten nicht standhalten, bilden ein hohes Schadenpotenzial. Auf die Einhaltung der DIN 1055 (Einwirkungen auf Tragwerke) ist sorgfältig zu achten. Herstellerangaben zur Windbelastbarkeit sind nicht unbedingt vergleichbar. Viele Hersteller nennen eine Windbelastbarkeit, die das jeweilige System nur bei nicht voll ausgeschöpfter Modulfläche erreicht. Einige Hersteller nennen die Windgeschwindigkeit, bei der

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IV Solare Energiesysteme

die Anlage in die Sicherungsposition fährt, andere geben die absolut zulässige Windgeschwindigkeit an. Es fehlt an einheitlichen Vorgaben. Wesentlich ist auch die Installation von mindestens 2 kalibrierten Anemometern, die unabhängig voneinander die Luftbewegung messen. Bei den schwimmend aufgestellten Anlagen kam es ebenfalls zu erheblichen Schäden. Hier zeigt sich, dass die Sicherung mit Ballast nicht optimal ist. Viele Trägerkonstruktionen sind nicht ausreichend standsicher und gegen Kippen gesichert. Hilfreich ist eine größere Unterstützungsfläche, wie sie entsteht, wenn die Modulreihen untereinander eine starre Verbindung erhalten. Das Foto veranschaulicht das Prinzip. [1] Photon 10.2008

Bild:

4.4

Mannheimer Versicherung

Fassadenanlagen

Bei Photovoltaikanlagen an Fassaden müssen besondere Richtlinien aus dem Glasbau beachtet werden. Für Fassadenanlagen gibt es keine besonderen Normen. Es sind daher alle Normen und Zulassungsbedingungen aus dem Bauwesen zu berücksichtigen. Der ausführende Installateur hat die geltenden Normen als „Stand der Technik“ zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere im Bereich von öffentlichen Gebäuden, wenn der Bereich vor der Fassade allgemein zugänglich ist. Zwei Montagefälle werden unterschieden:

Bild:

Schletter

Das Sturmereignis offenbarte Mängel bei der Montage und bei der Berechnung. Die Stürme Anatol und Lothar (Dezember 1999) und Kyrill (2007) zeigen, dass Windgeschwindigkeiten über 200 km/h keine Seltenheit mehr sind. Diese Tatsache muss in die Standfestigkeitsberechnung einfließen. Die höchste jemals in Deutschland gemessene Windgeschwindigkeit beträgt 335 km/h = 93 m/s, gemessen am 12.06.1985 auf der Zugspitze. Das Beispiel zeigt, dass Anlagen entsprechend ihrer örtlichen Exponierung berechnet werden müssen.

•• Von einer Vertikalverglasung wird gesprochen, wenn Photovoltaikmodule parallel zur Wand, entweder direkt oder auch in einem gewissen Abstand montiert sind. •• Eine Überkopfverglasung liegt vor, wenn die Module unter einem gewissen Winkel, als „Vordachkonstruktion“ montiert sind und der Bereich unter den Modulen betreten werden kann.

IV Solare Energiesysteme

189

Probleme bestehen auch bei neueren Gebäuden. Sind diese nach der bis 2007 geltenden DIN 1055 berechnet worden, können sie nach der neuen DIN 1055, insbesondere bei der Schneelast an ihre Belastbarkeitsgrenzen stoßen. Die neue DIN 1055 geht in einigen Teilen Deutschlands von weitaus höheren Schneelasten aus als vor 2007. Die Schneelasten reichen von ca. 65 Kilogramm (0,65 kN/m2) je Quadratmeter, in Schneelastzone 1 bis ca. 700 Kilogramm je Quadratmeter (7 kN/m2), in Schneelastzone 3 und Lagen über 1.000 m ü.N.N.

Bild: BP-Solar

In allen Fällen besteht die grundsätzliche Gefahr, dass Glasmodule beschädigt werden und Passanten durch herabfallende Glasscherben gefährdet werden können. Dabei ist es grundsätzlich unerheblich, wodurch die Module beschädigt werden.

5

6

Kabelanforderungen

An Kabel sind folgende Anforderungen zu stellen Mechanische Festigkeit

Druck-, Zug-, Biege- u. Scheerbeanspruchung

Witterungsbeständigkeit

UV, Ozon, Wärme u. Kälte, z. B. -55 °C bis +125 °C

Erd- u. kurzschlussichere Verlegung

Einzelleitung mit doppelter Isolierung

Standsicherheitsnachweis (Statik)

Unter dem Standsicherheitsnachweis wird die für die Befestigungselemente und die Module notwendige Berechnung für den spezifischen Aufstellungsort verstanden. Keinesfalls gleichzusetzen ist dies mit einer Statik für das Gebäude oder einer Systemstatik. Viele Hersteller von Montagesystemen, aber längst nicht alle, bieten neben ihren Produkten auch eine Systemstatik an. Neben diesen Berechnungen muss bei Aufstellung an oder auf einem Gebäude die Tragfähigkeit des Gebäudes berechnet werden. Diese Prüfung kann ohne Befähigungsnachweis weder der Installateur noch sein Systemlieferant leisten. Für eine prüffähige Statik werden Informationen zur Bauweise und zum Zustand des Gebäudes benötigt. Diese werden entweder der ursprünglichen Statik entnommen oder ein Architekt oder Statiker ermittelt die notwendigen Daten, wozu auch ein Aufmaß „vor Ort“ notwendig sein kann.

Kabel sind wenig resistent gegen UV-A Strahlung (400 – 320 nm) und UV-B Strahlung (320 – 280 nm). Wie eine Laboruntersuchung [ Forschungsprojekt SIDENA, Iset Kassel 2005] an Leitungen vom Typ H07RN-F zeigte, ist dieser Leitungstyp auch nicht resistent gegen Ozon­ einwirkung. Ein Langzeittest läuft seit Juli 2003 im IsetTestfeld. Ein Labortest zeigte allerdings schon nach 24 Stunden eine signifikante Schädigung der Schlauchleitung. Die Gummischlauchleitung vom Typ H07RN-F wurde noch im Jahr 2001 in etwa 2/3 aller Anlagen verbaut. 6.1

Aluminiumkabel

Besondere Sorgfalt ist notwendig, wenn Alukabel verbaut werden. Durch Nichtbeachtung der besonderen Installationsvorschriften sind bereits einige Brände aufgetreten.

190

IV Solare Energiesysteme

Aluminium hat gegenüber Kupfer eine Reihe von Nachteilen. Diese sind: •• Aluminium reagiert intensiv mit Luftsauerstoff. Es bildet sich eine nicht stromleitend Oxidschicht. Daher muss das abisolierte Leiterende sorgfältig durch Schaben, zum Beispiel mit einem Messer, von der Oxidschicht befreit werden (keine Feilen, Schmirgelpapier oder Bürsten verwenden!). Unmittelbar nach Entfernen der Oxidschicht ist das Leiterende mit säure- und alkalifreiem Fett, zum Beispiel technische Vaseline, einzureiben und sofort in der Klemme anzuschließen. Damit wird verhindert dass sich eine neue Oxidschicht bildet. Der Widerstand der Oxidschicht führt zur Erhitzung des Kabels bis hin zum Brandschaden. •• Der vorgenannte Arbeitsgang ist zu wiederholen, wenn der Leiter abgeklemmt wurde und wieder angeklemmt wird. •• Aluminium neigt unter Last zum Kriechen (Schwinden, auch Retardation). Es bezeichnet bei Werkstoffen eine zeit- und temperaturabhängige, plastische Verformung. Aufgrund der Retardation von Aluminium sind die Klemmen vor der Inbetriebnahme und nach den ersten 200 Betriebsstunden nachzuziehen. •• Die Klemme muss im Bereich des Stromübergangs eine entsprechende Oberfläche haben, um die Fettschicht und eine, trotz korrekter Leiterbehandlung, vorhandene, sehr geringe Oxidschicht beim Anschluss zu durchbrechen. Sie muss herstellerseits für Alukabel zugelassen sein. Aufgrund ungeeigneter Klemmen kam es zu Ausfällen und sogar Bränden aufgrund sich lösender Kontakte.

7

Blitzstrom- und Überspannung geändert

Der Blitzstrom einer Blitzentladung kann auf unterschiedliche Weise in Photovoltaikanlagen eingekoppelt werden: •• durch galvanische Kopplung •• durch magnetische Feldkopplung •• durch elektrische Feldkopplung Darunter fallen •• Überspannung infolge atmosphärischer Elektrizität (induktive, galvanische und kapazitive Einkopplungen) •• Schalthandlungen von induktiven und kapazitiven Verbrauchern (z. B. Elektromotoren, Kompensationsanlagen) •• Netzrückwirkungen, z. B. durch Schalten von Netzteilen und Frequenzumrichtern. Galvanische Kopplung setzt eine direkte Einkopplung des Blitzstroms oder eines Teils davon voraus. Wenn eine bauliche Anlage vom Blitz getroffen wird, erzeugt der in die Erde fließende Strom üblicherweise eine galvanische Spannung. Als magnetische Feldkopplung oder magnetische Induktion wird ein Vorgang bezeichnet, bei dem das magnetische Feld einer Blitzentladung Leiterschleifen durchsetzt. Magnetische Einkopplungen können durch den Abstand von Fangeinrichtungen und Ableitungen erheblich reduziert werden. Elektrische Feldkopplung setzt eine „elektrische wirksame Antenne“ voraus, z. B. den Modulrahmen. 7.1

Äußerer Blitzschutz

Prinzipiell gilt: Es muss auf jeden Fall eine BlitzschutzFachkraft nach DIN VDE 0185-305 hinzugezogen werden. Wird eine PV-Anlage auf einem Gebäude errichtet, erhöht sich die Wahrscheinlichkeit eines direkten Blitzeinschlags nicht, sofern die PV-Anlage nicht wesentlich (nicht mehr als 1,5 m) über das Gebäude hinausragt.

IV Solare Energiesysteme

191

Sofern kein äußeres Blitzschutzsystem vorhanden ist, wird empfohlen, die Funktionserdung des metallenen Montagegestells durchzuführen. Es ist ausreichend, die Modulrahmen und Gestelle an die Haupterdungsschiene des Gebäudes anzuschließen und die Gestelle untereinander zu verbinden. Der Leiterquerschnitt bei Kupferdraht sollte mindestens 6 mm2 betragen [Merkblatt „Blitz-u. Überspannungsschutz“ Bundesverband Solarwirtschaft u. ZVEH].

Nachgeführte und konzentrierende PV-Anlagen werden im Beiblatt 5 Anhang B der DIN EN 62305-3 besonders erwähnt. Eine Blitzschutzanlage ist nicht wartungsfrei. Kontakte können sich lockern oder korrodieren. Eine Prüfung sollte im Abstand von drei bis fünf Jahren durchgeführt werden.

Ist auf dem Gebäude bereits ein äußeres Blitzschutzsystem vorhanden oder aus baurechtlichen Gründen notwendig, muss die PV-Anlage in das Schutzkonzept integriert werden. Ziel ist es zu verhindern, dass der Blitz direkt in die PV-Module einschlagen kann. Das bedeutet aber nicht, dass die PV-Anlage an den Blitzableiter angeschlossen werden darf. Direktanschlüsse an Fangeinrichtungen sind unter allen Umständen zu vermeiden! Es wird empfohlen, auf ausreichende Trennungsabstände von 0,5 bis 1,0 m zu achten. Können Trennungsabstände nicht eingehalten werden, wird die PV-Anlage selbst Teil des äußeren Blitzschutzsystems. Nicht eingehalten werden kann der Trennungsabstand bei Metalldächern, Metallfassaden und ggf. auch bei metallenen Attikaabdeckungen. Es sind dann geeignete Verbindungen zwischen dem Blitzschutzsystem und den Komponenten der PV-Anlage herzustellen. Kabel und Leitungen sollen in einer blitzstromleitfähigen Abschirmung verlegt werden.

Der innere Blitz- und Überspannungsschutz beschreibt Maßnahmen und Einrichtungen zum Schutz im Gebäude. Jeder Blitzeinschlag im Umkreis von 1 km hat eine indirekte Wirkung auf eine Photovoltaikanlage. Die Wahrscheinlichkeit von indirekten Blitzeinwirkungen ist daher wesentlich höher als die eines direkten Blitzeinschlags. Voraussetzung für die Funktion des inneren Blitzschutzes ist ein lückenloser Potenzialausgleich nach VDE 0100, Teil 540 bzw. IEC 364-5-54.

Der äußere Blitzschutz umfasst alle Einrichtungen und Maßnahmen zum Auffangen und Ableiten des Blitzes. Er besteht aus einer Fangeinrichtung, der Blitzleitung (mindestens 16 mm2 Kupferleitung) und der Erdungsanlage [DIN EN 62305-3 Bbl 5]. Die Aufgaben des äußeren Blitzschutzes sind: •• Auffangen von Direkteinschlägen •• Ableiten des Blitzstroms zur Erde mit einem Funktionserdungsleiter •• Verteilen des Blitzstroms über die Erdungsanlage

7.2

Innerer Blitzschutz

Induktive Einkopplungen können in die PV-Module, in die Modulleitung und in die Gleichstromhauptleitung erfolgen. Um die PV-Anlage vor Einkopplungen und netzseitiger Überspannung zu schützen, werden Überspannungsableiter verwendet. Diese werden üblicherweise im Generatoranschlusskasten eingebaut. Bei PVKomponenten, die vom Hersteller mit entsprechend ausgelegtem Überspannungsschutz (meist Varistoren) ausgestattet sind, kann auf den externen Schutz vor atmosphärischer Überspannung verzichtet werden. Darüber, ob und wie eine PV-Anlage geerdet wird, muss in jedem Einzelfall entschieden werden. Es lassen sich wegen der unterschiedlichen Anforderungen keine generalisierenden Aussagen machen. Dazu einige Beispiele: •• Bei Anlagen bis 5 kW mit Modulen der Schutzklasse II oder bei einem Schutzkleinspannungskonzept und gebäude- bzw. erdnaher Aufständerung kann auf die Erdung des Trägergestells verzichtet werden. •• Bei Verwendung von trafolosen Wechselrichtern wird die Erdung der Modulrahmen ab einer Fläche von 10m2 empfohlen [DGS].

192

IV Solare Energiesysteme

Der Blitzschutz ist in jedem Bundesland individuell geregelt. In den Landesbauordnungen (LBO) werden keine Angaben zur Ausführung, Prüfung und Wartung der Blitzschutzanlage gemacht. Blitzschutz wird aber

Quelle:

7.3

für bestimmte Gebäude zur Gewährleistung der öffentlichen Sicherheit gefordert, z. B. für Krankenhäuser, Versammlungsstätten und Schulen.

DGS-Leitfaden Photovoltaische Anlagen 4. Auflage 2008

Erdungsanlagen

Freiflächenanlagen benötigen nach Beiblatt 5 Anhang D der DIN EN 62305-3 eine Erdungsanlage. Die Norm unterscheidet zwischen Schraubfundamenten einerseits und Platten-, Streifen- oder Rundfundamenten.

7.4

Normen für Blitzschutzanlagen

•• DIN EN 62305 Teil 1 - 4 (Neue Blitzschutznorm) (DIN VDE 0185-305 1 - 4) •• DIN EN 62305 Teil 3 Beiblatt 5: Blitz- und Überspannungsschutz für PV-Stromversorgungs-systeme •• DIN VDE 0100 Teil 712 (Photovoltaik-Versorgungssysteme) •• DIN VDE 0100 Teil 540 •• DIN VDE 0185 Blitzschutz

IV Solare Energiesysteme

193

Empfehlungen des Gesamtverbandes der Deutschen Versicherungswirtschaft (GDV): •• VdS 2010 „Risikoorientierter Blitz- und Überspannungsschutz“. 7.5 •• •• •• •• •• •• •• ••

Literatur zum Blitzschutz

DIN VDE 0185 1 - 3 VdS-Richtlinie 2010 DGS-Handbuch Photovoltaische Anlagen Dehn Blitz- und Überspannungsschutz für Photovoltaik-Anlagen Verbd. Deutscher Blitzschutzfirmen e. V.: Blitzschutz von Photovoltaikanlagen dto: Zusätzliche Informationen zum Blitzschutz VdS-Druckstück 3145 : Photovoltaikanlagen Bundesverband Solarwirtschaft e.V.: Brandschutzgerechte Planung, Errichtung und Instandhaltung von PV-Anlagen

8

Schadenerfahrungen

8.1

Blitz- und Überspannungsschäden

Dem GDV steht die folgende Auswertung zur Verfügung. Die Tabelle veranschaulicht die Bedeutung der Blitz- und Überspannungsschäden für die Branchen. Die Ergebnisse können mit steigender Installationsdichte auch für die PV-Versicherer relevant werden. 8.2

Schadenhäufigkeit und -verteilung an Photovoltaikanlagen

Quelle : GDV-Mitgliedsunternehmen / Grafik: msr

Tabelle 2 Blitz- und Überspannungsschäden Schadenaufwand in Deutschland Zeitraum 1998 bis 2006 Quelle: GDV Schätzung mittels Brachen- und Risikostatistik

Blitz u. Überspannung

Anzahl der Schäden

WohngebäudeFeuer

1.590.000

6.230 Mio. €

Hausrat-Feuer

5.310.000

4.420 Mio €

Tabelle 1

Schadenaufwand 2004 - 2007

Schadenaufwand in €

Schadenanteil 2004 - 2007

Wie die beiden Grafiken belegen, ist ein großer Teil der Schäden auf Überspannung, Schneedruck und Sturm zurückzuführen. Sie machen sowohl beim Schadenaufwand wie bei der Schadenhäufigkeit annähernd 50 % der Schadenbelastung aus. Diese Schäden lassen sich durch sorgfältige Planung und Ausführung vermeiden.

194

IV Solare Energiesysteme

•• Im Niederspannungsnetz beträgt der Sicherheitsabstand beim Einsatz von Strahlrohren, also löschwasserführenden Armaturen der Feuerwehr, für Sprühstrahl einen Meter und für Vollstrahl fünf Meter. •• Photovoltaikanlagen können im Mondlicht, auch bei Vollmond und bei künstlichem Licht (z. B. Halogenscheinwerfer) für Einsatzkräfte weder gefährliche Spannungen noch gefährliche Ströme erzeugen. Somit gehen bei Dunkelheit keine elektrischen Gefahren von PV-Anlagen aus. Dies wurde durch unabhängige Prüfungen bestätigt. Brandschaden Bild: msr

Eine große Diskrepanz gibt es bei den Feuerschäden. Sie machen nur 2 % der Schadenanzahl aus, verursachen aber 26 % des Aufwands. Ursache hierfür sind Brandschäden an landwirtschaftlichen Anlagen. Hier sind oft große Anlagen auf leicht brennbaren Gebäuden installiert. Kommt es zu einem Brand, führt er in der Regel zu einem Totalschaden. 8.3

Brände in PV-Anlagen richtig löschen

Die DKE (Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik im DIN und VDE) gibt in Abstimmung mit Experten von Berufsgenossenschaften, Feuerwehren, Forschungsinstituten, Netzbetreibern und der Industrie Empfehlungen zum richtigen Verhalten beim Brand von Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen): •• Wenn die Sicherheitsabstände zu unter Spannung stehenden Teilen nach DIN VDE 0132 eingehalten werden, können brennende PV-Anlagen beziehungsweise Brände in der Umgebung bedenkenlos gelöscht werden. Die Norm DIN VDE 0132 „Brandbekämpfung im Bereich elektrischer Anlagen“ gibt Sicherheitsabstände vor, die Personen, die für die Brandbekämpfung und Rettungsmaßnahmen in elektrischen Anlagen und in deren Nähe zuständig sind, einhalten müssen, um sich und andere Personen nicht in Gefahr zu bringen.

•• Entgegen weit verbreiteter Meinungen, dass Einsatzkräfte zunächst den Gleichspannungs-(DC)Lasttrennschalter von PV-Anlagen betätigen müssen, bevor sie mit dem Löschen von Bränden beginnen dürfen, ist anzumerken, dass Einsatzkräfte bedenkenlos mit dem sofortigen Löschen beginnen können, wenn die Vorsichtsmaßnahmen und insbesondere die Sicherheitsabstände nach DIN VDE 0132 zu unter Spannung stehenden Teilen eingehalten werden. Bei dem „DC-Schalter“ handelt es sich um einen am Wechselrichter sitzenden Schalter für die Gleichstromseite, der für Wartungsmonteure vorgesehen ist, wenn Arbeiten am Umrichter durchgeführt werden. •• Die Anwendungsregel (AR) VDE-AR-E 2100-712 „Mindestanforderungen an den DC-Bereich einer PV-Anlage im Falle einer Brandbekämpfung oder technischer Hilfeleistung“ wurde im August 2011 als Entwurf herausgegeben. •• Eine Veröffentlichung der Anwendungsregel ist für 2013 vorgesehen. Quelle: DKE

Der GDV, der Deutsche Feuerwehrverband, der Bundesverband Solarwirtschaft sowie weitere beteiligte Institutionen haben die „Handlungsempfehlungen Photovoltaikanlagen“ sowie das Handbuch „Einsatz an Photovoltaikanlagen“ zusammengestellt. Beide Druckstücke enthalten Hinweise für die Feuerwehren

IV Solare Energiesysteme

zu möglichen Gefahren und was Einsatzkräfte beachten müssen. Beide Druckstücke können beim Feuerwehrverband unter www.feuerwehrverband.de heruntergeladen werden. Ein Leitfaden mit u. a. Hinweisen zum Brandschutz wurde vom GDV und dem VDE Prüf- und Zertifizierungsinstitut herausgegeben (VDS-Druckstück 3145) Anbringen eines Hinweisschildes Um die Einsatzkräfte auf das Vorhandensein einer PV-Anlage aufmerksam zu machen soll bei der Elek­ trohausverteilung bzw. im Bereich des Hausanschlusskastens ein Hinweisschild angebracht werden. Das Hinweiszeichen wurde auf VDE-Normungsebene schon veröffentlicht. 8.4

195

deckungsrisiko. Gut geeignet sind Barrieren und mechanische Sicherungen. Die Befestigung mit Schrauben, wie Innensechskant (Inbus), Torx u. ä. mit eingeschlagenen Stahlkugeln und Stahlstopfen, Schrauben mit Einwegantrieb oder Schrauben, deren Kopf sich bei der Befestigung abdreht, haben sich sehr bewährt. Eine weitere erprobte Sicherungsmethode ist das Verkleben der Schraubengewinde mit dem Traggestell. Ein verbreiteter Industriekleber ist Loctite. Der Abtransport von PV-Modulen in größeren Stückzahlen erfordert Fahrzeuge mit entsprechender Ladekapazität. Wenn es die örtlichen Verhältnisse erlauben, sollte das nahe Heranfahren an die Anlage verhindert werden. Z. B. könnte schon an der Zufahrt ein massives Zufahrtstor vorgesehen werden. Einfache Maschendraht- und Wildzäune haben wenig Schutzwirkung. Bewährt haben sich massive Industriezäune mit Betonfundamenten. Dazu gehören elektronische Überwachungseinrichtungen analog den EMA mit Alarmaufschaltung (Bewegungsmelder, Alarmdraht, Induktionsschleifen, Infrarot-Bewegungsmelder). In Bayern führt die Kriminalpolizeiliche Beratungsstelle eine individuelle, auf die Örtlichkeit zugeschnittene kostenlose Beratung durch.

Diebstahlschäden

Eine weitere bedeutende Schadenursache bilden die Diebstahlschäden. PV-Anlagen sind Ziel von Diebesbanden. Noch nicht montierte Anlagenteile werden aus Lagerhallen, Containern und Fahrzeugen entwendet. Ziel der Banden sind auch bereits montierte Dachund Bodenanlagen. Begünstigt wird der Diebstahl durch eine gute Erreichbarkeit der Anlagen. Mitwirkend kommt hinzu, dass viele Anlagenbetreiber und Investoren ihre Anlage im Internet präsentieren, häufig schon vor der Errichtung. Potenziellen Tätern wird dadurch das Ausspähen von Anlagen sehr erleichtert. Diebstahlschäden lassen sich nicht verhindern, aber eine gute Sicherungstechnik bedeutet für die Täter einen erhöhten Zeitaufwand und erhöht somit das Ent­

Sehr zukunftsträchtig ist die Codierung mit künstlichen DNA. Bekannt ist die Methode als „DNA-like Coding“. Mit einem unsichtbaren flüssigen Stoff können Module individuell gekennzeichnet und im Fall eines Diebstahls später dem Besitzer zugeordnet werden. Zur Identifizierung wird die jeweilige DNA-Charge bei der Polizei registriert. Zusätzlich zur Kennzeichnung der Module haftet Dieben die künstliche DNA an den Fingern oder Kleidungsstücken. Nicht notwendig ist die Codierung aller Module. Es genügt die Kennzeichnung der äußeren Module. Hinweisschilder wirken abschreckend auf Täter. Laut Begleitforschung habe es in markierten Wohnbereichen praktisch keine Einbrüche mehr gegeben.

196

8.5

IV Solare Energiesysteme

Marderschäden

Zunehmend sorgen Marder, Mäuse, Ratten und andere Nagetiere für lästige und unter Umständen kostenintensive Reparaturen an außen verlegten Schläuchen und Leitungen. Zum Schutz dieser Anlagen werden am Markt preiswerte und wirkungsvolle Schutzsysteme angeboten. Diese können bei der Erstmontage oder im Bedarfsfall nachträglich installiert werden. Als Wirkungsvoll hat sich auch ein sog. Kaninchendraht erwiesen. Er wird um die Anlage gezogen und verhindert, dass Marder unter die Modulfläche gelangen können. Zweifelhaft ist die Wirkung der sog. elektrischen Marderscheuchen. Deren Wirksamkeit wird von ihren Herstellern nicht garantiert. Der Installationsaufwand ist vergleichsweise hoch, und Ihre Lebensdauer ist limitiert. 8.6

Umweltbelastung geändert

In der Europäischen Gemeinschaft legt die Richtlinie >>Electrical and electronic equipment: Restriction of the use of certain hazardous substances 10 Jahre der nationalen Wetter-

198

IV Solare Energiesysteme

dienste. Für beliebige Standorte führt Meteonorm eine räumliche Interpolation der dem Standort nächst gelegenen Messwerte durch. Die Interpolation berücksichtigt die Höhe und das Relief der Erdoberfläche. Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS) ist ein internetbasiertes geografisches Informationssystem, das neben Europa auch Afrika und Teile von Südwest-Asien abdeckt. Die Daten liegen in Form von Monatsmittelwerten vor. Für Europa enthält die Datenbank ein Höhenmodell und klimatische Daten. Die maximale räumliche Auflösung beträgt 1 km x 1 km. Satellight (SL) (www.satellight.com) stellt Einstrahlungsdaten für Europa zur Verfügung. Sie beruhen auf den Satellitendaten METEOSAT. Aus den Daten können sowohl die Global- wie auch die Diffusionsstrahlung bestimmt werden. Der verfügbare Erfassungszeitraum umfasst 5 Jahre (1996 bis 2000). Maximale räumliche Auflösung beträgt 5 bis 10 km, die zeitliche Auflösung 30 Minuten. Für Anlagen in Spanien kann auf Daten des Spanischen Nationalen Meteorologischen Instituts (Instituto Nacional de Meteorologica (INM)) zurückgegriffen werden. Ein 1984 veröffentlichter Atlas zur solaren Einstrahlung „Atlas de la Radiacion“ bietet spanische Karten mit Linien gleicher mittlerer täglicher Einstrahlung. Für 30 Orte verfügbar sind langjährige echte Stationsmesswerte. 9.5

Performance Ratio

Die Bewertungsgröße “Performance Ratio“ ist ein international eingeführtes Maß für den Nutzungsgrad einer Gesamtanlage. Die PR ist der am Wechselrichterausgang gemessene Anteil der nutzbaren Energie an der nominell erzeugbaren Energie, die sich aus Modulfläche, Modulwirkungsgrad nach Datenblatt und der Einstrahlung in der Modulebene ergibt. Neben der Ermittlung der Einstrahlung bildet ein Ertragsgutachten auch immer die Verluste ab, die in der Anlage selbst entstehen. Diese können beispielhaft sein:

Abweichung von den Herstellerangaben (Mismatch) -2 % bis -3,5 % Modulverschmutzung -1,5 % Wechselrichterwirkungsgrad - 3 bis -5,0 % Anpassungsverluste an den MPP -0,4 % Leitungsverluste (DC) -1,0 % Leitungsverluste (AC) -1,5 % Eigenverbrauch bei Nachführung 50 kWh Mittelspanunngstrafo -1,2 % Jährliche Degradation -0,25 %/a Unter Berücksichtigung von weiteren Verlusten (Verschattung, Wärme, Teillast), Toleranzen und Unsicherheiten der verwendeten Rechenmodelle ergibt sich eine Performance Ratio von > 70 %. Nur sehr gute Anlagen mit optimalen Komponenten erreichen Werte um 80 %. 9.6

Sachverständige für Photovoltaik

Sachverständige können unter folgenden Webseiten gefunden werden: •• Bundesverband Deutscher Sachverständiger und Fachgutachter (BDSF): www.bdsf.de •• Bundesverband Freier Sachverständiger (BVFS): www.bvfs.de •• Sachverständigendatenbank der Industrie- und Handelskammern: http://svv.ihk.de/svv/content/ home/ansprechpartner.ihk?cid=34523 •• Sachverständigendatenbank des Handwerks (umfasst nicht alle Handwerkskammern): www.svd-handwerk.de

10

Thermische Solaranlagen und -kraftwerke

10.1

Sonnenwärmekraftwerk

Ein Sonnenwärmekraftwerk oder Solarwärmekraftwerk ist ein Kraftwerk, das die Wärme der Sonne über Absorber als primäre Energiequelle verwendet. Daher sind daneben die Bezeichnungen solarthermisches Kraftwerk oder thermisches Solarkraftwerk üblich.

IV Solare Energiesysteme

Sonnenwärmekraftwerke erreichen je nach Bauart höhere Wirkungsgrade und meist niedrigere spezifische Investitionen als Photovoltaikanlagen, haben jedoch höhere Betriebs- und Wartungskosten und erfordern eine bestimmte Mindestgröße. Sie sind nur in besonders sonnenreichen Regionen wirtschaftlich einsetzbar. Es gibt verschiedene Konzepte für die Nutzung der Sonnenwärme zur Energiegewinnung, die sich in zwei Kategorien einteilen lassen: Kraftwerke, die die Direktstrahlung der Sonne mit Reflektoren auf einen Solar­absorber bündeln, und solche, die ohne konzentrierende Reflektoren arbeiten und die gesamte Globalstrahlung (Direktund Diffusstrahlung) nutzbar machen. Trifft Sonnenlicht auf den im Kollektor angebrachten Absorber, wird eine Flüssigkeit im Kollektor- bzw. Primärkreislauf erwärmt. Die Wärmeträgerflüssigkeit transportiert die erzeugte Energie zum Wärmetauscher. 10.2

10.2.1.1 Flachkollektor Ein Flachkollektor ist die am weitesten verbreitete Bauform eines Kollektors. Er besteht aus einem selektiv beschichteten Absorber und dient zur Absorption (Aufnahme) der einfallenden Sonnenstrahlen und ihrer Umwandlung in Wärme . Eine andere ebenfalls bewährte Bauform ist der Röhrenkollektor. In ihm sind Vakuumröhren installiert. Sie erzielen höhere Temperaturen als Flachkollektoren. Zur Minimierung von thermischen Verlusten wird dieser Absorber in einem wärmegedämmten Kasten mit transparenter Abdeckung (meistens Glas) eingebettet. Er wird von einer Wärmeträgerflüssigkeit (üblicherweise ein Gemisch aus Wasser und Frostschutzmittel) durchströmt, die zwischen Kollektor und Warmwasserspeicher zirkuliert. Solaranlage zur Erzeugung von Brauchwasser

Kleinanlagen

10.2.1 Wesentliche Bestandteile einer thermischen Solaranlage Wesentlichen Bestandteile einer Solaranlage sind der Kollektor, die Mess-, Steuer- und Regeleinheit, der Warmwasserspeicher und eine Heizungsanlage zur Nacherwärmung. Erzeugung von Brauch- und Heizwasser

1 Kollektor 2 Solarregelung 3 Warmwasserspeicher 4 Nacherwärmung mit Hilfe einer Heizungsanlage Quelle:

Grafik:

AEG Haustechnik

199

Stiebel Eltron GmbH & Co. KG

200

IV Solare Energiesysteme

10.2.1.2 Vakuumröhren-Kollektor Der Absorber liegt bei dieser Bauart in einem luftleeren Glasrohr. Durch das Vakuum wird der Wärmeverlust stark reduziert und der Wirkungsgrad erhöht. Dieser Vorteil wirkt sich besonders bei großen Temperaturdifferenzen zwischen Außenluft und dem Absorber aus. Der Vakuumröhren-Kollektor wird vorzugsweise für die Solarenergieerzeugung bei heizungsunterstützten Systemen eingesetzt. 10.2.1.3 Wärmespeicher Für eine Solarkollektoranlage ist ein Speicher unerlässlich. Er nimmt die vom Kollektor bereitgestellte Wärme auf. Solarkollektoranlagen zur Brauchwassererwärmung benötigen im Einfamilienhaus einen Speicher von bis zu 350 Liter Inhalt. Soll der Sonnenkollektor auch zur Raumheizung eingesetzt werden, wird in der Regel je Quadratmeter Kollektorfläche ein Speichervolumen von 70 Liter benötigt. Sorptive Speicherung Um die Wärme über einen längeren Zeitraum verlustfrei zu speichern, wurde ein Speicher entwickelt, der z. B. mit Zeolith-Kugeln oder Silikagel gefüllt ist. Zeolith hat pro ein Gramm Eigengewicht eine Oberfläche von bis zu 1.000 m2 . Es speichert drei- bis viermal mehr Energie als Wasser. Der Speichervorgang wird damit beschrieben, dass das Zeolith mit Wasserdampf in Kontakt gebracht wird. Es nimmt den Wasserdampf auf, anschließend wird es „getrocknet“ (Desorption). Wird es wieder mit Wasserdampf in Berührung gebracht, lagert sich dieser an den porösen Speichermedien an (Adsorption) und setzt die gespeicherte Energie in Form von Wärme wieder frei. Zur Realisierung solcher Technologien in industrieller Serienqualität sind noch eine Reihe von Entwicklungsschritten nötig. Die verfügbaren konstruktiven Lösungen zu Wärmespeicherdichten und Wärmeleistungen sind, verglichen mit den theoretischen Potenzialen, bisher zu gering. Weiterer Forschungsbedarf besteht insbesondere für Lösungen zum Wärme- und

Stofftransport und der Systemkonfiguration. Ziel ist es, industriell relevante Lösungen anzubieten, mit denen beispielsweise Anlagen zur Verstromung von Biogas als vollwertige Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen betrieben werden können. Ob diese Form der Wärmespeicherung auch für solarthermische Anlagen genutzt werden kann, muss abgewartet werden. 10.2.1.4 Wärmetauscher Die vom Kollektor absorbierte Energie wird im Wärmetauscher vom Kollektorkreislauf an den Brauchwasserkreislauf übertragen. 10.2.1.5 Mess-, Steuer- und Regelanlage Die elektronische Steuer- und Regelung einer thermischen Solaranlage steuert eine Umwälzpumpe. Sie setzt die Wasserzirkulation in Gang, wenn die Temperatur in den Kollektoren höher ist als im Brauchwasserspeicher und somit Wärmegewinne erzielt werden können. Liegt die Kollektortemperatur außerhalb eines vorgegebenen Temperaturbereichs, wird die Umwälzpumpe abgeschaltet, z. B. wenn die Temperatur in den Kollektoren niedriger ist als die im Speicher. 10.2.1.6 Luftkollektoren Luftkollektoren eignen sich zur Beheizung von Schwimm-, Turn- und gewerblich genutzten Hallen. Die Funktionsweise ähnelt der thermischen Solaranlage. Als Wärmeträger wird hier Luft statt Flüssigkeit verwendet. Durch den Luftkanal des Kollektormoduls wird kalte Luft angesaugt und die dabei erwärmte Luft kann direkt zum Heizen verwendet werden. Wird im Sommer keine Heizung benötigt, wird über einen Luft-WasserWärmetauscher das Brauchwasser erwärmt. Luftkollektoren werden vorzugsweise in Fassadenelemente integriert. Als großer Vorteil ist die gute Energieausbeute bei geringer Sonneneinstrahlung hervorzuheben.

IV Solare Energiesysteme

10.3

Solarthermische Kraftwerke

10.3.1 Solarthermische Kraftwerke mit Bündelung der Direktstrahlung Diese Kraftwerke (engl. Concentrating Solar Power, kurz CSP) verwenden konzentrierende Reflektorflächen, die das einfallende Sonnenlicht auf den Absorber bündeln. Die Reflektoren werden der Sonne nachgeführt. Solarfarmkraftwerke sammeln die Wärme in vielen über die Fläche verteilten Absorbern, während in Solarturmkraftwerken und Paraboloidkraftwerken die Strahlung der Sonne mit Punktkonzentratoren auf einen Brennpunkt gebündelt wird. Dieser Art der Energiegewinnung wird in verschiedenen Studien, unter anderen des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) und von der Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC), großes Potenzial für eine wirtschaftliche Energiegewinnung in Wüstengebieten Nord-Afrikas und im Nahen Osten sowie im Süden Europas zugesprochen. Die Konzepte stehen im Zusammenhang mit einem verlustarmen Stromtransport nach Mitteleuropa. (Wikipedia) Die Kollektorfelder eines Solarfarmkraftwerkes bestehen aus vielen parallel geschalteten Parabolrinnenoder Fresnel-Kollektoren, sog. Linienkonzentratoren. Im Kollektorfeld wird ein Wärmeträgermedium erhitzt, entweder Thermoöl oder überhitzter Wasserdampf. Bei Thermoölanlagen sind Temperaturen von bis zu 390 °C erreichbar, die in einem Wärmetauscher zur Dampferzeugung genutzt werden. Die Direktdampferzeugung (DISS = Direct Solar Steam) kommt ohne solche Wärmetauscher aus, da der überhitzte Wasserdampf direkt in den Absorberrohren erzeugt wird. Damit sind Temperaturen von über 500 °C möglich. Der Wasserdampf wird anschließend wie in einem Dampfkraftwerk einer zentral angeordneten konventionellen Dampfturbine zugeführt, an die ein Generator gekoppelt ist. Der besondere Vorteil dieses Kraftwerkstyps ist die konventionelle, relativ leicht verfügbare Technik.

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10.3.1.1 Parabolrinnenkraftwerk; Degradation des Receivers Die Technik basiert auf linear fokussierenden Parabolrinnenkollektoren. Diese bis zu 150 m langen Kollektoren sind aus rinnenförmigen parabolischen Spiegeln mit einer Breite (Aperturweite) von knapp 6 m aufgebaut, welche die Solarstrahlung auf rohrförmige Receiver bündeln. In den Receivern wird die konzentrierte Sonnenstrahlung dazu benutzt, ein zirkulierendes Wärmeträgeröl auf 400 °C zu erwärmen. Mit dem Öl wird nachgeschaltet Dampf erzeugt, der wiederum eine konventionelle Dampfturbine zur Stromerzeugung antreibt. Der Receiver besteht aus einem 4 m langen Stahlrohr mit strahlungsselektiver Absorberbeschichtung, das von einer Vakuumhülle aus Glas mit einer Antireflexbeschichtung umgeben ist. Metallische Faltenbälge an den Enden kompensieren die unterschiedliche Wärmedehnung von Absorber und Hülle. Für die vakuumdichte Verbindung zwischen Metall und Glashülle sorgt ein Glas-Metall-Einschmelzverbund. Der Receiver konvertiert die konzentrierte Solarstrahlung mit einem maximalen Wirkungsgrad von knapp über 70 % in Wärme. In einem 50 MWel Kraftwerk werden rund 15.000 Receiver zu einer Gesamtlänge von 60 km verbaut. Ein Problem des heute üblichen synthetischen Thermoöls als Wärmeträger ist dessen Zersetzung bei Temperaturen nahe 400 °C. In diesem Prozess entsteht Wasserstoff, der durch den Stahlabsorber das Vakuum diffundiert. Dies wird vakuumtechnisch beherrscht durch einen speziellen Stahl mit niedriger Wasserstoffpermeationsrate und einer richtig dimensionierten Menge an Gettermaterial im Vakuum, das den Wasserstoff bindet. Forschungsarbeiten zielen auf eine Kostensenkung durch eine verbesserte Struktur der Kollektoren, Optimierung der Betriebsstrategie und eine Substitution des zwischengeschalteten Thermo-Ölkreislaufes durch direkte Dampferzeugung in den Absorberrohren.

202

IV Solare Energiesysteme

Für ein 1,4-MW-Kraftwerk wird eine Spiegelfläche von 18.000 m² benötigt. Primärreflektoren

Bild: Solar Millennium AG, Erlangen Kraftwerk Andasol

Im Juli 2006 wurde der Grundstein für das solarthermische Kraftwerk Andasol in Südspanien gelegt. Es ist das erste Parabolrinnenkraftwerk Europas und hat eine elektrische Leistung von 3 mal 50 Megawatt. Mit Hilfe von thermischen Speichern kann auch in den Nachtstunden Strom erzeugt werden. Die tägliche Laufzeit der Kraftwerke kann so um ca. 7,5 Volllaststunden verlängert werden. Die Kraftwerke erreichen 3.500 bis 4.000 Volllaststunden im Jahr.

Bild:

Novatec Biosol

Fresnel-Kollektoranlagen

Der Hersteller Solar Millennium hat im Jahr 2011 Insolvenz angemeldet. 10.3.1.2 Fresnel-Solarkraftwerk Eine Weiterentwicklung der Parabolrinnen sind sog. Fresnel-Spiegel-Kollektoren. Bei ihnen wird das Sonnenlicht über mehrere zu ebener Erde angeordneten parallele, ungewölbte Spiegelstreifen (nach dem Prinzip einer Fresnel-Linse) auf ein Absorberrohr gebündelt. Die Streifen werden einachsig nachgeführt. Ein zusätzlicher Sekundärspiegel hinter dem Rohr lenkt die Strahlung auf die Brennlinie. Dieses Konzept befindet sich derzeit in der Erprobungsphase durch Novatec Biosol. Das Absorberrohr wird von Wasser durchströmt und auf 270 °C bei 55 bar erhitzt. Der Dampf wird in einer konventionellen Dampfturbine verstromt.

Prinzip der Primärreflektoren Grafik: Novatec Biosol

IV Solare Energiesysteme

Sekundärreflektor mit Receiver Grafik: Novatec Biosol

10.3.1.3 Solarturmkraftwerke Beim Solarturmkraftwerk, auch Zentralreceiverkraftwerk genannt, handelt es sich zumeist um Dampfkraftwerke mit solarer Dampferzeugung. Die bislang mit Öl, Gas oder Kohle befeuerte Brennkammer wird durch eine solare „Brennkammer“ auf einem Turm ersetzt. Bei Sonnenschein richten sich automatisch positionierende Spiegel (Heliostate) so aus, dass das Sonnenlicht auf den zentralen Absorber (Receiver) reflektiert. Beim Solarturmkraftwerk wird die Sonnenstrahlung durch ein Feld einzeln nachgeführter Spiegel (Heliostaten) auf die Spitze eines Turmes konzentriert. Durch starke Konzentration der Sonneneinstrahlung entstehen an der Spitze des Turms Temperaturen bis zu 1.300 °C. Die Temperaturwerte und der damit erreichbare thermodynamische Wirkungsgrad ist somit deutlich höher als bei Solarfarmkraftwerken. Das verwendete Wärmeträgermedium ist entweder flüssiges Nitratsalz, Wasserdampf oder Heißluft. Auf der PSA – einer spanischen Forschungsanlage bei Almería/Spanien – stehen zwei Versuchsanlagen CESA-1 (7 MWth) und SSPS-CRS (1,2 MWth). Hier werden verschiedene Receivertypen, unter anderem auch deutsche Entwicklungen, vom DLR getestet. In Deutschland wurde im Juli 2006 mit dem Bau eines solarthermischen Demonstrations- und Versuchskraft-

203

werks in Jülich (NRW) begonnen, das im Januar 2009 den Testbetrieb aufnahm und 1,5 MWel Leistung erbringen soll. Da die Arbeitstemperatur mit 600 – 800 °C sehr hoch ist, ist es effizienter als andere solarthermische Kraftwerke. Schwankungen im Leistungsangebot der Sonneneinstrahlung sollen bei dieser Anlage mittels eines neuartigen Wärmespeichers ausgeglichen werden. Dadurch kann die Stromerzeugung im Kraftwerk relativ unabhängig von der Sonneneinstrahlung und damit verbrauchsorientierter erfolgen. In Zukunft könnte dieses Kraftwerk bei fehlender Sonneneinstrahlung in Überbrückungsphasen konventionell mit Biomasse betrieben werden. Langfristig ließe sich mit Hilfe dieser Turmtechnologie sogar Wasserstoff durch Sonnenenergie erzeugen. Der Aufbau und die Weiterentwicklungen der Anlage wird vom Solar-Institut Jülich und vom DLR betreut. Bei der 10-MW-Testanlage „Solar Two“ in Barstow, Kalifornien, wird ein Rohbündel-Wärmetauscher als Absorber und geschmolzenes Salz als Wärmeträger benutzt. Ein Vorteil ist die gute Energiespeicherfähigkeit der Salzschmelze. Nachteilig ist die Gefahr lokaler Überhitzung der Absorberrohre. Außerdem kann das Salz stellenweise in einen festen Zustand übergehen. Bei Sevilla soll ein Solarpark mit insgesamt 302 MW und unterschiedlichen Technologien entstehen. Ende März 2007 ging als erstes ein von dem spanischen Konzern Abengoa errichtetes Solarturmkraftwerk (PS10 mit 11 MW und einem Jahresertrag von 23 GWh) ans Netz. In der zweiten Ausbaustufe wird derzeit eine Turmanlage mit 20 MW errichtet. Nach einer weiteren Anlage mit 20 MW sollen noch fünf weitere Parabolrinnenkraftwerke mit je 50 MW entstehen. (Wikipedia) Derzeit forscht man auch an so genannten geschlossenen volumetrischen Receivern. Die Druckluft aus der Kompressorstufe einer Gasturbine wird in diesem Absorber solar erhitzt und treibt dann die Turbine an. Damit wird es möglich, Sonnenenergie direkt in eine Gasturbine bzw. in ein modernes hocheffizientes Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerk einzukoppeln und dort mit hohen Wirkungsgraden von über 50 % in Strom umzuwandeln.

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IV Solare Energiesysteme

Paraboloidspiegel zusammengeschaltet, wobei sie derzeit wirtschaftlich nicht mit Linienkonzentratoren und Turmkraftwerken konkurrieren können.

Quelle: Concentrating Solar Power Now – Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. – DLR /15/

10.3.1.4 Paraboloidkraftwerk (Dish-Stirling-System) Bild:

Bei Paraboloidkraftwerken, auch Dish-Stirling- oder Dish-Farm-Anlagen genannt, sind Paraboloidspiegel zweiachsig drehbar auf einem Gestell montiert. Diese reflektieren das Sonnenlicht auf einen im Brennpunkt angebrachten Wärmeempfänger. Diese Bauform ist sehr kompakt - die Spiegel werden mit Durchmessern von drei bis 25 Metern ausgeführt, womit Leistungen von bis zu 50 kW pro Modul erreichbar sind. Bei Dish-Stirling-Anlagen ist dem Empfänger ein Stirlingmotor nachgeschaltet, der die thermische Energie direkt in mechanische Arbeit umsetzt. Diese Anlagen erreichen die höchsten Wirkungsgrade bei der Umwandlung von Sonnenlicht in elektrische Energie. Bei einem Experiment in Frankreich mit einem Parabolspiegel von 8,5 m Durchmesser (Fläche 56,7 m²) wurde eine Nettoleistung von 9,2 kW erzielt, das entspricht einem Wirkungsgrad von 16 %. Die Module eignen sich zur dezentralen Energieversorgung in abgelegenen Regionen und erlauben es, beliebig viele dieser Module zu einem großen Solarkraftwerk zusammenzuschalten. Bei den selten eingesetzten Dish-Farm-Anlagen befindet sich im Brennpunkt ein Absorber, in dem ein Wärmeträgermedium erhitzt und zur Dampferzeugung genutzt wird. Zu diesem Zweck werden mehrere

Concentrating Solar Power Now – Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. – DLR

10.3.1.5 Thermikkraftwerk Thermikkraftwerke, auch Aufwindkraftwerk genannt, machen sich den Kamineffekt zu Nutze, bei dem warme Luft aufgrund ihrer geringeren Dichte nach oben steigt. Sie bestehen aus einem großen flächigen Glasdach (Kollektor), unter dem sich die Luft am Boden wie in einem Treibhaus erwärmt (siehe Treibhauseffekt). Die warme Luft steigt nach oben und strömt unter dem Glasdach zu einem Kamin in der Mitte der

IV Solare Energiesysteme

Anlage. Der entstehende Aufwind wird mit Hilfe einer oder mehrerer Turbinen, gekoppelt mit einem Generator, in elektrischen Strom umgewandelt. Den geringen technischen Anforderungen an solch eine Anlage steht der sehr niedrige Wirkungsgrad von selbst im besten Fall nur etwa 1 % gegenüber, der den erforderlichen Aufwand und die Baugröße solcher Anlagen unverhältnismäßig groß werden lässt. Um eine Leistung zu erreichen, die mit der eines üblichen Kohle- oder Kernkraftwerks vergleichbar ist, müsste der Kamin 1000 m oder noch höher sein und der Kollektor mehr als 100 km² überdecken (in diesem Beispiel betrüge der benötigte Durchmesser der Anlage mehr als 12 km). Abgesehen von einer Testanlage in Südspanien wurde von einer Realisierung dieses Kraftwerkstyps bisher nichts bekannt. 10.3.2 Solarthermische Kraftwerke ohne Bündelung und Solarteichkraftwerke Diese Kraftwerke haben keine nachgeführten Reflektoren, nutzen jedoch die gesamte einfallende Strahlung der Sonne (Globalstrahlung, also Direkt- und Diffusstrahlung). Bei Solarteichkraftwerken bilden Schichten unterschiedlich salzhaltigen Wassers den Kollektor und Absorber, während diese Aufgabe bei Thermikkraftwerken einem großflächigen Kollektordach (ähnlich einem Treibhaus) zukommt. In Solarteichkraftwerken, auch Salinity Gradient Solar Ponds/Lakes genannt, bilden flache Salzseen eine Kombination von Solarkollektor und Wärmespeicher. Das Wasser am Grund ist viel salzhaltiger und daher dichter als an der Oberfläche. Wird Sonnenstrahlung in den tieferen Schichten absorbiert, heizen sich diese auf 85 bis 90 °C auf. Aufgrund des durch den unterschiedlichen Salzgehalt bestehenden Dichtegradienten kann das erwärmte Wasser nicht aufsteigen, es findet keine Konvektion statt und die Wärme wird in der unteren Wasserschicht gespeichert. Die gespeicherte Wärme kann zur Stromerzeugung in einem Turbinen-Generator-Block verwendet werden und steht bei entsprechender Auslegung 24 Stunden pro Tag zur Verfügung.

205

Da die erreichbaren Temperaturen vergleichsweise gering sind, erfolgt die Umwandlung der Wärme in elektrischen Strom nach dem Organic Rankine Cycle-Verfahren (ORC). Die zur Verfügung stehenden Temperaturdifferenzen erreichen nur etwa 60 K. Dennoch sind Solarteichkraftwerke besonders für Entwicklungsländer interessant. Mit relativ geringem Investitionsaufwand lassen sich sonnenreiche, vegetationslose und unbebaute Flächen nutzen. Wirtschaftlich attraktiv sind Sonnenteichkraftwerke vor allem dann, wenn die thermische Energie direkt ohne den Umweg über die Stromerzeugung genutzt werden kann, z. B. als Prozesswärme zur Trocknung oder Kühlung.

11

Solare Kühltechnik

Mit solarer Wärme lassen sich auch Kältemaschinen betreiben. Die Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung (KWKK) ist die Ergänzung der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) um eine Adsorptions- oder eine Absorptionskältemaschine (AKM). International wird die Kraft-WärmeKälte-Kopplung als „Trigeneration“ bezeichnet. Geschlossene Verfahren (Kaltwasserverfahren) Bei einem geschlossenen Verfahren ersetzt die Solaranlage die Kompressorpumpe, wie sie vom Kühlschrank bekannt ist. Ein Gemisch aus Wasser und Kühlmittel (z. B. Ammoniak, Lithiumbromid (LiBr)) wird durch Solarwärme erhitzt. Das Kühlmittel dampft aus, wird im benachbarten Behälter kondensiert und unter Vakuum auf einen Wärmetauscher versprüht, wo es wieder verdampft. Aufgrund des Unterdrucks verdampft es schon bei wenigen Grad Celsius und entzieht dem Wasser des Kaltwasserkreislaufs die zum Verdampfen benötigte Wärme. Das Wasser (Kältemittel) kühlt sich dabei um etwa 5 Grad Celsius ab und kann zur Raumkühlung verwendet werden.

206

IV Solare Energiesysteme

Das verdampfte Kühlmittel wird wieder verflüssigt, mit Wasser gemischt und der Kreislauf beginnt von neuem. Einstufige Anlagen werden im Kälteleistungsbereich ab 5 kW bis 6 MW als Serienprodukte angeboten. Der Vorteil der LiBr-Absorptionskälteanlagen ist die niedrige Austreibertemperatur und die Unbedenklichkeit der Verwendung von Wasser als Kältemittel. Da die Kälteerzeugung im Unterdruckbereich stattfindet, ist ein Zerbersten durch Überdruck ausgeschlossen, wenn die Beheizung abgesichert ist. Ein weiterer Vorteil liegt in den weit auseinanderliegenden Siedetemperaturen der Stoffpaare LiBr und Wasser. Dies hat zur Folge, dass bei der Desorption im Austreiber reiner Wasserdampf erzeugt wird. Im Gegensatz dazu entsteht bei der Ammoniak-Wasser-Absorptionskälteanlage im Austreiber neben dem Kältemitteldampf auch Wasserdampf. Offene Verfahren (Kaltluftverfahren) Die offenen Verfahren (Kaltluftverfahren) arbeiten mit Luft statt mit Flüssigkeiten. Warme Außenluft wird angesaugt, über ein sog. Sorptionsrad getrocknet, welches mit Solarwärme erhitzt wird. Die getrocknete Luft wird anschließend mit Wasser besprüht, kühlt sich ab und wird im Gebäude verteilt. Dort sorgt sie für angenehm kühle Raumtemperaturen auch an heißen Sommertagen. Solche Anlagen werden auch als Dessicantanlagen bezeichnet.

12

GDV-Publikationen

Neben der Beachtung der gesetzlichen und behördlichen Vorschriften sollten folgende GDV-Publikationen zur Information herangezogen werden: •• VdS 2000 •• VdS 2010 •• VdS 2017 •• VdS 2025 •• VdS 2033 •• VdS 2046 •• VdS 2057

Brandschutz im Betrieb Risikoorientierter Blitz und Überspannungsschutz Blitz- und Überspannungsschutz für landwirtschaftliche Betriebe Kabel- und Leitungsanlagen Feuergefährdete Betriebsstätten und diesen gleichzustellende Risiken Elektrische Anlagen bis 1000 V Starkstromanlagen in landwirtschaftlichen Betrieben

VdS 2010* Risikoorientierter Blitz- und Überspannungsschutz Die Richtlinien sind anwendbar bei der Entscheidung, ob Blitz- und Überspannungsschutz für Gebäude, Gebäudeteile, bauliche und technische Anlagen vorzusehen sind. Sie richten sich an Versicherer, Behördenvertreter, Mitarbeiter von Fachorganisationen, Architekten, Planer, Errichter und Betreiber elektrischer Anlagen. VdS 2017 Blitz- und Überspannungsschutz für landwirtschaftliche Betriebe Das Merkblatt wendet sich an den Versicherungsnehmer. Es gibt Aufschluss darüber, wann und warum ein Blitz- und Überspannungsschutz in einem landwirtschaftlichen Betrieb erfolgen sollte und wie dieser ausgeführt wird. VdS 2019 Überspannungsschutz in Wohngebäuden Diese Richtlinien geben Aufschluss darüber, wann und warum ein Überspannungsschutz in Wohngebäuden erfolgen sollte und wie dieser ausgeführt wird.

IV Solare Energiesysteme

VdS 2031 Blitz- und Überspannungsschutz in elektr. Anlagen Diese Richtlinien wenden sich an Elektrofachkräfte und beinhalten unter anderem Begriffe, Planung und Schutzmaßnahmen bezüglich des Blitz- und Überspannungsschutzes. VdS 2006 Blitzschutz durch Blitzableiter Dieses Merkblatt beschreibt allgemein den Aufbau einer Blitzschutzanlage und wie diese Instand gehalten wird. VdS 2028 Fundamenterder Dieses Merkblatt gilt für die Planung und Errichtung von Fundamenterdern und der Herstellung des Potenzialausgleiches. VdS 2258 Schutz gegen Überspannungen In diesem Merkblatt werden die Gefahren aufgezeigt, denen elektrische Anlagen und Geräte durch die Einwirkung von Überspannungen und Blitz ausgesetzt sind und es werden Hinweise zur Schadenverhütung gegeben. VdS 2192 Überspannungsschutz Dieses Merkblatt wendet sich an den Versicherungsnehmer und wirbt für einen Geräteschutz bei z. B. Heim­elektronik oder Haushaltsgeräten. Quelle: Handbuch der Sachversicherung Seite B-I-15

13 •• •• •• •• •• •• •• •• •• •• •• ••

Internet Links

www.energienetz.de www.iset.uni-kassel.de www.solarenergie.com www.solartechnikberater.de/ www.solarserver.de www.solartechnikberater.de www.physik.uni-oldenburg.de/ www.greenius.de www.solem.de www.luxea.de www.photon.de www.polizei.bayern.de (Menü „Schützen & Vorbeugen“) •• www.ing-zapfe.de/

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208

V Biomasse

Titelbild: Biber, Simone Acksel / Pallets Fotolia 28312492 Kapitelbildleiste: Fotolia 29888310

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V Biomasse

211

V Biomasse 1

Grundlagen

1.3

1.1

Biomasse

Holzartige Rückstände, die energetisch genutzt werden können, fallen in verschiedenen Bereichen der Volkswirtschaft an:

Unter dem Begriff Biomasse werden sämtliche Stoffe organischer Herkunft (d. h. kohlenstoffhaltige Materie) verstanden. Biomasse beinhaltet damit •• die lebende oder abgestorbene (aber noch nicht fossile) Pflanzen- und Tiermasse (z. B. Holz oder Stroh), •• die daraus resultierenden Rückstände (z. B. tierische Exkremente wie Dung) und •• alle weiteren organischen Stoffe, die durch eine technische Umwandlung entstanden sind oder bei der stofflichen oder Nahrungsmittelnutzung anfallen (z. B. Pflanzenöl, Alkohol, Papier, Schlachthofab­ fälle). Die Abgrenzung der Biomasse gegenüber den fossilen Energieträgern beginnt beim Torf, dem fossilen Sekundärprodukt der Verrottung. Damit zählt Torf im strengeren Sinn dieser Begriffsabgrenzung nicht mehr zur Biomasse. Dies widerspricht der in einigen Ländern (u. a. Schweden, Finnland) üblichen Praxis, wo Torf aufgrund der hohen Nachbildungsraten zur Biomasse zählt. 1.2

Biogene Festbrennstoffe

Zur Energiegewinnung sollte Biomasse genutzt werden, die für höherwertige Verwendungsmöglichkeiten weniger geeignet ist. Wobei Holz eher in der Holzindustrie als wertvolles Baumaterial Verwendung findet. Biogenic solid fuels

Woody biomass

Residues

Waste forestry wood Landscape maintenance wood Waste industrial wood Demolition and used wood

Energy plants Fast-growing trees

Stalk-like biomass

Residues Straw

Energy plants

Energy cereals Miscanthus Rape Sunflower Hemp Maize

Quelle: Energie aus Biomasse, Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V., April 2002

•• •• •• ••

Holzartige Biomasse

Waldpflegeholz Landschaftspflegeholz Industrieholz-Rückstände Abriss- und Gebrauchtholz

Industrie-, Abriss- und Gebrauchtholz sind jedoch mit Schadstoffen belastet, was bei der Energiegewinnung aus solchem Holz spezielle Technologien für die Verbrennung und Rauchgasreinigung nötig macht. 1.4

Energiepflanzen

Energiepflanzen werden unmittelbar zur Energieerzeugung angebaut. Erzeugungsziele eines Energiepflanzenanbauers: •• Erzeugung von Festbrennstoffen •• pflanzliche Öle als Brenn- und Kraftstoffe •• Erzeugung von Ethanol aus Zucker und Stärke •• Erzeugung von Biogas •• Pyrolyse und Vergasung •• Gewinnung von Wasserstoff Als Erntetechniken kommen Mähdreschverfahren (Trennung von Korn und Stroh) oder speziell für die Ganzpflanzenernte Ballenpress- und Häckselverfahren zum Einsatz. Zu beachten ist das hohe Volumen des Erntegutes (hoher Trocknungs-, Transport- und Lagerungsaufwand). Wünschenswert wäre eine Verarbeitungsmöglichkeit direkt auf dem Feld. Dies würde den Aufwand reduzieren und die Beschickung und Dosierung der Verbrennungsanlage erleichtern. Praktikable Möglichkeiten, wie z. B. selbstfahrende Pelletiermaschinen, befinden sich derzeit in der Entwicklung. Ein Problem dabei ist die unterschiedliche Feuchte von Halm und Korn, was sich negativ auf die eingesetzte Technik (Störanfälligkeit und Qualität) auswirkt.

212

V Biomasse

Stationäre Ballentechnologien und Pelletiermaschinen können aufgrund der Anlagentechnik und Peripherie einen qualitativ hochwertigen Brennstoff erzeugen. Nutzung pflanzlicher Öle als Brenn- und Kraftstoff Biokraftstoffe, wie Rapsöl und Rapsölmethylester (RME), können als Treibstoff für den mobilen und stationären Einsatz verwendet werden. Allerdings müssen die Motoren entsprechend „angepasst“ und vom Motorenhersteller freigegeben sein. Raps ist die bedeutendste Ölpflanze in Deutschland und nimmt auch unter den Industriepflanzen die Spitzenposition ein.

2

C

H

O

N

Fichtenholz

50,3

6,2

43,1

0,2

S mg/ kg 50

%

%

%

%

Cl Asche mg/ % kg 900 kWh/m³ Schütt­ raummeter)

236

5.5

V Biomasse

Holzpellets nach DIN 51731

Holzpellets sind genormte zylindrische Presslinge aus getrocknetem, naturbelassenem Restholz (Sägemehl, Hobelspäne, Waldrestholz) mit einem Durchmesser von in der Regel 6 mm und einer Länge von ca. 10 – 30 mm. Sie werden ohne Zugabe von chemischen Bindemitteln unter hohem Druck hergestellt und haben einen Heizwert von ca. 5 kWh/kg. Damit entspricht der Energiegehalt von einem Kilogramm Pellets ungefähr dem von einem halben Liter Heizöl.

•• Die Brennstoffzusammensetzung muss bekannt sein. •• Jeder Brennstoff sollte im Idealfall seine eigene Feuerung haben. Auch hier gilt: Erfahrung zählt! Bei der Verbrennung anderer Biomassen kann es zu Teerentstehung und zu Ascheversinterungen kommen, was zu Problemen an der Feuerungstechnik führt. Bei der Erzeugung von Wärme und Strom ist derzeit nur die klassische Anwendung mittels Wasserdampferzeugung und anschließender Entspannung über Dampfturbine oder -motor hinreichend ausgereift. Vergasungs- und Verflüssigungsanlagen (Pyrolyse) haben noch keine „Marktreife“ erlangt. Es sind oft Anlagen mit Erstkonstruktionsmerkmalen und versicherungstechnisch als Prototypen einzustufen.

Quelle: www.fnr.de

Die Qualitätsanforderungen für den genormten Brennstoff Holzpellets sind in Deutschland in der DIN 51731 und in Österreich in der ÖNORM M 7135 festgelegt. Das Zertifikat „DINplus“ der DIN CERTCO Gesellschaft für Konformitätsbewertung mbH vereint die Qualitätsanforderungen der DIN 51731 und der ÖNORM M 7135 und stellt darüber hinaus Anforderungen an Abriebfestigkeit und Prüfverfahren. Damit wird dem Pelletkäufer auf Basis von Kontrollen beim Pellethersteller sowie Analysen von Holzpelletproben die Einhaltung der Normen und weitergehender Qualitätsanforderungen von neutraler Stelle bestätigt.

6

Schadenpotenziale

Die Verbrennung von Holz (nicht Altholz!) in Kleinfeuerungsanlagen ist weitgehend ausgereift. Hier liegen die meisten Erfahrungen vor. Bei Großfeuerungstechniken ist auf Folgendes zu achten: •• Die Feuerung muss zum Brennstoff passen.

Werden Kraftmaschinen (Motore, Gasturbinen, ggf. Brennstoffzellen) mit diesen Treibstoffen gespeist, so müssen aufwendige Gasreinigungsstufen vorgeschaltet werden, um schwere Maschinenschäden zu vermeiden. Es muss sichergestellt sein, dass die Mindestbrennstoff­ eigenschaften der jeweiligen Kraftmaschinen ständig überwacht und dauerhaft eingehalten werden. Ferner muss auf eine Freigabe des jeweiligen Originalherstellers für den verwendeten Brenn-/Treibstoff geachtet werden. Wartungskonzepte (Instandhaltungsverträge) sind für Energieerzeugungsanlagen unverzichtbar. Es ist davon auszugehen, dass Betreiber von einer vorbeugenden Instandhaltung zu einer zustandsorientierten Wartung übergehen. Das kann bedeuten, dass erst in letzter Minute gewartet wird und für das Restrisiko eine Versicherung in Anspruch genommen wird. Geeignete Revisionsklauseln, welche im Vorfeld definiert werden, können für Klarheit sorgen und somit das Risiko für alle Beteiligten überschaubarer machen.

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Generell ist eine genaue Risikoanalyse zu empfehlen. Bestandteile der Risikoprüfung sollten neben der Besichtigung auch Gespräche mit den Betreibern, Wartungsfirmen, ggf. Planer und Hersteller sein. Der Auftragnehmer sollte seine Fähigkeiten über entsprechende Referenzanlagen nachgewiesen haben. Nicht schlüsselfertige Anlagen beinhalten meist aufgrund von Abgrenzungsfragen hinsichtlich der jeweiligen Haftungen im Schadenfall ein höheres Kostenpotenzial.

Bei Anlagenstillstand entstehen Ausfallkosten: •• Betriebsgewinn und fortlaufende Kosten. •• Ggf. Schadenminderungskosten (Aufwand, der den Stillstand verkürzt). •• Mehrkosten (Zusatzkosten, z. B. zur Aufrechterhaltung der Wärmeabgabe). •• Strommehrkosten zur Einhaltung von Lieferver­ trägen.

8 7

237

Schadenerfahrungen

Unterbrechungsschäden Hauptsächliche Schäden an Feuerungen sind:

Erträge aus dem Betrieb eines Biomassekraftwerkes lassen sich erzielen durch:

•• Starke Verschlackungen.

•• die Erzeugung und den Verkauf von Strom (Vergütung nach dem EEG), •• den Verkauf von Wärme, •• der Abnahme von Biomasse (z. B. Altholz) aus Industrie und Gewerbe.

•• Die Schlacke dringt in die Schamottesteine ein. Es entstehen Ablösungen (Abzehrungen).

Längerfristige Unterbrechungsschäden (einige Tage oder Wochen) können durch Störungen an der Feuerungstechnik eintreten. Die Gründe liegen oft an einer nicht optimalen Brennstoffaufbereitung (Stückigkeit, Restfeuchte) oder daran, dass die Biomasse nicht zur Feuerungstechnik passt. Längere Anlagenstillstände können bei Ersatzteillieferschwierigkeiten, z B. durch knappe Lagerhaltung beim Hersteller oder bei ausländischen Erzeugnissen, auftreten. Marktreife Anlagen haben mind. 8000 Bh im Dauerbetrieb erfolgreich absolviert. Ungeplante Stillstände lassen sich durch regelmäßige Wartungen und Revisionen besonders wichtiger Baugruppen verringern. Das betrifft vor allem bei Feuerungsanlagen die gesamte Feuerungs- und Kesseltechnik. Unterbrechungsschäden lassen sich durch Vollwartungsverträge und Verfügbarkeitsgarantien verringern.

•• Im Brenngas enthaltenes Chlor und Schwefel kann zu Schäden durch Hochtemperaturkorrosion an Bauteilen der Kesselanlage (Überhitzer, Kesselrohre, etc.) führen.

•• Schlacke behindert die Verbrennung und den Abtransport.

Die Gründe für Störungen und Ausfälle liegen in der häufig nicht hinreichenden oder fehlenden praktischen Erfahrung bei Planung, Fertigung und Betrieb. Planung •• Es sind noch keine gesicherten Erkenntnisse für die Umsetzung vorhanden. •• Es existieren noch keine verbindlichen „Regeln der Technik“. •• Die Auswahl der Komponenten ist nicht immer optimal. Fertigung •• Aggregate sind ungenügend angepasst oder umgerüstet. •• Gesicherte Erkenntnisse über die Lebensdauer der eingesetzten Materialen fehlen.

238

V Biomasse

Betrieb •• Bei Prototyp-Anlagen ist ein vertiefendes Wissen um die Abläufe (Input-Stoffe, Prozesssteuerung, etc.) erforderlich.

9

Neben den technischen Herausforderungen, ein sau­ beres, motorengeeignetes Brenngas zu erzeugen, gilt es auch, logistische Herausforderungen (Bereitstellung, Auf­ bereitung, Lagerung, Transport) zu lösen (Stand 2012).

Fazit 10

Die Vergasung von Festbrennstoffen wird in der Zukunft wahrscheinlich eine Schlüsseltechnologie für die energetische Nutzung von Biomasse und Reststoffen darstellen. Diese Technologie wird auch für die Herstellung von Treibstoffen aus den regenerativen Energieträgern bedeutsam werden. Ein weiterer Bereich, für den die Vergasung eine der Schlüsseltechnologien darstellt, ist die Entwicklung CO2-freier Kohlekraftwerke. Fast alle Verfahren für die CO2-Abtrennung setzen eine vorherige Vergasung voraus, da CO2 aus dem Brenngas mit weitaus geringerem Aufwand abgetrennt werden kann als aus dem Brennstoff. Der entscheidende Vorteil (z. B. D.M.2-Verfahren, JoosVergaser, Heatpipe-Reformer-Technologie) besteht auch für diese Märkte darin, dass diese Technologie – im Gegensatz zu anderen großtechnischen Vergasungsverfahren – zunächst in kleinen Einheiten erprobt und eingeführt werden kann. Die wesentliche Markteintrittsbarriere konkurrierender Verfahren – das hohe Investitionsrisiko – ist für Kleinanlagen ungleich einfacher zu tragen. Die dezentrale Vergasung von Biomasse für die Kraft-Wärme-Kopplung ist langfristig also auch ein wesentlicher Schritt für die notwendige Entwicklung regenerativer Treibstoffe und CO2-freier Kohlekraftwerke. Alle derzeitigen Verfahren zur thermo-chemischen Biomassevergasung haben noch keine Marktreife erlangt. Der Nachweis eines störungsarmen, dauerhaften und wirtschaftlichen Betriebes ist noch nicht in Sicht. Aufgrund der Marktentwicklung und politischen Vorgaben hinsichtlich CO2-Reduzierung und Einsatz von Bio-Kraftstoffen (z. B. BTL) wird der Bedarf an thermo-chemischer Vergasung von Biomassen zunehmen. Inwieweit sich Großanlagen oder kleine/mittlere dezentrale Anlagen am Markt durchsetzen, bleibt abzuwarten.

Regelwerke und Vorschriften

Für die Genehmigung von Biomasseanlagen zur Stromerzeugung sind neben EEG und Biomasse V weitere Rechtsvorschriften, die z. T. geändert wurden oder demnächst geändert werden, zu beachten. Je nach Anlagengröße und -art muss sich der Anlagenbauer/Betreiber u.  a. mit folgenden rechtlichen Rahmenbedingungen auseinandersetzen: Anlagengenehmigungsrecht •• Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung •• Bundes-Immissionsschutzgesetz und 4. BlmSchV Immissionsschutzrecht •• TA Luft •• 1. BlmSchV •• 4. BlmSchV •• 9. BlmSchV •• 13. BlmSchV •• 17. BlmSchV •• TA Lärm Stofflicher Input bzw. Output •• Biomasseverordnung •• Altholzverordnung •• Abfallverzeichnisordnung •• Deponieverordnung und Ablagerungsverordnung •• Düngemittelgesetz und Düngemittelverordnung •• Bioabfallverordnung •• Hygiene-VO •• Kreislaufwirtschafts- und Abfallgesetz Bauplanungsrecht •• Baugesetzbuch Weitere Regelwerke und Vorschriften siehe „Leitfaden zur Bioenergie“ (Planung, Betrieb und Wirtschaftlichkeit von Bioenergieanlagen, http://www.fnr.de).

V Biomasse

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Haftungsrisiken

(Dietrich Winter) Die Entwicklung im Bereich Biomasse zur Erzeugung von Wärme und elektrischer Energie hat sich in den letzten Jahren stark in Richtung Stromerzeugung durch Einsatz von Biogas aus nachwachsenden Rohstoffen entwickelt. Daneben werden häufiger Biogasanlagen zur Erzeugung von Gas zur Einspeisung in die Versorgungsleitungen eingesetzt. Die im Jahre 2013 wirksam werdenden Änderungen in einer Vielzahl von Umweltschutzvorschriften sind für die Haftung und Risikoeinstufung von Anlagen von Bedeutung .Dazu gehören die 4. BImschV, die VAUwS und eine TRwS „Biogasanlagen“. Unabhängig von der genehmigungsrechtlichen Neuordnung resultieren die Haftungsrisiken vorrangig auf Brand/Explosion sowie Fehlbedienungsschäden, die teilweise auch zu großflächigen Kontaminationen der Umgebung sowie benachbarter Gewässer führen können. Die daraus resultierenden Umweltschäden zeigen die hohe Bedeutung der Einhaltung und behördlichen Kontrolle der geltenden Vorschriften.

239

240

12

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Quellenverzeichnis und Internetadressen

1.

Energie aus Biomasse/Grundlagen Springer-Verlag

2.

Kraftfahrtechnisches Tabellenbuch. Bosch

3.

Fachagentur Nachwachsende Rohrstoffe e. V. Leitfaden Bioenergie http://www.fnr.de

4.

Wie Funktioniert Das (Technik heute) Meyers Lexikonverlag

5.

Blockheizkraftwerke 2002 VDI Berichte 1670

6.

VDI Berichte 1588

7.

DIN 4608, 4661, 4680

8.

Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, http://www.bmu.de

9.

C. Rösch, Nachhaltige Nutzung von Biomasse als Energieträger

10.

Biomasse-Info-Zentrum, Newsletter März 2002

11.

Markt- u. Kostenentwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse, Ing.-Büro Fichtner

12.

Erneuerbare Energien 7/2003

13.

Monitoring zur Wirkung der Biomasseverordnung auf Basis des Erneuerbaren-EnergienGesetzes (EEG)

14.

Forschungs- und Entwicklungsvorhaben 201 41 132

15.

Bioenergieanlagen (Planung und Installation) DGS

16.

Erneuerbare Energien 1/2005, Dr.-Ing. J. Karl

17.

Erzeugung eines teerfreien Brennstoffes durch katalytische Nachbehandlung bei der Vergasung von Durchforstungs- und Waldrestholz, TU Berlin/TU Dresden

18.

Vergasung fester Biomasse – Bereits Stand der Technik?, Gülzower Fachgespräch, Fraunhofer Institut Oberhausen

19.

20.09. AZT-Expertentage 2005 (Vortrag Ing.Büro Peters)

20.

Int. Tagung in Leipzig „Thermo-Chemische Biomasse-Vergasung“, Stand 2007

21.

Leitfaden Bioenergie, www.nachwachsende-rohstoffe.de

VI Biogene Kraftstoffe

Titelbild: Fotolia Kapitelbildleiste: Fotolia

242

VI Biogene Kraftstoffe

243

VI Biogene Kraftstoffe 1

Grundlagen

Natürliche Öle und Fette dienen den Menschen seit der Erfindung des Feuers als Brennstoff. Erdölprodukte spielen erst in der jüngsten Geschichte der Technik eine wesentliche Rolle. Schon vor über hundert Jahren deutete der Visionär Rudolf Diesel in seinen Patentschriften an, dass man die von ihm erfundene Maschine eines Tages auch mit anderen Kraftstoffen als dem damals üblichen Petroleum betreiben könnte. Bereits im Jahr 1973 wurde an der Bundesanstalt für Landtechnik mit der Suche nach alternativen Kraftstoffen aus nachwachsenden Rohstoffen, die in erster Linie dem Einsatz in der umweltgefährdenden Landwirtschaft dienen sollten, begonnen. Wegen der seinerzeit fehlenden Anpassungsmöglichkeit und der hohen Viskosität von Pflanzenölen wurde das Vorhaben zurückgestellt. Erst ab 1980 begann der Versuch, Rapsöl durch Umesterung zu Biodiesel zu verarbeiten. 1.1

Weiterhin wird zwischen den naturbelassenen und solchen mit Methanol umgeesterten Ölen oder tierischen Fetten unterschieden. Insbesondere für den Betrieb in Gewässerschutzgebieten ist von großer Wichtigkeit, dass nur die reinen Pflanzenöle den Wasserschutzauflagen entsprechen. RME (Biodiesel) hat lediglich eine Wassergefährdungsklasse 1, Pflanzenöl dagegen 0. Fossiler Dieselkraftstoff entspricht der Klasse 2. Pflanzenöl sollte nicht mit Biodiesel gemischt werden, da hierbei nachhaltig Glyzerin abgespaltet wird, welches die Kraftstoffanlage außer Kraft setzen kann. Bis zu einem begrenzten Anteil ist Pflanzenöl aber mit fossilem Diesel mischbar. Primärkraftstoffe in Deutschland

Treibstoffarten

Zu den Biokraftstoffen zählt man Biodiesel, Rapsöl, Ethanol, Methan aus Biogas oder die in der Entwicklung befindlichen Synthese- oder BTL-Kraftstoffe (vom Englischen: biomass-to-liquid). Sie kommen der Automobil- und Mineralölindustrie insofern entgegen, als dass sie Benzin und Diesel in vielen Parametern ähneln und in hoch entwickelten Verbrennungsmotoren mit verhältnismäßig einfachen Anpassungsmaßnahmen eingesetzt werden können. Abgesehen von Biomethan, welches dem Erdgas chemisch identisch ist, sind Biokraftstoffe flüssig und damit leicht zu speichern und über das bestehende Tankstellennetz verteilbar. Sie verfügen über eine ähnlich hohe Energiedichte wie konventionelle Kraftstoffe und engen die Reichweite der Fahrzeuge demzufolge nicht ein. Zudem sind Biokraftstoffe, da sie aus pflanzlichen Rohstoffen gewonnen werden, quasi unendlich verfügbar. Als Rohstoffbasis dient eine breite Palette von Ölpflanzen, Getreide, Zuckerrüben, oder -rohr, speziellen Energiepflanzen, Wald- und Restholz sowie Holz aus Schnellwuchsplantagen.

Quelle: BMVEL

Rohstoffe für Biokraftstoffe in Deutschland

Quelle: UFOP

244

VI Biogene Kraftstoffe

Die Nachfrage nach Pflanzenölen als Ersatz für Dieselkraftstoff nimmt insbesondere in der Landwirtschaft, bei den Lkw- Flotten und nicht zuletzt bei den BHKW’s zu. Pflanzenöle sind innerhalb von 21 Tagen zu über 90 % biologisch abgebaut. Wegen der Vielfältigkeit ist dieser Artikel alleine den Pflanzenölen gewidmet. 1.2

Ölsäuremuster typischer Rapssorten

Pflanzenöl als Kraftstoff

Für die Verwendung als Treibstoff eignet sich eine ganze Reihe von Pflanzenölsorten. Nicht alle aber sind wegen ihrer unterschiedlichen Ergiebigkeit und Zusammensetzung gleich gut verwendbar. Chemisch gesehen sind Pflanzenöle Triglyzeride, bestehend aus einem Glyzerin-Molekül und drei langkettigen Fettsäuren. Die Eigenschaften der einzelnen Fettsäuren unterscheiden sich durch die Anzahl der Kohlenstoffatome (Kettenlänge) und die Anzahl der Doppelbindungen. Die Kettenlänge erhöht z. B. den Schmelzpunkt; eine steigende Zahl an Doppelbindungen verringert ihn dagegen. Ein hoher Gehalt an Palmitinsäure (C16:0) oder Stearinsäure (C18:0) wirkt ungünstig auf das Kälteverhalten des Kraftstoffes. Daraus resultiert: Ein hoher Grad an Ungesättigtheit und eine hohe Zahl an Doppelbindungen verbessern die Reaktionsfreudigkeit des Öls.

2

Im Zuge der Globalisierung wird mittlerweile zunehmend auch Palmöl zu dem in Deutschland vorwiegend verwendeten Rapsöl angeboten. Für mitteleuropäische Verhältnisse erweist sich Raps jedoch als die günstigste Kulturpflanze im Hinblick auf klimatische Anforderungen und Ertrag.

Eigenschaften von Pflanzenölen

Quelle: FNR > 1) = 50 °C
 100 kW kaum noch eingesetzt. Vereinzelt werden Motoren aus stillgelegten Pflanzenöl-BHKW’s auf Biogasanlagen als Zündstrahlmotor weiterbetrieben. Vor einem solchem Einsatz ist dringend eine Generalüberholung des gesamten Aggregates zu empfehlen. Technisches Neuentwicklungen sind für den Motorbetrieb mit Pflanzenöl derzeit nicht in Sicht. Vor dem wirtschaftlichen Gesamthintergrund hat das „Bastelinteresse“ im gewerblichen Bereich ebenfalls stark nach gelassen.

11

Regelwerke und Vorschriften

Je nach Anlagengröße und -art muss sich der Anlagenbauer/Betreiber u. a. mit folgenden rechtlichen Rahmenbedingungen auseinandersetzen: •• •• •• •• •• •• •• •• •• ••

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) Ökosteuer (Strom- und Mineralölsteuer) Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKMod-Gesetz) Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) Energieeinsparverordnung (EnEV) Treibhausgas-Emissionshandels-Gesetz (TEHG) TA Luft / TA Lärm EU-Richtlinien Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung Bundes-Immissionsschutzgesetz und 4. BlmSchV

VI Biogene Kraftstoffe

12

Quellenverzeichnis und Internetadressen

1.

Forschungsobjekt Blockheizkraftwerke auf Pflanzenölbasis, Forschungsanstalt für Landtechnik in Wieselburg (http://www.blt.bmlfuw.gv.at)

2.

Handbuch für Dieselmotoren (Klaus Mollenhauer)

3.

Fa. Wearcheck, 83098 Brannenburg (http://www.oelcheck.de)

4.

Dezentrale Ölsaatverarbeitung von Graf, T.; Gröber, H.

5.

Forschungsbericht Agrartechnik, Edgar Remmele, Standarisierung von Rapsöl als Kraftstoff

6.

Technologie- und Förderzentrum TFZ; 94315 Straubing (http://www.tfz.bayern.de) Wechselwirkung zwischen Rapsölkraftstoff und dem Motoröl

7.

Nutzung von Rapsölen in Traktoren, Universität Rostock

8.

Portal Biokraftstoffe (http://www.bio-kraftstoffe.info)

9.

Biokraftstoff-Portal (http://www.biokraftstoff-portal.de)

10. Motorlexikon.de (http://www.motorlexikon.de)

259

260

VII Biogas

Titelbild: Fotolia 40377072 Kapitelbildleiste: Fotolia 40377072

262

VII Biogas

263

VII Biogas 1

Grundlagen

1.2

1.1

Mikrobiologie und Biochemie der Vergärung

Die gesamte Prozesskette findet in einem Behälter statt. In der ersten Stufe, der Hydrolyse oder Verflüssigung, werden organische Substanzen, wie Gülle, Proteine und Fette, mit Hilfe von Exoenzymen in Zucker, Aminosäuren und Fettsäuren gespalten.

In Biogasanlagen entsteht aus organischer Masse in wässrigem Milieu durch anaerobe Fermentation ein wasserdampfgesättigtes Mischgas, sog. Biogas. Es ist aufgrund seines Methangehaltes brennbar und damit energetisch nutzbar (Kaltschmitt et al. 1993). Zur Vergärung kommen organische Substrate wie Gülle, Mist, Gras, Stroh, Biotonnenabfälle, Reste der Zucker-, Wein- und Bierherstellung, Speisereste und Fette. Zunehmend werden auch Pflanzen ausschließlich zur Verwendung in Biogasanlagen angebaut. Sie werden unter dem Oberbegriff „Nachwachsende Rohstoffe“ (NAWARO) geführt. Auch das bei der Biodieselproduktion anfallende Propantriol (Propan1, 2, 3-triol), populär als Glycerin bekannt, liefert ein energiereiches CoSubstrat.

Einphasiges Verfahren

Die zweite Stufe der Vergärung ist die Säurebildung oder „Versäuerungsphase“ (Acidogenese). Die gebildeten monomeren Verbindungen werden von den fermentativen Bakterien aufgenommen und zu organischen Säuren (Essigsäure, Buttersäure, Propionsäure) und Alkoholen sowie zu Wasserstoff und Kohlendioxid vergoren. Gleichzeitig werden organische Stickstoffund Schwefelverbindungen unter Bildung von Ammoniak zu Schwefelwasserstoff mineralisiert. In der dritten Stufe, der „Essigsäurebildung“ (Acetogenese), erfolgt die Umbildung der Carbonsäuren und Alkohole zu Essigsäure, Wasserstoff und Kohlendioxid. Die beteiligten Bakterien sind sehr temperaturempfindlich. Daher handelt es sich thermisch betrachtet um den sensibelsten Schritt innerhalb der Abbauphase. In der vierten Stufe (Methanogenese) erfolgt durch Methanbakterien unter streng anaeroben Bedingungen die Erzeugung von Methan aus Essigsäure, Wasserstoff und Kohlendioxid. Das Methangas wird zu ca. 70 % aus Essigsäure und zu ca. 30 % aus der Reduktion von Kohlendioxid mit Wasserstoff produziert.

Quelle: Bayer. Landesamt für Umweltschutz (Hrsg.): Biogashandbuch Bayern Materialienband, Kapitel 1,, Stand Juli 2007, Augsburg

Nutzbare Komponenten sind Methan als Träger von Wasserstoff und Kohlendioxid als Industriegas und Trockeneisprodukt. Die Methangärung ist ein komplexer Fermentationsprozess, der sich in vier Abbauschritte unterteilen lässt. Die einzelnen Abbauphasen werden durch verschiedene Bakteriengruppen vollzogen, die teilweise in Wechselbeziehung stehen und unterschiedliche Mi­ lieuansprüche haben. Die Vergärung benötigt mindestens 50 % Wasser im Rohsubstrat.

Die optimalen Temperaturen im Fermenter liegen bei 30 – 45 °C (mesophil) bzw. 45 – 60 °C (thermophil). Die pH-Bereiche liegen zwischen pH 3,2 bis 8,1.

264

VII Biogas

Module in ca. 20 km Entfernung.

vant, können jedoch geruchsrelevant sein wie z. B. verschiedene Schwefel- und Stickstoffverbindungen. Biogas hat in etwa die folgenden Eigenschaften, die in Abhängigkeit der zur Vergärung eingesetzten Substrate auch abweichend sein können.

Bild: VGH

Eigenschaften Parameter Bereich Dichte ca. 1,2 kg/m3 bei 65 Vol. % Methan Heizwert 4 – 7,5 kWh/m3 (abhängig vom Methangehalt) Zündtemperatur ca. 700 °C (Methan 595 °C) Zündkonzentrationsbereich ca. 6-12 % (Methan 5-15 %) Geruch faule Eier (VORSICHT: entschwefeltes Biogas ist kaum wahrnehmbar)

2 MW NAWARO-Einspeiseanlage Ca. 60 – 70 t Maisbedarf pro Tag. Eine Gasleitung versorgt 2 BHKW-

1.3

Zweiphasiges Verfahren

Hier gibt es eine räumliche Trennung von Vorversäuerung und Methanbildung. Häufig zu finden bei Entsorgungsanlagen (z. B. Vergärung von Lebensmittelrückständen). 1.4

Eigenschaften von Biogas

Zusammensetzung Biogas hat in etwa folgende Inhaltsstoffe und Zusammensetzung, in Abhängigkeit der zur Vergärung eingesetzten Substrate können die Gehalte auch deutlich abweichen. Methan

CH4

40 - 75 %

Kohlendioxid

CO2

25 - 55 %

Stickstoff

N2

0 - 5 %

Sauerstoff

O2

0 - 2 %

Schwefelwasserstoff

H2S

20 - 6.000 ppm v

Kohlenwasserstoffe

CxHy

< 100 ppm v

Wasserdampf

H2

2 - 7 Vol. % (bei 20 - 40 oC)

Ammoniak

NH3

< 1 %

Wasserstoff

H

< 1 %

Carbonylsulfid

COS

0,3 - 1,5 ppm

Biogas kann auch geringere Mengen anderer Gase, die in dieser Tabelle nicht enthalten sind, beinhalten. Diese sind in der Regel sicherheitstechnisch nicht rele-

Der Energiegehalt des Biogases ist direkt vom Methangehalt abhängig. Ein Kubikmeter (m³) Methan hat einen Energiegehalt von knapp zehn Kilowattstunden (9,97 kWh). Bei einem Methananteil im Biogas von 60 % beträgt der energetische Nutzen von einem Kubikmeter Biogas ca. sechs Kilowattstunden. Somit entspricht der durchschnittliche Heizwert eines Kubikmeters Biogas etwa 0,6 l Heizöl. Ob ausströmendes Biogas aufsteigt oder sich in Bodennähe ansammelt, hängt von der Zusammensetzung und der Temperatur des Biogases sowie der Thermik des Bereiches (Raumes) ab, in den das Biogas strömt. Aufgrund der nicht genau definierbaren Dichte des Biogases kann nicht vorhergesagt werden, ob sich dieses unter dem Deckenbereich oder in Bodennähe ansammelt. Im Explosionsschutzkonzept ist das zu berücksichtigen. Hinweis: Die Dichte der trockenen Luft beträgt 1,226 kg/m³ bei 15 °C und 1.013 mbar.

VII Biogas

2

265

Anlagentechnik

Beispielhafte Anlagentypen die ab 2001 im landwirtschaftlichen Bereich gebaut werden: 2.1

Einstufiges mesophiles Verfahren

Quelle: www.bio-energie.de

Bei dieser Biogasanlage handelt es sich um ein einstufiges mesophiles Nassvergärungsverfahren. Die Biogasanlage besteht im Wesentlichen aus einer Güllegrube sowie einem Feststoffeintrag, einem stehenden Reaktor mit 2.500 m³ Nutzvolumen , einem externen 500 m³-Gasspeicher und einem offenen, 10.000 m³ großen Endlager. Das entstehende Biogas wird biologisch entschwefelt und kann in Notfällen über eine Gasfackel verbrannt

werden. Die Wärmeenergie dient zum Betrieb des Fermenters und zur Heiz- bzw. Warmwasserbereitstellung für die Wirtschaftsgebäude.

266

2.2

VII Biogas

Zweistufiges mesophiles Verfahren mit liegendem Fermenter

Quelle: www.bio-energie.de

Das zweistufige mesophile Nassvergärungsverfahren besteht aus einer 120 m³-Mischgrube, einem liegenden, 260 m³ großen Betonfermenter mit Feststoffeintrag (Schneckensystem) und einem stehenden, 1.000 m³ großen Nachgärer mit Gasspeicher. Aus der Mischgrube erfolgt die Einspeisung parallel in beide Stufen. Durch Luftzufuhr in den Nachgärer wird das entstehende Biogas biologisch entschwefelt. Das Gas wird über zwei Zündstrahl-BHKW mit einer installierten elektrischen Leistung von jeweils 55 kW verbrannt. Die anfallende Wärme wird derzeit ausschließlich für

die Prozessheizung genutzt. Der Gärrückstand wird in ein 1.500 m³-Endlager transportiert, das entfernt von der Anlage steht. 2.3

Trockenvergärung

Ein weiteres innovatives Verfahren unterscheidet sich durch einige spezifische Merkmale von anderen, hauptsächlich nassen Vergärungstechnologien. Bei einer Trockenvergärung müssen nur ganz begrenzte Wassermengen hinzugefügt werden, sodass das erfor‑­

VII Biogas

derliche Fermentervolumen bei einer gleichen Verweilzeit viel kleiner ist. Darüber hinaus wird der Vergärungsbehälter so gebaut, dass die Biomasse während des Vergärungsverfahrens nicht mechanisch vermischt wird, sondern unter Einfluss der Gravitation nach unten sinkt. Dies erspart sowohl Oberfläche als Energie. Die Anlagen arbeiten mit einem relativ trockenen ausgegorenen Gärrest (bis 40 % Trockensubstants), gegenüber 20 bis 30 % bei anderen Vergärungssystemen und vorzugsweise bei einer Temperatur 50 – 55 °C.

Vorteil ist ebenfalls, dass ein trockenes Vergärungsverfahren einer teuren Entwässerung und Kläranlage vorbeugen kann. Da der ausgegorene Gärrest bereits einen Trockensubstanzgehalt von 20 – 40 % hat, kann relativ leicht, ohne Entwässerung des ausgegorenen Gärrestes, ein ausreichend trockenes und belüftbares Material produziert werden.

Abbildung: Basisschema DRANCO Vergärung Quelle: DRANCO-FARM

Da das Verfahren wenig Wasser enthält und wegen der relativ kleinen Vergärungsbehälter und der pastösen Masse geringe Wärmeverluste erfolgen, werden fast alle Anlagen thermophil betrieben. Bei einer thermophilen Temperatur ist die mikrobielle Umwandlung fortgeschrittener und es wird aus dem Abfall ungefähr 10 % mehr Biogas produziert. So ist die Gesamtenergiebilanz günstiger als bei den in den Vergärungsverfahren üblicheren mesophilen Temperaturen (30 – 35 °C). Thermophile Vergärung vernichtet außerdem in höherem Maße Fäkalbakterien und Unkrautsamen und es wird eine weitgehende Hygienisierung des Originalsubstrats erhalten. Geruchsemissionen werden auf ein Minimum reduziert, da der Fermenter luftdicht ist und das produzierte Biogas in Gasmotoren verbrannt wird. Wegen der Umwandlung im Fermenter sind bereits viele geruchsproduzierende Komponenten aus dem Abfall entfernt und es kann die Nachbehandlung ohne große Geruchsemissionen erfolgen. Ein wichtiger

267

Quelle: DRANCO-FARM

268

VII Biogas

Bild: VGH

2.4

Quelle: Bayer. Landesamt für Umweltschutz (Hrsg.): Biogashandbuch Bayern Materialienband, Kapitel 1, Stand Juli 2008, Augsburg

Batch-Verfahren

Anders als beim Durchfluss-Verfahren bleibt beim Batch-Verfahren die Füllung bis zum Ende der Verweilzeit im Fermenter und wird auf einmal entleert. Um zu einer gleichmäßigen Gasproduktion zu kommen, arbeitet man mit mindestens zwei oder mehr Behältern (Wechselbehälter-Verfahren). Während ein Behälter ausfault, wird ein anderer befüllt. Dabei wird angestrebt, aus einer Biomasse relativ fester Konsistenz durch wiederholte Berieselung ein Biogas zu gewinnen. Diese so genannten „Garagenanlagen“ haben sich bisher bei landwirtschaftlichen Biogasanlagen stückzahlmäßig nicht durchgesetzt.

3

Substrataufbereitung

3.1

Sand

Kenndaten einer großen Biogasanlage nach dem Batch-Verfahren:

Gerät Sand in den Fermenter kann dies bei größeren Mengen die Gasproduktion behindern. Die Gefahr ist besonders groß, wenn keine Aufbereitung erfolgt. Das Problem lässt sich u. U. nur durch völlige Entleerung des Fermenters oder einen eingebauten Schwerstoffabzug lösen. Auch landwirtschaftliche Anlagen neigen bei Co-Fermentaten mit Erdanhaftungen zur Sandablagerung. Bioabfall aus Haushalten kann bis zu 30 % Sand beinhalten. Auch Geflügelmist und nachwachsende Rohstoffe wie Gras, Mais können zu erheblichen Sandablagerungen führen.

BHKW:

3.2

536 KW el. Leistung, 536 KW thermische Leistung Gaskessel: 800 KW thermische Leistung, Betrieb bei Ausfall des BHKW Fermenter: 7 Fermenter, 30 x 7 x 4,3 m, Füllvolumen ca. 500 m³ Eigenenergieverbrauch: < 3 %

Hygienisierung

Sobald behandlungspflichtige Bioabfälle im Sinne der EG-Hygieneverordnung 1774/2002, z. B. Speisereste aus Großküchen oder überlagerte Lebensmittel, verarbeitet werden, ist für diese eine Hygienisierung erforderlich (keine Hygienisierung für Gülle und nachwachsende Rohstoffe). Die Hygienisierung erfolgt in einem Behälter bei 70 °C und einer Verweilzeit von einer Stunde.

VII Biogas

3.3

Störung der Biologie

Durch eine Überfütterung oder starken Wechsel an Menge und Art des Substrats kann es zu einer Ansammlung der Essigsäure kommen. Damit verbunden ist eine Verminderung des Methangehalts. Wenn der Säuregehalt des Fermenters einen Wert erreicht, bei dem keine Methanbildung mehr möglich ist, kommt der Gärprozess zum Stillstand. Man spricht vom Umkippen des Fermentationsprozesses oder vom Umkippen des Fermenters. Da alles vergärbare Material zunächst zu organischen Säuren abgebaut wird, sinkt bei der Befüllung des Fermenters der pH-Wert ab. Im Normalzustand werden die organischen Säuren in der Regel sofort zu Essigsäure und diese umgehend weiter zu Methan umgewandelt. So stellt sich ein Gleichgewichtszustand zwischen Versäuerung und Abbau der Säuren ein. Bei einer Überladung sinkt der ph-Wert so stark ab, dass die Methan bildenden Bakterien absterben. Um für die Methanbildung die notwendige Bakterienkonzentration im Biogasreaktor zu halten, dürfen, sofern keine Biomasserückhaltung verfügbar ist, die Verweilzeiten von 10 bis 15 Tagen nicht unterschritten werden. Grund sind die Generationszeiten der methanogenen Bakterien, die bei 5 bis 15 Tagen liegen. Besonders schädlich für die Bakterien sind Substanzen wie Antibiotika, Desinfektions- oder Lösungsmittel, Herbizide, Salze oder Futteradditive wie Zink und Kupfer. Das gleiche gilt für ein erhöhtes Vorkommen von Ammoniak, freien Fettsäuren und Schwefelwasserstoff, was bei Schweinegülle durch erhöhten Eiweißgehalt im Futter häufig der Fall ist (Besgen/ Kempkens 2004, 29). Ammoniak wirkt ab 1.500 mg/l, Schwefelwasserstoff bei einem Anteil von 1 % als hemmend auf den Abbauprozess (ebenda). Störungen der Biologie lassen sich durch eine „prozessbiologische Begleitung“ minimieren. Alle namhaften Hersteller von Biogasanlagen sowie freie Labore bieten mittlerweile diesen Service an. Es ist auch möglich, die Fermenterbiologie mit entsprechenden Sonden (z. B. Redox-Messung) kontinuierlich

269

zu überwachen und bereits aufgrund von Tendenzen einzugreifen. Erfahrungen belegen, dass die Gefahr des „Umkippens“ bei NAWARO-Anlagen eher gering ist. Das beruht einerseits auf dem im Vergleich zu Co-FermentAnlagen gleichmäßigerem Prozessablauf, der durchweg vorhandenen Kenntnisse über den Prozessablauf beim Betreiber sowie auf eine automatisierte Prozesssteuerung (Anlage ab 2004). Hemmstoff

Konzentration

Natrium

zwischen 6 – 30 g/l

Kalium

ab 3 g/l

Calcium

ab 2,8 g/l CaCl2

Magnesium

ab 2,4 g/l MgCl2

Ammonium

2,7 – 10 g/l

Ammoniak

ab 0,15 g/l

Schwefel

ab 50 mg/l H2S; 100 mg/k S ; 160 mg/l Na2S

2-

Eine gestörte Biologie kann nur durch Wiederanimpfen mit gärfähigem Substrat, z. B. aus dem Lagerbehälter oder einem zweiten Fermenter, reaktiviert werden. Deshalb sollte die Verrohrung immer so ausgeführt werden, dass im Bedarfsfall Material von jedem beliebigen Behälter in jeden beliebigen Behälter gepumpt werden kann. Erfahrungen zeigen, dass ein „umgekippter Fermenter“ komplett entleert werden muss. Steht kein ausreichender Speicherbehälter zur Verfügung kann dies nur durch Ausbringen auf landwirtschaftlich genutzte Flächen bei entsprechender Geruchsbelästigung geschehen. Zu weiteren Verzögerungen kann es kommen, wenn kein passendes Substrat zur Verfügung steht oder erst aus größerer Entfernung herangebracht werden muss. 3.4

Durchmischungsverfahren

Um einen guten und gleichmäßigen Gasertrag zu gewährleisten ist es notwendig, das Gärsubstrat im Fermenter zu durchmischen. Dazu bedient man sich eines Rührwerks.

270

VII Biogas

Zwei unterschiedliche Rührwerkstypen kommen zum Einsatz: •• Propeller-Tauchrührwerke bei den sog. Rührkesselfermentern (stehende Beton- oder Stahlfermenter) und •• Haspelrührwerke bei den liegenden Fermentern. Propeller-Tauchrührwerke arbeiten mit relativ hoher elektrischer Leistung von ca. 5 kW bis 15 kW und sind an einer Achse höhenverstellbar. Ihr Einsatz erzeugt hohe Strömungsgeschwindigkeiten, die zwar zur weiteren Zerkleinerung des Inputmaterials hilfreich sind, andererseits aber zu starken Scherkräften führen, die die Methanbakterien beeinträchtigen. Haspelrührwerke, wie sie in liegenden Stahlfermentern eingesetzt werden, arbeiten langsam (4 U/Min). Dadurch haben sie eine geringe Leistungsaufnahme von z. B. 2 kW für einen 270 m3-Fermenter und verursachen keine hohen Scherkräfte. Da die Rührwerksarme nahezu bis an die Außenwand reichen, kann der Bildung von Schwimm­schichten vorgebeugt werden. Außerdem wirken sie am Austrag von Sinkschichten mit.

Ein zu starkes Durchmischen muss vermieden werden. Bakterien bilden enge Lebensgemeinschaften. Wird diese Lebensgemeinschaft durch zu starke Scherkräfte infolge intensiven Rührens zerstört, kann es zu einem völligen Erliegen des Gärprozesses kommen. Störungen des Rührwerks, z. B. durch Bruch der Rührwerkswelle oder einer Schaufel, Ausfall des Motors bei Tauchmotoren, können nur behoben werden indem man einen Taucher einsetzt oder den Behälter komplett entleert. Die Folgen einer Komplettentleerung sind vorstehend beschrieben. Mit Anfahrzeiten bis zu 3 Monaten muss gerechnet werden, wenn keine passenden Substratlieferanten (z. B. durch „Biogasanlagen-Nachbarschaftshilfe“) zu finden sind. Bei Ausfall des Rührwerks besteht die Gefahr eines plötzlichen Druckanstiegs, verbunden mit einer starken Volumenzunahme („Hefeteig-Effekt“). Als mögliche Folge kann das „Dach“ angehoben werden und/oder das Substrat gelangt in die Sicherheitsventile und Gaskanäle. Wird nach längerem Stillstand der Fermenterinhalt bewegt, entweicht das Biogas schlagartig. Es ist ratsam, den Fermenter bei einem längeren Stillstand zu ent­ leeren. Tauchmotorrührwerke oder Tauchmotorpumpen müssen mindestens der Schutzart IP 68 entsprechen und dürfen nur im untergetauchten Zustand betrieben werden. Dies ist durch eine Betriebsanweisung sicherzustellen. 3.5

Gasspeicher, Rohrleitungen und Armaturen

Die Menge der Gasproduktion kann, bedingt durch den Befüllrhythmus des Fermenters und die Art der Inputstoffe, im Tagesverlauf schwanken. Auch die Gasverwertung schwankt, etwa weil das angeschlossene Blockheizkraftwerk (BHKW) abgeschaltet werden muss, z. B. für Wartungsarbeiten. Bild: VGH

Im Bild zu sehen ist ein Langwellenrührwerk (ca. 30 m lang mit spiralförmig angeordneten Paddeln). Drehzahl ca. 1,5 min-1 , Gewicht ca. 9 t, zweifachgelagert, Antrieb 30 kW.

Um diese Ungleichmäßigkeiten auszugleichen, ist ein Gasspeicher erforderlich. Bei landwirtschaftlichen Biogasanlagen erfolgt die Gasspeicherung normaler­­­weise im Niederdruckbereich von wenigen Millibar. Auf aufwändige Verdichterstationen, Kompressoren und druck­­ feste Behälter kann dabei verzichtet werden.

VII Biogas

Im Einsatz sind Betonbehälter, Folienkissen in Gebäuden oder Gasspeicher im Fermenter. Bei Letzterem ist darauf zu achten, dass im Zwischenraum kein explosives Gasgemisch entstehen kann. Auch der Nachgärbehälter kann gleichzeitig als Gaslager dienen. Gasspeicher müssen den Erfordernissen entsprechend gasdicht, druck­ fest, medien-, UV-, temperatur- und witterungsbeständig sein. Sie benötigen aus Sicherheitsgründen Unter- und Überdrucksicherungen. Bei ungleichmäßiger Gasentnahme und/oder zu groß gewähltem Gasspeicher kann es im Gasspeicher zur Entmischung kommen. Der stark schwankende Methangehalt hat gravierende Folgen für den Gasmotor (s. u. Zündstrahlmotor). Bei der Auswahl der Materialien sind - insbesondere bei Folien aus Kunst­stoffen - folgende Anforderungen zu erfüllen:

kesseln und Blockheizkraftwerken, müssen Flammendurchschlagsicherungen möglichst nahe an Verbrauchern entsprechend den Herstellerangaben eingebaut werden. Es wird zwischen Nieder-, Mittel- und Hochdruckspeichern unterschieden. Am gebräuchlichsten sind Niederdruckspeicher (Druckbereich 0,05 bis 0,5 mbar). Sie werden als Kunststoffhauben auf dem Fermenter oder als externe Folienkissen ausgeführt. Folienkissen werden zum Schutz vor Witterung in einem separaten Gebäude untergebracht oder mit einer zweiten Folie versehen. Mittel- und Hochdruckspeicher fassen das Biogas bei Betriebsdrücken zwischen 5 und 250 bar in Stahldruckbehältern und Stahlflaschen. Diese Speicher kommen aus Kostengründen bei landwirtschaftlichen Biogasanlagen praktisch nicht zum Einsatz. 3.6

Reißfestigkeit: mind. 500 N/5 cm (Newton pro 5 cm Gewebe) oder Zugfestigkeit: mind. 250 N/5 cm Gasdurchlässigkeit bezogen auf Methan: ≤ 1.000 cm³/m² ·*d · bar Temperaturbeständigkeit von -30 °C bis +50 °C Für Biogas-Folienspeicher schreibt die Landwirtschaftliche Berufsgenossenschaft zwingend eine Dichtheitsprüfung vor. Über die Prüfung ist ein Protokoll anzufertigen. Gasführende Leitungen, die Gasregelstrecke, die Armaturen und Sicherheitseinrichtungen sind nach den Richtlinien der Deutschen Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e. V. (DVGW) auszuführen und auf Dichtigkeit zu prüfen. Alle Gasleitungen müssen durch gelbe Farbe oder gelbe Pfeile gekennzeichnet sein. Die Regelstrecke muss vor Verbrauchern zwei selbstständig schließende Magnetventile, ein Absperrventil außerhalb des Aufstellraumes, eine Flammendurchschlagsicherung und einen Unterdruckwächter enthalten. Armaturen und Sicherheitseinrichtungen müssen frostsicher sein. Über die Prüfung ist ein Protokoll anzufertigen. Vor Gasverbrauchseinrichtungen, wie Heiz-

271

Sicherheitseinrichtungen für Gasbehälter

Gärbehälter müssen mit jederzeit wirksamen Sicherheitseinrichtungen versehen sein, die eine unzulässige Änderung des Innendrucks verhindern. Der einmal in Gang gesetzte Gärprozess lässt sich nicht mehr stoppen. Selbst das Einstellen der Beheizung führt nur zu einer Verminderung, nicht aber zum Stopp der Gasproduktion. Bei Versuchen wurden Innendrücke bis zu 100 bar gemessen! Die Flüssigkeitsverschlüsse müssen als Sicherheitsverschluss ausgeführt und so eingerichtet sein, dass die Sperrflüssigkeit bei Über- oder Unterdruck nicht ausläuft oder bei nachlassendem Über- oder Unterdruck selbsttätig wieder zurückfließt. Im Gärbehälter und Nachgärbehälter muss gewährleistet sein, dass der Füllstand nicht überschritten wird, z. B. dadurch, dass die vergorenen Substrate über ein Steigrohr (Überlauf) dem Güllelager zuge­führt werden. Jeder Behälter, in dem Biogas erzeugt wird, ist mit mindestens einer Sicherheitseinrichtung gegen Drucküber- und -unterschreitung auszurüsten. Das im Anforderungsfall austretende Gas muss gefahrlos abgeleitet werden können. Die Zuverlässigkeit und Eignung

272

VII Biogas

der Sicherheitseinrichtung ist durch Bauteilkenn­ zeichen oder Einzelprüfung nachzuweisen. Durch einen separaten Unterdruckwächter im Gassystem oder eine gleichwertige Maßnahme muss sichergestellt werden, dass vor Ansprechen der Unterdrucksicherung ein zwangsläufiges Abschalten der Gasverbrauchseinrichtungen und eine Störmeldung erfolgt. Auch sind Sicherheitseinrichtungen wie die Gasfackel gegen Einfrieren zu sichern.

Der in Biogasanlagen verwendete Beton muss aus sul­ fatbeständigem Zement (HS-Zement) hergestellt werden. Für Fermenter und geschlossene Nachgärbehälter wird seit Dezember 2000 die Betonfestigkeitsklasse ≥ B 35, für Vorlagerbehälter und offene Nachlagerbehälter ≥ B 25 vorgeschrieben. Im Gasraum soll der Beton zusätzlich durch eine Beschichtung oder Auskleidung geschützt werden. Weitere zu beachtende Vorschriften:

Die Über- und Unterdrucksicherungen innerhalb der Anlage sind so auszuführen, anzuordnen und zu überwachen und die Biogasanlage insgesamt so zu betreiben, dass sämtliche Betriebszustände in den Fermentern sicher beherrscht werden. Schaumbildung stellt eine Betriebsstörung dar und muss durch betriebsorganisatorische Maßnahmen verhindert werden. Zerstörungen durch Schaumbildung müssen z. B. durch eine Berstsicherung, eine Druckentlastungssicherung oder ausreichenden Speicherraum verhindert werden. Bei Überdruck muss zwingend ein Alarm ausgelöst werden! Die Eignung der Über- und Unterdrucksicherungen ist durch eine nachvollziehbare Berechnung und Funktionsbeschreibung nachzuweisen. Bei Ausführung als Tauchung darf diese nicht leerlaufen, austrocknen oder einfrieren. In der Betriebsanleitung ist darauf hinzuweisen, dass die Sicherheitseinrichtungen nach Betriebsstörungen immer und im Normalbetrieb einmal wöchentlich überprüft werden.

•• DIN 11622: Gärfuttersilos und Güllebehälter •• Zement-Merkblatt Landwirtschaft LB 3: Beton für landwirtschaftliche Bauvorhaben (Bauberatung Zement) •• Zement-Merkblatt Landwirtschaft LB 13: Dichte Behälter für die Landwirtschaft (Bauberatung Zement) •• Zement-Merkblatt Tiefbau T 3: Sulfide in Abwasseranlagen 3.8

Die Steuerung ist eine Kernkomponente der Biogasanlage. Sie sollte zentral alle Pumpen und Rührwerke betätigen können, Prozessdaten wie Gasmengen und Gasqualität erfassen, Temperaturen überwachen und alle Inputstoffe erfassen, sämtliche Daten visualisieren und dokumentieren und über eine Fernabfrage zugänglich sein.

Wesentlich für den sicheren Betrieb der Gasleitungen ist der Einbau eines Kondensatableiters. Bereits geringe Kondensatmengen führen aufgrund der geringen Drücke zum Verschluss der Gasleitung. 3.7

Betonbehälter in Biogasanlagen 

Gärsubstrate üben, abhängig von der herrschenden Temperatur, einen schwachen bis starken chemischen Angriff auf Zementmörtel, Beton und auf fast alle metallischen Werkstoffe aus. Der pH-Wert kann bis auf Werte um 3,0 sinken.

Prozesssteuerung

Bild: VGH

VII Biogas

Da der Methangasgehalt den Brennwert bestimmt, kommt diesem Aspekt eine besondere Bedeutung zu. Während der Befüllung des Fermenters, aber auch durch Wechsel des Co-Substrats, kommt es zu nachlassender Methanproduktion und damit zu stark schwankenden Methangehalten im Biogas. Im Gas-Otto-Motor muss die Motorleistung den Schwankungen durch eine automatische Nachregelung angeglichen werden. Nahezu alle landwirtschaftlichen Biogasanlagen ab dem Baujahr 2004 verfügen über eine automatisierte Steuerung. 3.9

Gasanalyse

Rückschlüsse auf die Gasqualität lassen sich nur durch ein Gasanalysegerät erzielen. Die aufgezeichneten Parameter sind CH4 (Methan), H2S (Schwefelwasserstoff), O2 (Sauerstoff) und ggf. CO2 (Kohlendioxid). Eine Grenzwertüberwachung gibt Alarm, wenn die festgesetzten Werte überschritten werden. Ggf. wird das BHKW abgeschaltet und die Abfackelungsanlage eingeschaltet. In Einzelfällen kommen auch Handmessgeräte (z. B. „Dräger“ Röhrchen für H2S) als Überbrückungslösung zum Einsatz. Auf Dauer garantieren aber nur festinstallierte, gewartete Messgeräte die Gasqualität. Besonders wichtig für die Messung ist die regelmäßige Kalibrierung und Wartung der Analysegeräte. Die Praxis zeigt leider, dass die Geräte häufig ungenau arbeiten und dann zu Korrosionsschäden an der Anlage führen

4

Biogasaufbereitung

4.1

Gasreinigung

Um Schäden zu vermeiden, muss das Biogas gereinigt und getrocknet werden. Neben CO2, welches den Brennwert herabsetzt, führen die meisten anderen Verunreinigungen wie Schwefel, Wasser, Sauerstoff und Partikel zu erheblichen Korrosionsschäden bzw. zu mechanischen Schäden an Verbrennungsmotoren, Feuerungsanlagen, Transportleitungen und Mess-, Steuerund Regeleinrichtungen.

273

Folgende Verunreinigungen und daraus resultierende negative Einflüsse sind bekannt: Verunreinigung

Einfluss

Wasser

Korrosion, mechanische Beschädigung

Schwefel

Korrosion, Vergiftung, Übersäuerung des Schmieröls

Partikel

mech. Beschädigung

Schwere Kohlenwasserstoffe

mech. Beschädigung

Kohlendioxid

Korrosion, Verminderung des Brennwerts

Sauerstoff

Korrosion, Verminderung des Brennwerts

Stickstoff

Verminderung des Brennwerts

Siloxane

Abrasion, mechanische Schäden

Öl

Übersäuerung mit der Folge von me­ chanischen Schäden Ölkohle begünstigt vorzeitigen Motorverschleiß

Verfahren zur Gasreinigung: •• •• •• •• •• ••

Gaswäsche Adsorptionsverfahren Membranverfahren, nass Membranverfahren, trocken CO2 -Verflüssigung Biologisches Verfahren

Mitgeführte Flüssig- und Feststoffpartikel werden in Filtern abgeschieden. Eingesetzt werden Kiestöpfe (als Grobfilter und Entwässerer) und Patronenfilter (Feinfilter), auch Zyklonabscheider sowie die Kälte-, Druckund Adsorptionstrocknung. Die Trocknung durch Kondensation erfolgt durch Taupunktunterschreitung. Adsorptionsverfahren binden Partikel in Aktivkohle, Silicagel oder Molekularsieben.

274

4.2

VII Biogas

Schwefelwasserstoff 

Schwefelwasserstoff (H2S) entsteht durch den Abbau von Eiweißstoffen. Hohe Konzentrationen entstehen insbesondere beim Einsatz von Geflügel- und Schweinekot durch zuviel Eiweiß im Futter. Im Biogas liegt der Gehalt in der Regel zwischen 0 und 5.000 ppm. Schwefelwasserstoff ist hochgiftig und führt bereits bei geringen Konzentrationen zu Geruchsbelästigungen. Ab einer Konzentration von 1 Vol.- % in der Luft wirkt Schwefelwasserstoff in wenigen Sekunden tödlich. Noch bei einer Konzentration von 0,1 Vol.- % führt er zu Krämpfen, Bewusstlosigkeit und wirkt nach wenigen Minuten lebensbedrohend. Er lähmt auch die Geruchsnerven, sodass der Schwefelwasserstoff nicht mehr wahrgenommen wird. Die maximale zulässige Arbeitsplatzkonzentration (MAK-Wert) liegt bei 0,01 Vol.- % (= 100 ppm). Schwefelwasserstoff greift die Armaturen des Gasleitungssystems, der Gasregelstrecke und der Abgasstrecke einschließlich des Abgaswärmetauschers an. Außerdem entsteht bei der Verbrennung von Schwefelwasserstoff im Motor Schwefeldioxid, das weiter zu Schwefelsäure reagiert. Bei hohen Schwefelwasserstoffkonzentrationen im Biogas ist mit einem schnellen Versäuern des Motoröls und als dessen Folge mit Motorschäden zu rechnen. Ggf. müssen die Motorölwechselintervalle verkürzt werden. Für den sicheren und langlebigen Betrieb eines Motors sind die Vorschriften des Motorherstellers unbedingt zu beachten. Eine regelmäßige Ölanalyse ist unabdingbar und bei den namhaften Motorenherstellern Bestandteil des Wartungsplans. 4.3

4.3.1

Biologische Entschwefelung (Entschwefelung durch Luftzugabe)

Im landwirtschaftlichen Bereich hat sich in den vergangenen Jahren vorwiegend das biologische Entschwefelungsverfahren durchgesetzt. Bei diesem Verfahren wird kontinuierlich Umgebungsluft bis zu 12 % der produzierten Biogasmenge in den Gasraum des Fermenters oder Nachfermenters eingeblasen. Das Verfahren erzielt jedoch nur ausreichende Wirkung bei einer genügend großen Oberfläche, wie sie nur bei stehenden Fermentern gegeben ist. Nachteilig bei diesem Verfahren ist die hohe Konzentration von Säure an den Bereichen der Wandung, die nicht mehr durch Substrat vor dem Luftsauerstoff geschützt sind. Der abgelagerte Schwefel ist leicht entflammbar. Auch bei geöffnetem Fermenter ist jede Flammenbildung und Funkenflug strikt zu vermeiden. Mit Hilfe des Sauerstoffs aus der Luft oxidieren Schwefelbakterien, die sich auf der Substratoberfläche und der Wand des Gasraums im Fermenter ansiedeln, den Schwefelwasserstoff zu elementarem Schwefel. Dieser verbleibt im Faulsubstrat und steht später bei der Düngung als Spurennährstoff zur Verfügung. Das Verfahren erzielt keinen vollständigen und schon gar keinen kontrollierten Abbau des Schwefelwasserstoffs. Die Nachteile dieses Verfahrens sind: •• Die real erzeugte Menge an Schwefelwasserstoff ist nicht messbar. •• Es ist kein gesteuerter Abbau des Schwefelwasserstoffs möglich. •• Durch Sauerstoffeintrag wird der Fermentationsprozess beeinträchtigt.

Entschwefelungsverfahren

Zur Gasentschwefelung stehen hauptsächlich biologische und chemische Adsorptionstechniken zur Verfügung. Aufgabe der Entschwefelungsanlage ist es, den Schwefelwasserstoff auf Werte unter 150 mg/m3 bzw. 100 ppm zu senken.

•• Durch Sauerstoffeintrag wird der Verbrennungsprozess im Verbrennungsmotor beeinträchtigt. •• Starke Korrosion an allen Bauteilen im Gasraum.

VII Biogas

•• Tag-Nacht und jahreszeitliche Temperaturschwankungen im Gasraum sind nachteilig für die Entschwefelung. •• Die Messung des Methangehalts ist beeinträchtigt. Auf Schwankungen der Methanproduktion kann nicht zeitnah reagiert werden. 4.3.2

Biofilter, Biowäscher und Tropfkörperanlagen

Der Einsatz von Biofiltern ist wirkungsvoller als das vorbeschriebene Verfahren. Die Entschwefelung erfolgt in einem separaten, vom Fermenter getrennten Biofilter. Das Verfahren basiert auf der Fähigkeit von Mikroorganismen, organische und anorganische Verbindungen biochemisch zu oxidieren. Es bietet die Möglichkeit optimaler Betriebsbedingungen (pH-Wert, Feuchtigkeit, Temperatur und Sauerstoffkonzentration). Das Temperaturoptimum liegt bei 30 – 32 oC. Als Trägermaterialien dienen Torf, Kompost oder Rindenmulch sowie Füllkörper u.a. aus Kunststoff, Keramik und Porzellan. Im Biofilter durchströmt das zu reinigende Gas das feuchte, mit Thiobazillen (Thiooxidans, Thioparus oder Sulfolobus) versetzte Trägermaterial. Das gereinigte Gas hat nach der Passage eine rel. Feuchte von 100 % (absolut > 40 g H2O/m3). Zur Vermeidung von Motorschäden muss das Brenngas zwingend entfeuchtet werden, z. B. indem es über einen Kondensatabscheider geführt wird. Um die Bakterien zu versorgen, muss die Schüttung mit Nährflüssigkeit (Gülle, Fermenter-ablauf oder Kunstdünger) gespült werden. Die Spülung kann kontinuierlich oder in Intervallen erfolgen. Voraussetzungen zum biologischen Schwefelwasserstoffabbau ist das Vorhandensein von: •• •• •• •• ••

Sauerstoff, einer oxidierbaren Schwefelquelle, einer Stickstoffquelle (Ammonium), Kohlendioxid (CO2), Phosphor und Stickstoff.

275

Anders dagegen in Biowäschern. Hier werden die Schadstoffe zunächst in einer Waschflüssigkeit (i. d. R. H2O) absorbiert. Anschließend wird die Waschflüssigkeit in einem Bioreaktor w. o. regeneriert. Im Biowäscher sind die Mikroorganismen in der Suspension enthalten und nicht auf Trägermaterialien angesiedelt. Dagegen enthält eine Tropfkörperanlage sowohl Elemente des Biofilters (Thiobazillen auf Füllkörpern und anderem Trägermaterial) als auch des Biowäschers, bei dem sich ein Teil der Mikroorganismen in der Suspension befindet. Bei der Sauerstoffzuführung ist die Entstehung eines explosiven Gasgemisches im Tropfkörper (ca. 5 – 15 Vol- % Biogas in Luft) zu verhindern (die Luftzufuhr von 15 % bedeutet eine Sauerstoffzugabe von < 2,5 % O2 und ist unkritisch). Die Biogasmenge, deren Methangehalt und die Luftzuführung sind laufend zu messen. Ab einer O2-Konzentration von > 3,5 % ist eine Notabschaltung vorzusehen. Die Vorteile der externen Entschwefelung sind: •• Die Entschwefelungsanlage kann auf die real freigesetzte Schwefelwasserstoffmenge ausgelegt werden. •• Der Schwefelwasserstoffabbau kann hinsichtlich Nährstoff-, Luftzufuhr- und Temperaturmanagement automatisiert werden. •• Korrosion im Fermentergasraum wird vermieden. •• Kurzfristige Schwankungen in der Gasmenge, wie sie im Betrieb unvermeidlich sind, wirken sich nicht negativ auf die Gasqualität aus.

276

4.3.3

VII Biogas

Eisenhydroxid

Ein weiteres Verfahren, das aber nur sehr selten angewandt wird, ist die Trockenentfernung des Schwefelwasserstoffes mittels Entschweflern auf der Basis von Eisenhydroxid. Da die Eisenmasse verbraucht wird, ist es notwendig, das Reinigungsgranulat periodisch mit Luft zu regenerieren. Deshalb sind zwei Reinigungsfilter notwendig. Die Regeneration kann höchstens zehnmal durchgeführt werden. Wird Biogas mit eisenhaltigen Massen entschwefelt, besteht für sie die Gefahr der Selbsterhitzung bei der Regenerierung. Um dies zu vermeiden, sind die Sicherheitshinweise der Hersteller zu beachten. 4.3.4

Eisen-(II)-Sulfat

Im Rahmen eines Forschungsprojektes wurde die Entschwefelung mit Eisen-(II)-Sulfat untersucht. Dieses Material entsteht als Koppelprodukt bei der Herstellung von Weißpigmenten in der chemischen Industrie. Die Untersuchungen hatten zum Ergebnis, dass der Zusatz von Eisen-(II)-Sulfat zur Entschwefelung von Biogas mit hohen H2S-Konzentrationen genutzt werden kann. In dem untersuchten Betrieb wurde der H2S-Gehalt von 2.300 ppm bis auf 20 ppm gesenkt. Das Eisen-(II)-Sulfat wird entweder bereits in den Mischbehälter oder im Fermenter zugegeben. Der sich bildende Schwefelwasserstoff wird noch in der Flüssigphase umgesetzt und als Eisensulfid im Feststoff gebunden. 4.3.5

Chemische externe Entschwefelung

•• Keine Prozessbeeinträchtigung durch Sauerstoffeintrag. •• Korrosion im Fermentergasraum wird vermieden. •• Kurzfristige Schwankungen in der Gasmenge, wie sie im Betrieb unvermeidlich sind, wirken sich nicht negativ auf die Gasqualität aus.

5

Biogaseinspeisung

Eine sinnvolle Möglichkeit Biogas oder Deponiegas effektiver zu nutzen besteht in der Biogasaufbreitung und Einspeisung in das Erdgasnetz. Sie ist vor allem da sinnvoll, wo Wärmenutzungskonzepte fehlen. Sehr viele dezentrale BHKW’s können so mit einem höheren Wirkungsgrad arbeiten und als virtuelles Kraftwerk (zusammengeschaltete BHKW’s) so in Zukunft eine Großkraftwerks ähnliche Grundlast bereitstellen. Zur Reinigung von Biogas (oder Deponiegas) stehen verschiedene Verfahren zur Verfügung. Eine Übersicht zeigt die nächste Abbildung. Welches Verfahren im Einzelfall das Beste ist, hängt von vielen Parametern ab. Einige wichtige sind: •• Biogasmenge in m3/h (Rohgasmenge) •• Wie ist die Zusammensetzung des Bio- oder Deponiegases? •• Einspeisedruck (Einspeisung in Nieder-, Mittel- oder Hochdruckleitung)

Der Einsatz von Natronlauge (meist Natriumhydroxid) und Eisenhydroxid führt zu Reinheitsgraden > 95 %.

•• Was kostet eine Kilowattstunde Strom?

Ihre Vorteile sind:

5.1

•• Die Entschwefelung kann auf die real freigesetzte Schwefelwasserstoffmenge ausgelegt werden.

Die Aufbereitung des Biogases erfolgt in verschiedenen Verfahrensschritten. Hier die wesentlichen Prozessschritte in der Übersicht:

•• Die Schwefelwasserstoffabscheidung kann durch Laugen- und Temperaturmanagement automatisiert werden.

Prozessschritte

VII Biogas

277

Quelle: Fraunhofer UMSICHT (2008)

Biogase, (hierzu zählen auch Klär- und Deponiegase), sind keine Gase nach DVGW-AB G260/I. Diese Gase sind in einem eigenen Arbeitsblatt, dem DVGW-AB G262 erfasst. Das DVGW-AB G685 regelt die Verfahren zur Ermittlung der Daten zur Abrechnung von Gasen, die dem DVGW-AB G260/I „Gasbeschaffenheit“ und G260/II „Ergänzungsregeln für Gase der 2. Gasfamilie“ entsprechen. Für das aufbereitete und eingespeiste Biogas kann eine Einspeisung ohne Regulierung erreicht werden, wenn durch geeignete Aufbereitungsverfahren die geforderte Abweichung des Brennwertes von bis zu 2 % eingehalten wird.

Dabei muss die Gasqualität kontinuierlich überwacht und protokolliert werden.

Gesetze und Verordnungen bei der Biogasaufbereitung und Einspeisung

5.2

Nachfolgend werden die wichtigsten Gesetze und Verordnungen bei der Biogasaufbereitung und -einspeisung aufgelistet:

Anforderungen an das Gas

Die Anforderungen an Brenngase der öffentlichen Gasversorgung sind durch die Technischen Regeln für die Gasbeschaffenheit festgelegt, welche die Rahmenbedingungen für die Gaslieferung, für den Betrieb von Gasanlagen und -geräten, sowie die Basis für deren Entwicklung, Normung und Prüfung darstellen. Diese Regeln werden durch den DVGW maßgebend beeinflusst und vergeben. Aber auch die Einteilung der Gasfamilien ist vorwiegend dem DVGW zu zuschreiben.

•• Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV, 2008) •• Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV, 2008) Die Definition des Netzzugangs: die Herstellung der Verbindungsleitung, die die Biogasaufbereitungsanlage mit dem bestehenden Gasversorgungsnetz verbindet, die Verknüpfung mit dem Anschlusspunkt des bestehenden Gasversorgungsnetzes, die Gasdruck-Regel-Messanlage sowie die Einrichtungen zur Druckerhöhung und die eichfähige Messung des einzuspeisenden Biogases. Die Investitionskosten für die Einspeiseanlage tragen jetzt jeweils der Einspeiser und der Netzbetreiber zur Hälfte. Das sind vor allem die Kosten für die Übergabestation einschließlich der Gasqualitätsmessung und dem Verdichter.

Quelle: www.energy21.de

278

VII Biogas

Alle Kosten für den Betrieb der Einspeiseanlage wie Konditionierung, Beimischung von Luft oder Flüssiggas, Verdichtung, Qualitätsmessung usw. muss künftig der Netzbetreiber tragen. Damit spielt es keine Rolle mehr, welche Druckstufe das Gasnetz hat. Der Einspeiser von Biogas hat ausschließlich sicherzustellen, dass das Gas am Einspeisepunkt und während der Einspeisung den Voraussetzungen der Arbeitsblätter G 260, G 262 und G 685 der Deutschen Vereinigung des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007) entspricht (§ 41 f.). Der Einspeiser trägt hierfür die Kosten. Das Gas darf drucklos sein. Bei der Aufbereitung des Biogases darf für die ersten drei Jahre nach Inkrafttreten dieser Verordnung die maximale Methanemission in die Atmosphäre den Wert von 1,0 Prozent nicht übersteigen. Danach darf die maximale Methanemission den Wert von 0,5 Prozent nicht übersteigen. Der Netzbetreiber muss dem Einspeiser für jede eingespeiste Kilowattstunde Biomethan ein Entgelt von 0,7 Cent zahlen. Grund: Wenn der Netzbetreiber vor Ort Biomethan bezieht, muss er entsprechend weniger Erdgas aus einem anderen, vorgelagerten Netz kaufen. Und weil er damit auch weniger Durchleitungsentgelt an den vorgelagerten Netzbetreiber zahlt, muss er diesen Vorteil an den Biomethan-Einspeiser weitergeben.

Quelle: www.haase-enegietechnik.de

5.3

Methananreicherung / Kohlendioxidabtrennung

CO2-Abtrennung. Die chemische Wäsche, Druckwechseladsorption und Druckwasserwäsche sind die am weitverbreitesten Verfahren zur CO2-Abtrennung auf dem europäischen Markt. Im Pilotstadium befinden sich weitere Verfahren, an denen intensiv geforscht wird. 5.3.1

Druckwasserwäsche - DWW

Die gute Löslichkeit von H2S in Wasser bietet die Möglichkeit einer Reinigung mittels Druckgaswäsche. Das Biogas wird bei Drücken oberhalb von 6 bar durch Wasser geleitet, wobei H2S und CO2 in Lösung gehen. Dieses Verfahren ist energieintensiv und verbraucht etwa 10 % des erzeugten Stroms.

Der Biogasverstärker in Ronnenberg (Hannover) bereitet seit März 2008 erfolgreich rund 650 Kubikmeter Rohbiogas zu Biomethan (BioErdgas) auf, das ins Netz der Stadtwerke Hannover eingespeist wird.

Bei rein physikalischen Waschverfahren ist der Druck entscheidend. Bei Drücken von 10 bis 12 bar und einer Temperatur von ca. 20 °C wird das CO2 in einer Gegenstromkolonne durch Brauchwasser oder eine Polyethylen-Lösung (z. B. Selexol) absorbiert. Mit dem Druckwäscheverfahren werden Methankonzentrationen > 96 % bei 100 % Feuchte erzielt. Bei der chemisch-physikalischen Wäsche sind die Waschlösung und die zugehörige chemische Reaktion (z. B. Monoäthanolamin, MEA) von Bedeutung.

VII Biogas

5.3.2

Druckwechseladsorption – DWA (engl.: PSA Pressure Swing Adsorption)

Unter einer Adsorption versteht man das Anlagern von Molekülen Beim Druckwechselverfahren handelt es sich um ein „adsorptives“ oder auch „trockenes Verfahren“ der Kohlendioxidabtrennung. Das Biogas wird mit hohem Druck (ca. 8 - 10 bar) in die Adsorberbehälter gedrückt. Dort adsorbiert das CO2 an Molekularsieben auf Kohlenstoffbasis oder an Aktivkohle. Das bei der Druckentspannung desorbierte CO2 entweicht in die Atmosphäre. Analog zum Druckwäscheverfahren werden Methankonzentrationen > 96 % erzielt. Durch den Einsatz von Molekularsieben kommt es zu Methanverlusten in der Größenordnung von 10 %. 5.3.3

Membran-Trennverfahren

Das Membran-Trennverfahren beruht auf der unter Druck entstehenden unterschiedlichen Durchlässigkeit einer Polymermembran für Gasmoleküle. Die eingesetzte Polymermembran entscheidet über die Selektivität. Es können Kohlendioxid und Schwefeldioxid sowohl gemeinsam als auch selektiv (in zweistufigen Anlagen) abgetrennt werden. Die abgetrennten Gasbestandteile werden in einem weiteren Schritt beim nassen Membranverfahren in Waschlösungen absorbiert oder, beim trockenen Membranverfahren, gasförmig ausgetragen.

5.3.4

Chemische Wäschen

Bei den chemischen Wäschen (meistens in Form einer Aminwäsche) handelt es sich um chemische Absorptionsverfahren. Im Gegensatz zur DWW und Genosorb (Handelsname) werden hier die im Biogas vorhandenen Gase von der Waschflüssigkeit vor allem durch chemische Reaktionen absorbiert. Hierdurch wird eine wesentlich höhere Beladung der Waschflüssigkeit erreicht. 5.3.5

Genosorb (Handelsname)

Dieses Aufbereitungsverfahren basiert wie die DWW auf einer physikalischen Absorption. Zum Einsatz kommt eine Waschflüssigkeit mit einer höheren Aufnahmefähigkeit von CO2 und H2S. Zudem wird auch noch Wasserdampf aufgenommen. Die Waschflüssigkeit Genosorb wird nach der Wäsche bei höherer Temperatur regeneriert. 5.3.6

Tieftemperaturrektifikation (Kryotechnik)

CO2 kann auch bei sehr tiefen Temperaturen in flüssigem Aggregatzustand von Biogas abgetrennt werden. Die stark unterschiedlichen Siedepunkte von CO2 und CH4 sorgen für eine sehr saubere Trennung mit einem sehr geringen Methanschlupf. Das Verfahren ist demzufolge sehr energieintensiv.

Übersicht:

Quelle: Fraunhofer UMSICHT (2009)

279

280

6

VII Biogas

Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)

Kraft-Wärme-Kopplung ist definiert als die gleichzeitige Umwandlung von zugeführten Energien in einer Energieanlage in mehrere Zielenergien, d. h. mechanische und elektrische Energie, Wärme und Kälte, wobei diese Zielenergien an Endverbraucher abgegeben werden. Mit der KWK wird das Ziel verfolgt, den Energieverlust in der Umwandlungskette von der Primärenergie bis zur Nutzenergie zu minimieren. Damit verbunden sind Energieeinsparungen und Reduktion der CO2-Emissionen. Die grundlegenden physikalischen Begriffe und Erläuterungen sind detailliert in der Richtlinie VDI 4608 dargestellt. Die Verwertung des Brenngases kann in Brennstoffzellen (s. Kap. VIII), in Gasturbinen oder in motorischen Blockheizkraftwerken erfolgen. 6.1

Die zurückgewonnene Wärme kann in einem Produktionsprozess, im Fermentations-Prozess selbst oder zu Heizzwecken eingesetzt werden. Der erzeugte Strom wird in das öffentliche Netz eingespeist. Bei einer Biogasanlage werden ca. 25 % als Prozesswärme zur Fermenterbeheizung und für evtl. vorhandene Hygienisierungseinrichtungen benötigt. Der Rest steht für die Nutzung bzw. den Verkauf zur Verfügung. 6.2

Mikrogasturbine

Noch neu und wenig erprobt im Biogas-Einsatz ist die aus dem Flugzeugbau bekannte Mikrogasturbine (Capstone Turbine Corporation, Vertrieb durch Firma G.A.S. Energietechnik, Krefeld; Firma MGT u. a.). Mikrogasturbinen bestehen aus einem einstufigen Radialverdichter und -turbine, einem Luftvorwärmer (Rekuperator), Brennkammer und Generator. Besondere Sorgfalt erfordert die Gasaufbereitung, hier insbesondere die Gasentfeuchtung.

Blockheizkraftwerk (BHKW)

Blockheizkraftwerke bestehen in der Mehrzahl aus einem Verbrennungsmotor, in dem das Gas verbrannt wird, wobei der Motor einen Generator antreibt, sowie Wärmetauscher und Abhitzekessel zur Rückgewinnung der Wärmeenergie aus dem Kühlwasser, dem Schmieröl und dem Abgas. Durch die Nutzung der Motorabwärme erzielen BHKW Gesamtwirkungsgrade von 88 bis 95 %, der elektrische Wirkungsgrad beträgt je nach angewandtem Prozess (Diesel oder Otto) 25 bis 41 %. Schema eines Blockheizkraftwerks

Die Leistungen der Mikrogasturbinen liegen zwischen 30 und 200 kW bei einer Drehzahl n = 100.000. Der Brennkammerdruck liegt bei 3 bis 4 bar, die Eintrittstemperatur beträgt 800 – 900 °C. Für den konstanten Betrieb einer 28 kWel-Anlage ist eine Biogasmenge von ca. 400 m3/d erforderlich. Lt. Anbieter sind in den USA bereits mehrere Turbinen im Einsatz, in Deutschland sind nur sehr wenige Anlagen in Betrieb (Stand 01/2006). Die Wartungsintervalle liegen bei 6.000 Bh, eine Generalüberholung ist nach jeweils 40.000 Bh vorgesehen. Turbine und Rekuperator (Luftvorwärmer) zeigen lt. Anbieter und ISET eine gute Schwefelresistenz (Gülzower Fachgespräche Juni 2003). Langzeiterfahrungen liegen für den deutschen Markt nicht vor. Da die Mikroturbine ohne Schmieröl betrieben wird, sollen auch keine der bekannten Ölprobleme auftreten. Der Einsatz auf Biogasanlagen in nennswerten Stückzahlen ist aufgrund des niedrigen Wirkungsgrades derzeit nicht in Sicht (Stand 2012).

Quelle: Fichtner ©

VII Biogas

Kritische Bauteile sind:

Bauteil

Schäden

Verdichter

Erosion, Korrosion, Anhaftungen (Siloxane)

Turbine

Erosion, Korrosion, Anhaftungen (Siloxane), Heißgaskorrosion

Brenner

Erosion, Korrosion, Überhitzung, Flammenrückschlag, Verkokung, Belagbildung

Brennkammer

Erosion, Korrosion, Belagbildung

Rekuperator

Verstopfung, Korrosion, Belagbildung

Abgaswärmetauscher

Verstopfung, Korrosion

Brenngasverdichter

Korrosion, Kondensatbildung

Quelle: Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe „Handreichung Biogasge­ winnung“ S. 111

Die Wartungsintervalle sind, bezogen auf Betriebserfahrungen mit Erdgas, deutlich länger als bei Motoren. 6.3

Motorische BHKW

Mindestanforderungen für Brenngas (Bezugssauerstoffgehalt 5 %) 3

Schwefelgehalt (gesamt)

≤ 2,2 g/m CH4 3

Chlorgehalt (gesamt)

≤ 100,0 mg/m CH4

Fluorgehalt (gesamt)

≤ 50,0 mg/m CH4

281

Biogas kann nicht normiert werden. Wegen der unterschiedlichen Methangehalte ergeben sich unterschiedliche Verbrennungseigenschaften. Starken Einfluss auf den Methangehalt des Brenngases haben Einsatzstoffe, Beschickungszeiten, Rührzeiten und Rührtechniken. Die Einbringung von stark zuckerhaltigen Stoffen verringern, stark fetthaltige Stoffe erhöhen den Methangehalt. Es entstehen Bedingungen, die den Methangehalt bis zu 30 % schwanken lassen. Dies kann schon innerhalb von wenigen Minuten der Fall sein, wenn z. B. der Nachgärer oder der Hauptfermenter abgeschaltet wird (das Gas aus dem Nachgärer kann einen um 15 % höheren Methangehalt haben). Wesentlich ist daher, dass das Gas aus beiden Behältern zunächst gesammelt wird, bevor es dem BHKW zugeführt wird. Einfluss auf den Methangehalt hat auch ein zu groß gewählter Gasspeicher. Wird das Gas nicht zügig verwertet, kommt es dort zur Entmischung. Unterschiedliche Methangehalte und Spurenelemente (wie Ammoniak NH3, Wasserstoff H2, Methanol) haben einen großen Einfluss auf die Flammgeschwindigkeit und Klopffestigkeit. Diese Parameter können sich um 30 - 50 % ändern, und zwar sowohl in die Richtung Wirkungsgradeinbuße (schlechte Abgaswerte) wie in die Richtung zu klopfender Verbrennung und damit zu Motorschäden. Der schädigende Einfluss von Ammoniak (NH3) und Methanol:

3 3

Summe Chlor und Fluor

≤ 100,0 mg/m CH4 3

Staub (3 … 10 µm)

≤ 10,0 mg/m CH4

Relative Feuchte (bei tiefster AnsaugluftTemperatur, d. h. keine Kondensation in Ansaugrohr und Regelstrecke

700 ppm) bei ~10.000 Bh führten zum Ausfall der Pleuelbuchsen. Durch den aufmerksamen Betreiber wurde ein Großschaden vermieden. Überholungskosten: 50.000 €. BU-Schaden: 2 Tage Ausfall

294

VII Biogas

Durch Ölkohle ist es bereits in den Laufbuchsen zu einer Spiegelbildung gekommen. An den teilweise polierten Stellen kann der Ölfilm nicht mehr haften. Es kommt zum Anreiben und dann zum Fressen des Kolbens.

Bild: VGH

12.5

Bilder: VGH

Korrosion am Abgaswärmetauscher

Auf einer 2 MW Koferment-Biogasanlage fällt ein Motor mit Verdacht auf einen Wasserschlag aus. Befund: Es stehen die Zylinder 1-2-5-7-11-12-14 komplett unter Wasser. Entgegen den Herstellerempfehlungen (KomplettAbbau des Aggregates und Verbringung ins Herstellerwerk) wird gemeinsam mit Motoren-Sachverständigen nach einer Alternative gesucht. Es gelingt eine Instandsetzung vor Ort. Maßnahmen: Es erfolgt eine Demontage alle Zylinderköpfe, Kolben, Pleuelstangen, Abgassammelrohre und Turbolader. Der Rundlauf der Kurbelwelle wird mit einer Kurbelwellenatmungsspielmessung geprüft. Die Lagerung der Kurbelwelle ist i. O. Der Motor wird gereinigt und komplettiert. Schadenursache: Aufgrund einer Gasproduktion, die im Mittel bei ca. 1,2 – 1,6 MW lag, wurden beide Motoren abwechselnd im Teillastbtrieb gefahren, so dass im Wärmetauscher Taupunkt-Unterschreitungen auftraten. Für die Gasreinigung verfügte die Anlage über eine Schwefelwäsche, Trocknung und Aktivkohlefilter. Trotzdem wurde Abgaswärmetauscher durch massive

VII Biogas

Korrosion undicht und es gelangte Wasser über den Turbolader in die Brennräume. Die anfänglich geschätzten Kosten wurden auf ein Drittel reduziert. Reparaturkosten 150.000 € BU 50.000 € Schadenmind.-K. 50.000 € (externe Wärme)

Bilder: VGH

295

296

12.6

VII Biogas

Feuerschaden am BHKW

An einem gekapselten Zündstrahl-BHKW entstand ein Totalschaden durch ein Brandereignis. Aufgrund des Zerstörungsgrades war es nicht mehr möglich die Brandursache eindeutig zu ermitteln. Gekapselte Motoren benötigen ausreichende Be- und Entlüftungsmöglichkeiten sowie geeignete Überwachungseinrichtungen. Ältere Zündstrahlmotoren verfügen über Schwachstellen, z.  B. : •• Schmierölrücklaufleitung am Turbolader (Austretendes Öl entzündet sich am ~ 600°C heißen Abgaskrümmer/Turbolader.)

Bilder: VGH

12.7

Großschadenereignisse

Januar 2006 •• Ggf. Flexible Kraftstoffrücklaufleitung an der Einspritzdüse (Kraftstoff tritt aus und entzündet sich an heißen Teilen vom Motor.) Da die Abgastemperaturen vom Zündstrahlmotor auf dem Niveau vom Gasmotor (~ 650 C) liegen, die verwendeten Materialen aber für den Dieselbetrieb ausgelegt sind, müssen diese Teile öfter gewechslt werden. Eine Motorkapselung verschärft die Situation noch, da die Vorgänge nicht rechzeitig bemerkt werden. Reparaturkosten: 150.000 € BU: 450.000 € Die Betriebsunterbrechung wurde durch Lieferengpässe erheblich vergrößert.

Bei einer Biogasanlage zur Behandlung von Haushaltsabfällen in der Nähe von Göttingen platzten zwei Vergärungsbehälter. Es wurden ca. sieben Millionen Liter Gärschlamm und Regenwasser über die zentrale Mülldeponie verteilt. Für einen Dritten der 20 Meter hohen Behälter bestand Einsturzgefahr. Die Brühe lief den Müllberg hinunter. Dabei seien nicht nur das Gelände, sondern auch der Schneenbach und die Leine verunreinigt worden. Für die Bevölkerung bestand keine Gefahr. Durch die Wucht des Platzens der stehenden Fermenter wurden ein angrenzendes Gebäude und ein Heizöltank beschädigt. Aus diesem seien etwa 1000 Liter Heizöl ausgelaufen. Schadenhöhe ca. 10 Mio. €. Die Schadenursache konnte bis heute nicht eindeutig geklärt werden.

VII Biogas

297

Bilder: www.as-nds.de

Dezember 2007 Auf der Biogasanlage in Daugendorf in der Nähe von Riedlingen ereignete sich ein Behälterbruch. Durch ein mechanisches Versagen brach der rund 20 Meter hohe und 17 Meter breite Fermenter (Gärbehälter) der Anlage und hinterließ ein Bild der Verwüstung. Dabei wurde die sich im Fermenter befindliche Biomasse bis zu 200 Meter um die Anlage verteilt. Mehrere Baugeräte wurden schwer beschädigt. Die in unmittelbarer Nähe befindlichen Gebäude wurden zum Teil zerstört. Aus einem umgestürzten Tank liefen mehrere hundert Liter Heizöl aus. Das Ereignis passierte kurz nach der Erst­inbetriebnahme.

Bilder: Thomas Warnack

13 Der Sachschaden liegt bei ca. 1,5 Mio. €. BU-Schaden ca. 1,0 Mio. €

Ausblick

Eine neue Herausforderung stellt die Integration der stromerzeugenden Biogasanlagen bzw. der Erneuerbaren Energien insgesamt in die Netze und Strommärkte unserer Energieversorgung dar. Zentrales Thema ist nach dem neuen EEG die Direktvermarktung. Mit ihrer Hilfe soll eine zielgerichtete und bedarfsgerechte Erzeugung von Strommengen erreicht werden. Das neu entstandene Handlungsfeld – Stromhändler und Biogasanlagenbetreiber – bietet eine Chance für einen fließenden Übergang vom festen und sicheren EEG in die Welt des Stromhandels mit allen Chancen und Risiken. Nach Meinung vieler Experten galt bisher die Netz­ einspeisung von Biogas als das Schlüsselthema der Biogas-Branche für die nächsten Jahre.

298

14

VII Biogas

Fazit

Aus technischer Sicht gibt es weiterhin ein Entwicklungspotenzial bezüglich einem Betrieb mit möglichst wenig ungeplanten Stillständen. An der Verbesserung der spezifischen Betreiberkenntnissen ist weiter zu arbeiten. Die Teilnahme an speziellen Betreiberschulungen ist nicht immer gegeben. Hier sind teilweise noch erhebliche Wissenslücken, beispielsweise hinsichtlich eines sicheren BHKW-Betriebes vorhanden. Für Altanlagen ist eine regelmäßige Inspektion ein wichtiger Baustein für einen sicheren Betrieb einer Biogasanlage. Galt der Motorbetrieb im Dauerbetrieb bei einer guten Gasreinigung bisher als ausgereift, so kommen jetzt durch den diskontinuierlichen Betrieb neue Herausforderungen (z. B. Fahrplantreue und häufiges Starten) hinzu. Der Biogasanlagenbau unterliegt weiterhin ständigen Veränderungen. Das betrifft die Verfahrens- und Anlagentechnik gleichermaßen. Aus diesem Grund ist eine sorgfältige Risikoanalyse weiterhin empfehlenswert.

15

Regelwerke und Vorschriften

Unfallverhütungsvorschriften der landwirtschaftlichen Berufsgenossenschaften VSG 1.1 VSG 1.4 VSG 2.1 VSG 2.2 VSG 2.8

„Allgemeine Vorschriften für Sicherheit und Gesundheitsschutz“ „Elektrische Anlagen und Betriebs­ mittel“ „Arbeitsstätten, bauliche Anlagen und Einrichtungen“ „Lagerstätten“ „Güllelagerung, Gruben, Kanäle und Brunnen“

Bezugsquelle: Die VSGen können bei der jeweils zuständigen landwirtschaftlichen Berufsgenossenschaft angefordert werden. Verordnungen: •• Verordnung über Sicherheit und Gesundheitsschutz bei der Bereitstellung von Arbeitsmitteln und deren Benutzung bei der Arbeit, über Sicherheit beim Betrieb überwachungsbedürftiger Anlagen und über die Organisation des betrieblichen Arbeitsschutzes (Betriebssicherheitsverordnung – BetrSichV). •• Verordnung des Ministeriums für Umwelt und Verkehr über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen und über Fachbetriebe (Anlagenverordnung wassergefährdender Stoffe – VAwS) in der Fassung der jeweiligen Bundesländer. •• Verordnungen zur Lagerung von wassergefährdenden Stoffen (März 2001) Vorschriften der gewerblichen Berufsgenossen schaften: BGV C 5 BGV D 2 BGR 104 BGR 133

-

„Abwassertechnische Anlagen“ „Arbeiten an Gasleitungen“ „Explosionsschutz - Regeln“ „Ausrüstung von Arbeitsstätten mit Feuerlöschern“

Quelle: Carl Heymanns Verlag KG, Luxemburger Str. 449, 50030 Köln

VII Biogas

DIN Normen DIN 2403 DIN 2470 (1)

DIN 3380 DIN 4102 DIN V 19 250

„Kennzeichnung von Rohrleitungen nach dem Durchflussstoff“ „Gasleitungen aus Stahlrohren mit zulässigen Betriebsdrücken bis 16 bar; Anforderungen an Rohrleitungsteile“ „Gas-Druckregelgeräte für Eingangsdrücke bis 100 bar“ „Brandverhalten von Baustoffen und Bauteilen“ „Leittechnik; Grundlegende Sicherheitsbetrachtungen für MSR-Schutzeinrichtungen“

Quelle: Beuth Verlag, Burggrafenstr. 6, 12623 Berlin

VDE-Bestimmungen DIN VDE 0100 „Errichten von Starkstromanlagen mit Nennspannungen bis 1000 V“ VDE 0165 Teil 1/EN 60 079-14 „Elektrische Betriebsmittel für gasexplosionsgefährdete Bereiche - Teil 14: Elektrische Anlagen in explosionsgefährdeten Bereichen (ausgenommen Grubenbau)“ VDE 0170/0171 „Elektrische Betriebsmittel für explosionsgefährdete Bereiche“ DIN 57 185/VDE 0185 „Blitzschutzanlage“ DIN/VDE 2180 Blatt 1 Sicherung von Anlagen der Verfahrenstechnik mit Mitteln der Prozessleittechnik (PLT) - Einführung, Begriffe, Erklärungen DIN/VDE 2180 Blatt 3 Sicherung von Anlagen der Verfahrenstechnik mit Mitteln der Prozessleittechnik (PLT) - Bauliche und installationstechnische Maßnahmen zur Funktionssicherung von PLT-Einrichtungen in Ausnahmezuständen

299

DIN/VDE 2180 Blatt 4 Sicherung von Anlagen der Verfahrenstechnik mit Mitteln der Prozessleittechnik (PLT) - Berechnungsmethoden für Zuverlässigkeitskenngrößen von PLT-Schutzeinrichtungen DIN/VDE 2180 Blatt 5 Sicherung von Anlagen der Verfahrenstechnik mit Mitteln der Prozessleittechnik (PLT) - Einsatz von sicherheitsgerichteten speicherprogrammierbaren Steuerungen Quelle: VDE-Verlag GmbH, Bismarckstr. 33, 10625 Berlin

300

VII Biogas

DVGW-Regelwerk

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G 600

(Ralph Stüttgen)

G 262 G 472

G 469 G 462 Teil 1

G 462 Teil 2

„Technische Regeln für Gas-Installa­ tionen DVGW-TRGI 1986/1996“ „Nutzung von Deponie-, Klär- und Biogasen“ „Gasleitungen bis 10 bar - Betriebsdruck aus Polyethylen (RE 80, PE 100 und PE-Xa) - Errichtung“ „Druckprüfverfahren für Leitungen und Anlagen der Gasversorgung“ „Errichtung von Gasleitungen bis 4 bar Betriebsüberdruck aus Stahl­ rohren „ „Gasleitungen aus Stahlrohren von mehr als 4 bar bis 16 bar Betriebsdruck; Errichtung“

Die Aufzählungen erheben keinen Anspruch auf Vollständigkeit.

Haftungsrisiken

Zu unterscheiden sind bei Biogasanlagen: •• kleinere baurechtlich genehmigten Anlagen aus der Landwirtschaft und •• groß dimensionierten Anlagen, die nach Bundesimmissionsschutzrecht genehmigt sind. Ein Haftpflicht-Schadenpotenzial für Biogasanlagen besteht in den Bereichen: •• Planungs- /Errichtungsrisiko Mangelhafte Planung (z.B. unterdimensioniertes Rührwerk oder Rohrleitungssystem) oder Errichtung (z.B. falsche Elektroverkabelung) führen oft erst bei Inbetriebnahme bzw. während der Betriebsphase der Anlage zu Schäden. •• Betriebsrisiko Das hauptsächliche Schadenpotenzial der Anlagenbetriebsphase sind Brand- und Explosionsereignisse sowie Leckagen im Bereich der Fermenter (Bioreaktor) und Gasspeicher. Während des Betriebs kann es zu Geruchs- oder Ammoniakemissionen oder zur Freisetzung von Mikroorganismen/Infektionserregern kommen. •• Produktrisiko Die Einspeisung der erzeugten Strom- oder Gasmenge ins Netzt des örtlichen Versorgungsunternehmens stellt gegenüber der Direktversorgung von Endkunden mit Wärme ein untergeordnetes Risiko dar. Ein weiteres Risiko ist die Abgabe der Gärreste als Düngemittel/Bodenverbesserungsstoff an landwirtschaftliche Betriebe. Das Risiko von Biogasanlagen wird wesentlich beeinflusst durch die Inputmaterialien, bauliche und technische Sicherheitseinrichtungen und kundigem Bedienungspersonal.

VII Biogas

17

Literaturverzeichnis

301

15. Lucke: Biogas-Diplomarbeit April 2002

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Biogas Journal Hrsg.: Fachverband Biogas

16. Schulz/Eder: Biogas Praxis, Verlag Ökobuch

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17. Weiland, P.: Grundlagen der Methangärung, VDIBerichte Nr. 1620, 2001

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Staiß: Jahrbuch Erneuerbare Energien 2001

4.

Fraunhofer ISET: Institutsbericht 2001

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Landesinitiative Zukunftsenergien NRW: Biomasse

6.

Landesinitiative Zukunftsenergien NRW: Grubengas

7.

Bundesverband d. Deutschen Zementindustrie/ Bauberatung Zement: Merkblatt „Beton für Behälter in Biogasanlagen“ u. a. Merkblätter

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Biomasse Info-Zentrum: Internet-Newsletter u. a. Quellen

18. Kaltschmitt, M./Merten, D.: Biogas als regenerative Energie im Energiesystem, VDI-Berichte Nr. 1620, 2001 19. Oesterschlink, B.: Biogas aus organischen Siedlungsabfällen, VDI-Berichte Nr. 1620, 2001 20. Mitterleitner: Stand der Technik bei Biogasan­ lagen 2000 21. Interessenverband Grubengas (IVG e. V.)/Fichtner: Markt- und Kostenentwicklung der Stromerzeugung aus Grubengas 2002 22. www.bhkw-infozentrum.de

9.

Borsig Energy: Biogas von A bis Z

10. Oechsner, H.: Entschwefelung von Biogas durch den Einsatz von Eisen-(II)-sulfat 11. Jenbacher: Wartungsvertrag und Wartungsplan sowie persönliches Gespräch 12. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Entwicklung der Erneuerbaren Energien, Stand Januar 2002 13. International Energy Agency: World Energy Outlook 2002 14. Amtsblatt der europäischen Gemeinschaften: Richtlinie 2001/77/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 27. September 2001 zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen im Elektrizitätsbinnenmarkt

23. Langnickel, U.: Innovative Biogas-Nutzungskonzepte – Einsatz von Klärgas in Brennstoffzellen, VDI-Berichte Nr. 1620, 2001 24. Herdin, G.: Stand der BHKW Technik im Vergleich zu Brennstoffzellen und Mikrogasturbinen VDIBerichte Nr. 1670, 2002 25. Weiland, P.: Notwendigkeit der Biogasaufbereitung, Gülzower Fachgespräche, Juni 2003 26. Rieger, C. et al.: Ergebnisse des Biogasmess­ programms zur Biogasqualität landwirtschaftlicher Kofermentationsanlagen, Gülzower Fachgespräche, Juni 2003 27. Ahrens, T./Weiland, P.: Biogasqualität bei Vergärung nachwachsender Rohstoffe, Gülzower Fachgespräche, Juni 2003 28. Schnell, H.-J.: Störstoffe im Biogas, Gülzower Fachgespräche, Juni 2003

302

29. Krieg & Fischer: Zur Trockenfermentation in der Landwirtschaft

43. Leitfaden Bioenergie (nachwachsende-rohstoffe.de)

30. Magazin „Neue Energie“

44. Gütekriterien für Biogasanlagen DIN 4631

31. Fichtner-Studie „Markt und Kostenentwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse“

45. Tagungsband: Biogasanlagen & Prüfungen und neueste Regelwerke / Entwicklungen am 20.09.2012 in Weimar (DAS-IB (Hrsg.)

32. Bremer Energie Institut: Untersuchung zur Aufbereitung von Biogas zur Erweiterung der Nutzungsmöglichkeiten, Gutachten für Bremer Energie-Konsens GmbH 33. Tagungsband „Biogas für alle“ - 2. Potsdamer Biogas Konferenz November 2003 34. Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. : Handreichung Biogasgewinnung und -nutzung 2004 35. Handreichung Biogasgewinnung und -nutzung 2004 36. Herdin, Jenbacher AG: Standesanalyse des Gasmotors im Vergleich zu den Zukunftstechniken (…) bei der Nutzung von aus Biomasse gewon­ nenen Kraftstoffen 37. Solarthemen, Verlag G. Bröer & A. Witt 38. Adolph: Monofermentation von Speiseresten (Dissertation) 39. GDV-Rundschreiben 1279/2003 „Schadenverhütung in landw. Biogasanlagen“ 40. VdS Schadenverhütung Druckstück 2010/200507 „Risikoorientierter Blitz- u. Überspannungsschutz“ 41. Handbuch der Sachversicherer Bestellnr. VdS 1400 CD: 2005-06 (02) 42. Besgen/Kempkens: Projekt Biogas Rheinland Abschlussbericht 2004

46. Tagungsband: 2. VDI-Fachkonferenz Bedarfs­ orienterte Stromerzeugung aus Biogas und Biomethan am 18./19.09.2012 in Mannheim

VIII Brennstoffzellen und Wasserstoff­ technologie

V Biomasse Titelbild: GDV Kapitelbildleiste: Fotolia

304

VIII Brennstoffzellen und Wasserstofftechnologie

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VIII Brennstoffzellen- und Wasserstofftechnologie 1

Brennstoffzellen

Eine Brennstoffzelle ist eine galvanische Zelle, die die chemische Reaktionsenergie eines kontinuierlich zugeführten Brennstoffes und eines Oxidationsmittels in elektrische Energie wandelt. Brennstoffzellen haben eine wechselvolle Entwicklung hinter sich. Die Markteinführung wird für einige Anwendungen in den Jahren 2013/14 erwartet. In dieser Zeit kommen sowohl Pkw als auch Hausheizung-BZ in nennenswerter Stückzahl auf den Markt. Unverändert gelten als Entwicklungsziele: •• •• •• •• ••

Verkleinerung der Systeme, Reduzierung der Kosten, Steigerung der Effizienz, drastische Verlängerung der Einsatzdauer Verringerung der Degradation.

Das potenzielle Anwendungsspektrum der Brennstoffzelle ist äußerst vielfältig. Neben Kleinbrennstoffzellen im 1 – 500-Watt Bereich, welche die Energieversorgung für portable Computer, Telekommunikationsgeräte oder Mobiltelefone bereitstellen, handelt es sich vor allem um Blockheizkraftwerke mit Modulen im Leistungsbereich von 200 – 300 kW zur Versorgung von Nahwärmenetzen oder Gebäudegruppen, Hotels und Krankenhäuser und um Kleinsysteme mit einer Leistung zwischen 1 und 5 kWel zur Einzelgebäudeversorgung. Zum Einsatz in Kraftwerken im 10- bis 100-MWel-Bereich gibt es ebenfalls eine Reihe von Vorschlägen. In Kombination mit Dampf- oder Gasturbinen sind prinzipiell hohe Stromwirkungsgrade erreichbar.

2

Brennstoffzelleneigenschaften

Zu den positiven Eigenschaften von Brennstoffzellensystemen gehören:

1. Stromerzeugung durch direkte elektrochemische Energiewandlung, nicht beschränkt durch den Carnot-Faktor im Gegensatz zur konventionellen Stromerzeugung im Wärmekraftwerk: chemische Energie ⇒ thermische Energie ⇒ kinetische Energie ⇒ elektrische Energie. 2. Hoher elektrischer Wirkungsgrad 3. Modularer Aufbau Der hohe Wirkungsgrad ist unabhängig von der Systemgröße einer Anlage. Die Emissionen sind vernachlässigbar und die einzigen Reaktionsprodukte sind Wasser und, bei Verwendung von fossilen Energieträgern, Kohlendioxid. Die zu erwartenden Vorteile für den Einsatz der Brennstoffzellen-Technologie in stationären und mobilen Systemen können folgendermaßen zusammengefasst werden: 1. Strategische Vorteile: •• Verminderung der Abhängigkeit von importierten Uran-, Rohöl- und Gasprodukten. Aufgrund der Flexibilität des eingesetzten Brennstoffes können sowohl fossile Primärenergieträger wie auch erneuerbare Sekundärenergieträger können verwendet werden. 2. Umweltfaktoren: •• Reduktion von Kohlendioxid (CO2), Schwefel­ oxiden (SOX) und Stickoxiden (NOX), •• Reduktion von Lärmquellen sowohl bei stationären als auch bei mobilen Systemen. 3. Wirtschaftliche/Soziale Faktoren: •• Durch den Einsatz von dezentralen Leistungseinheiten werden niedrigere Investitionskosten pro Projekt erzielt. Dies bringt Vorteile bei der Finanzplanung im Vergleich zu den traditionellen zentralen Großkraftwerken.

306

3

VIII Brennstoffzellen und Wasserstofftechnologie

Brennstoffzellenfunktion

Das Bauprinzip aller Brennstoffzellen ist grundsätzlich identisch: Eine Brennstoffzelle trennt die Gesamt­ reaktion von Wasserstoff mit Sauerstoff zu Wasser in zwei katalysierte Einzelreaktionen auf. Zwei Elektroden werden durch einen Elektrolyten oder eine Membran getrennt. An die eine Elektrode, die Anode, wird Wasserstoff oder ein wasserstoffreiches Gas herangeführt. Dort bilden sich durch Einsatz eines Katalysators positiv geladene Wasserstoff-Ionen.

Um höhere Spannungen und Leistungen erzielen zu können, schaltet man mehrere Zellen in Reihe u/o parallel zusammen. Wegen ihrer Stapelform wird diese Schaltung nach ihrem englischen Begriff „Stack“ benannt. Brennstoffzellen erzeugen – wie alle galvanischen Elemente – Gleichstrom.

4

Brennstoffzellen

4.1 Einteilung der Brennstoffzellen An der anderen Elektrode, der Kathode, entstehen aus Sauerstoff oder einem sauerstoffreichen Gas (Umge- Die Klassifikation von Brennstoffzellen kann nach verbungsluft) durch Einsatz eines Katalysators (z. B. Pla- schiedenen Gesichtspunkten vorgenommen werden. tin, Palladium) Sauerstoff-Ionen mit negativer Ladung. Die heute gebräuchliche Form ist die Bezeichnung Daraus resultiert eine elektrische Spannung zwischen nach der Art des Elektrolyten. den Elektroden. Die Elektronen fließen über einen äußeren Stromkreis und können dort Arbeit leisten, wäh- Übersicht der Brennstoffzellen rend der Ladungstransport in der Zelle durch die Bewegung ( FC = Fuel Cell, amerikanisch für Brennstoffzelle) von Ionen im Elektrolyten erBezeichnung KurzAmerikanische BetriebsElektrolyt Brennstoff folgt. Je nach System wanform Bezeichnung temperatur dern Hydroxid-Ionen, ProW = El. Wirkungstonen, Carbonat-Ionen oder grad Sauerstoff-Ionen durch den Polymerelektrolyt-BZ PEMFC 70 - 90 °C Polymer Wasserstoff Elektrolyten. (PEFC) Polymer Membran Für die Bruttoreaktion errechnet sich theoretisch unter Standardbedingungen eine Zellspannung von 1,23 Volt. Da in technischen Zellen Verluste zu berücksichtigen sind, ergeben sich praktisch Zellspannungen im Bereich von 0,6 bis 0,9 Volt (Ledjeff). Als ein guter Kompromiss zwischen steigender Stromstärke und absinkender Spannung hat sich ein Betrieb der Zelle bei Spannungen um etwa 0,7 Volt erwiesen.

Hochtemperatur-PEM

HT-PEM

Direkt-Methanol BZ Direkt-Ethanol BZ

DMFC DEFC

Phosphorsäure BZ

Electrolyte Membrane Fuel Cell W = 50 - 70 %

HT-PEM 130 - 180 °C

Polymer Membran

Wasserstoff

Direct Methanol / Ethanol Fuel Cell W = 40 %

60 - 130 °C

Polymer Membran

Methanol Ethanol

PAFC

Phosphoric Acid Fuel Cell W = 38 %

190 - 210 °C

Konzentrierte flüssige Phosphorsäure (H3PO4)

Wasserstoff, Erdgas, Biogas

Schmelzkarbonat BZ

MCFC

Monten Carbonate F.C. W = 48 %

620 - 660 °C

Lithium- u. Kaliumkarbonat (Li2CO3, K2CO3)

Erdgas, Methangas, Kohlegas, Wasserstoff

Alkalische BZ

AFC

Alkaline Fuel Cell W = 45 - 60 %

um 80 °C

30 - 35 % Kalilauge (KOH)

Wasserstoff und Sauerstoff

Festoxid BZ

SOFC

Sold Oxid Fuel Cell W = 47 %

500 - 1000 °C

Yttriumstabilisiertes Zirkonoxid (ZrO2/YO3)

Erdgas, Biogas (H2), Kohlegas

VIII Brennstoffzellen und Wasserstofftechnologie

4.1.1

Protonen-Austausch-Membran-Brennstoffzelle [engl. Polymer Electrolyte Fuel Cell, auch: Proton Exchange Membrane FC (PEM-FC); (PEFC)]

Bei der PEM-FC reagiert gasförmiger Wasserstoff mit einem auf einer gasdichten, aber Protonen leitenden Kunststoffmembran aufgebrachten Katalysator aus Platinpartikeln, Palladium oder einer Platin-Ruthenium-Legierungen. Dabei wird das Wasserstoffmolekül in seine positiv geladenen Wasserstoff-Ionen und zwei Elektronen getrennt. In die Membran sind Säuregruppen mit positiver Ladung eingebunden. Das positiv geladene Wasserstoff-Ion H+ (oder Proton) durchquert die Membran wegen des darin enthaltenen Überschusses an Ionen mit positiver Ladung. Die negativ geladenen Elektronen können nicht passieren. Es kommt zu einer Ladungstrennung, d. h. zu einer elektrischen Spannungsdifferenz zwischen Anode und Kathode. Die Elektronen umwandern die Mem­ brane und leisten dabei Arbeit. An der Kathode reagieren sie mit den Protonen und dem Luftsauerstoff, wiederum mit Hilfe eines Katalysators, zu Wasser. © Firma h-tec Wasserstoff-Energie-Systeme, Lübeck

307

Bei Laborversuchen wurde festgestell, dass schwefelhaltige Schadgase (SO2, H2S) schon bei Konzentrationen im ppB-Bereich die Brennstoffzelle irreversibel schädigen. Auch eine Belastung mit NOx führt zu einer irreversiblen Spannungsabnahme. Versuche haben gezeigt, da,s im Automobilen Bereich unbedingt Filter eingesetzt werden müssen. In weiteren Schritten sind auch die Schädigungsmechanismen anderer Schadgase noch zu untersuchen. Bei niedrigen Temperaturen reagiert das „Katalysatorgift“ CO mit dem Platinkatalysator der Brennstoffzelle, was meist zu seiner Zerstörung führt. Wird der Wasserstoff durch Dampfreformierung erzeugt, muss das dabei produzierte Kohlenmonoxid bis auf einen Gehalt von 5 mm) kommen Zyklonabscheider als erste Stufe infrage. Für eine Feinabscheidung müssen geeignete Filter benutzt werden, wobei je nach Anforderung an Durchsatz- und Reinheitsgrad Elektrofilter (Reststaubgehalt

322

VIII Brennstoffzellen und Wasserstofftechnologie

75 – 100 mg/Nm3), Schüttschichtfilter (Reststaubgehalt 50 mg/Nm3), Gewebefilter (Reststaubgehalt 10 mg/ Nm3) oder Kerzenfilter (Reststaubgehalt  100 °C) −− warmem (40 – 100 °C) −− oder Niedrigtemperaturwasser (25 – 40 °C) •• Thermalquellen (> 20 °C) * Aquifere sind wasserführende Schichten im Untergrund

Oberflächennahe geothermische Systeme (Temperaturbereich bis max. 25 °C, max. bis 400 m Tiefe): •• Erdkollektoren •• Erdwärmesonden •• Grundwasserbohrungen Weitere Nutzungsarten: •• •• •• •• ••

Tiefe Erdwärmesonden (ab 400 m Tiefe) Energiepfähle, erdberührte Betonbauteile Saisonale Speicherung Aquiferspeicher Grubenwärme, Tunnelwärme

2.1

Oberflächennahe Geothermie

Die mittlere Erdtemperatur nahe der Erdoberfläche schwankt in Deutschland jahreszeitlich zwischen 7 – 12 °C. Bei ca. 10 m Tiefe liegt sie fast konstant bei 10 °C. Mit zunehmender Tiefe nimmt die Temperatur dann um rd. 3 °C pro 100 m zu. Aber auch dafür bietet sich ein breites Anwendungsspektrum in kleinen und mittleren dezentralen Anlagen zur Bereitstellung von Wärmeenergie und Klimakälte für:

•• Ein- oder Mehrfamilienhäuser, Wohnblocks, Ge­ bäudegruppen •• Öffentliche Gebäude, Verwaltungen, Kranken­ häuser, Schulen •• Gewerbebetriebe usw. Die Nutzung oberflächennaher Geothermie ist in der VDI 4640 „Thermische Nutzung des Untergrunds“ geregelt. Da der Temperaturbereich zwischen 7 – 12 °C zum direkten Heizen zu gering ist, wird er mittels erdgekoppelter Wärmepumpen auf das benötigte Temperaturniveau (i. d. R. 35 – 55 °C) angehoben. Hierfür wird das immense Erdwärmepotenzial über Erdwärmekollektoren, Erdwärmesonden, Grundwasserbrunnen oder erdberührte Betonpfähle erschlossen. In Deutschland werden etwa die Hälfte der Wärmepumpen an Erdwärmesonden installiert, ca. 10 % nutzen Grundwasser. Die übrigen 40 % bedienen sich der Außenluft als Wärmequelle, sind somit nicht der Geothermie zuzurechnen. Durch einen Betrieb in umgekehrter Richtung kann im Sommer auch Kälte bereitgestellt werden. In Deutschland waren 2011 etwa 270.000 Anlagen der oberflächennahen Geothermie installiert. In wenigen Fällen sind Probleme aufgetreten. Herausragendes Ereignis war die Katastrophe von Staufen. Hier traten im Jahr 2008 nach dem Abteufen mehrerer Erdwärmesonden Hebungen von bis zu 20 cm im bebauten Stadtgebiet auf, die zu Rissen und Schiefstellungen an Gebäuden führten. Über 200 Häuser wurden dabei beschädigt. Die Ursache war eine Reaktion von Wasser mit Anhydrit. Durch die Umwandlung von Anhydrit zu Gips nimmt das Gestein Kristallwasser auf, wodurch es an Volumen zunimmt und die Tagesoberfläche deformiert wird. Dadurch entstanden Risse an den betroffenen Häusern. Das Problem des Aufquellens von Anhydrit bei der Umwandlung zu Gips ist aus dem Tunnelbau und dem Tiefbau bekannt.

IX Geothermie

2.1.1

337

Arbeitsprinzipien von Wärmepumpen

Generell kann eine Wärmepumpe als ein Aggregat bezeichnet werden, das Wärme auf einem niedrigen Temperaturniveau aufnimmt und unter Hinzunahme von Antriebsenergie (mechanische Energie oder höhere Temperaturen) Wärme auf einem höheren, nutzbaren Temperaturniveau abgibt. Damit eignet sich eine Wärmepumpe grundsätzlich für die Nutzung oberflächennaher Geothermie zu Heizzwecken; Wärme wird aus der Erde bei Temperaturen von etwa -5 °C bis +10 °C gewonnen und mit ca. 35 – 55 °C an die Heizung abgegeben. Je niedriger dabei der Temperaturhub ist (z. B. 0 °C auf 35 °C), desto weniger Antriebsenergie wird benötigt und desto besser ist die Energieeffizienz.

Quelle: www.geothermie.de

2.1.2 In der Praxis sieht der Arbeitsmittelkreislauf folgendermaßen aus: Durch Wärmezufuhr auf niedrigem Temperaturniveau wird ein Medium mit tiefem Siedepunkt verdampft, die gasförmige Phase dann in einem Kompressor verdichtet (in der Praxis bis > 20 bar) und dadurch erhitzt. Unter hohem Druck stehend, gibt das Arbeitsmittel seine Wärme zur Nutzung ab (Heizungswasser, Luftstrom) und kondensiert dabei. Durch ein Drosselorgan (Kapillarrohr, Expansionsventil) tritt das Arbeitmittel wieder in den Teilkreislauf mit geringem Druck ein und wird wiederum dem Verdampfer zugeführt. Für den Antrieb von Wärmepumpenkompressoren werden überwiegend Elektromotore eingesetzt. Bei größeren Einheiten (> 100 kW Heizleistung) stehen auch Wärmepumpen zur Verfügung, deren Kompressor durch einen Gas- oder Dieselmotor angetrieben wird. Im kleinen Leistungsbereich gibt es entsprechende Aggregate als Luft-Luft-Wärmepumpen in Japan und den USA, in Europa hat die Entwicklung noch nicht zu Serienprodukten geführt. Bei verbrennungsmotorisch angetriebenen Kompressionswärmepumpen lassen sich auch die Abwärme der Motorkühlung und ggf. die Abgase als Heizenergie nutzen. Anlagen, bei denen ein Aggregat zur Kraft-Wärme-Kopplung den Strom für eine elektrisch angetriebene Wärmepumpe liefert (Beispiele existieren u. a. in der Schweiz), könnte man als verbrennungsmotorisch angetriebene Wärmepumpe mit elektrischer Kraftübertragung bezeichnen.

Grundwasserwärmepumpen

Abhängig vom Standort lässt sich Grundwasser über Brunnen entnehmen und direkt zur Wärmepumpe bringen. Es muss jedoch wieder in den Untergrund eingeleitet werden, sodass neben Förderbrunnen auch Schluckbrunnen einzurichten sind. Grundwasserwärmepumpen können relativ hohe Wärmequellentemperaturen nutzen und vermeiden Wärmetauscherverluste im Untergrund. Das wirkt sich günstig auf die Jahresarbeitszahlen aus. Bei größeren Anlagen sind diese Systeme daher Erdwärmesonden wirtschaftlich überlegen.

Quelle: www.geothermie.de © Stiebel Eltron GmbH & Co

338

2.1.3

IX Geothermie

Erdwärmekollektoren

Erdwärmekollektoren werden horizontal - ähnlich wie eine Fußbodenheizung  –  normalerweise in 80 – 160 cm Tiefe verlegt. Durch das geschlossene Rohrsystem zirkuliert ein Wasser-Glykol-Gemisch als Wärmeträger. Die durch Sonne und Regen ins Erdreich eingebrachte Wärme wird über das Trägermedium entnommen und der Wärmepumpe zugeführt.

sehr wartungsarm. Kosten für Schornsteinfeger und Emissionswertprüfung fallen nicht an. Eine baurechtliche Genehmigung ist nicht erforderlich, da nicht tief gebohrt werden muss. Im Vorfeld sollten aber Untersuchungen zur Bodenbeschaffenheit gemacht werden, da sich nicht jeder Untergrund für eine geothermische Nutzung eignet. Erdwärmekollektoren unterliegen den an der Oberfläche herrschenden Witterungseinflüssen. Eine Wärmepumpe ist bei Kopplung an einen Erdwärmekollektor daher gezwungen, in Zeiten größten Wärmebedarfs mit besonders ungünstigen Wärmequellentemperaturen auszukommen. 2.1.4

Erdwärmesonden (EWS)

Erdwärmesonden sind die in Mittel- und Nordeuropa verbreitesten Anlagentypen. Ihr Flächenbedarf ist gering und sie nutzen ein konstantes Temperaturniveau. Es handelt sich bei Erdwärmesonden um senkrechte oder schräge Bohrungen, bei einem Ein- bzw. Zweifamilienhaus sind diese in der Regel nicht tiefer als 100 m.

Quelle: www.geothermie.de © Bartl Wärmepumpen

Um Erdwärmekollektoren nutzen zu können, ist eine ausreichend große Fläche erforderlich (für ein Einfamilienhaus etwa eine Grundfläche von 200 bis 250 m²). Der Vorteil von Erdwärmekollektoren gegenüber Erdwärmesonden besteht im deutlich geringeren Investitionsaufwand. Bei einem durchschnittlichen Einfamilienhaus (Neubau, 150 m², 15.000 kWh/a) fallen laut Bundesverband Wärmepumpe (BWP) für die Installation der Erdwärmekollektoren Kosten in Höhe von etwa 3.000 Euro an. Hinzu kommen etwa 8.000 Euro für die Wärmepumpe (ohne Verteilersystem: Heizkreise, Heizkörper). Die jährlichen Stromkosten belaufen sich auf rd. 450 Euro - da die Wärmepumpe Strom benötigt. Kollektoren und Wärmepumpe sind zudem

Quelle: www.geothermie.de © Stiebel El

IX Geothermie

Im Vorfeld der Bohrung ist eine genaue Planung bezüglich der Dimensionierung und Bodenbeschaffenheit notwendig. Je nach Bodenklasse speichert der Untergrund entweder viel Wärme und kann dadurch auch viel abgeben, oder aber das Gegenteil ist der Fall.

339

Zusätzliche Bohr- oder Verlegearbeiten, wie etwa bei Erdwärmekollektoren oder Erdwärmesonden fallen nicht an.

Bei einer Bohrtiefe bis 100 m muss eine wasserrechtliche Genehmigung seitens der Unteren Wasserbehörden vorliegen. Bei einer Bohrtiefe ab 100 m ist eine bergrechtliche Genehmigung nötig. In das Bohrloch werden zwei Kunststoffrohre eingebracht. In ihnen zirkuliert eine Wärmeträgerflüssigkeit, die die Wärme aus dem umgebenden Erdreich aufnimmt und an eine Wärmepumpe weiterleitet. Die Anschaffungs- und Installationskosten von rd. 15.000 Euro für eine Erdwärmesonde plus Wärmepumpe (ohne Verteilersystem: Heizkreise, Heizkörper) sind höher als bei dem System der Erdwärmekollektoren. Nach Angaben des Bundesverbandes Wärmepumpe (BWP) fallen bei einem durchschnittlichen Einfamilienhaus mit Fußbodenheizung und Warmwasserbereitung (Neubau, 150 m², 15.000 kWh/a) jährlich Stromkosten von rund 400 Euro an. Besonders effizient arbeiten Erdwärmesonden im Winter, da die Temperatur im Erdreich ab einer Tiefe von rd. 10 m ganzjährig nahezu konstant ist. 2.1.5

Erdberührte Betonbauteile, Energiepfähle

Betonbauteile lassen sich nicht nur als tragendes oder architektonisches Element einsetzen. Als Schlagwort für diese Technologie hat sich der Begriff „Energiepfahl“ durchgesetzt. Er rührt aus der Nutzung von Gründungspfählen zu Heizzwecken her. Grundsätzlich lässt sich jedoch jede erdberührte Betonfläche entsprechend einrichten. Der Einbau der Wärmetauscher kann nur im Rahmen der Errichtung des Bauwerks selbst erfolgen. Eine Nachrüstung bereits vorhandener Betonflächen ist nicht möglich. Der Mehraufwand, die in Frage kommenden Bauteile als Wärmequelle zu nutzen, ist relativ gering. Der wirtschaftliche Vorteil ergibt sich vor allem daraus, dass nur solche Bauteile herangezogen werden, die aus statischen Gründen sowieso errichtet werden müssen.

Quelle: www.geothermie.de © Ingenieurbüro Lippurner & Partner AG, CH-9472 Grabs

Energiepfähle (1), Pfahlanschlussleitung (2) Sammelkästen = Pfahlanschlüsse (3) Hauptleitung (4), Kältezentrale (5)

Als Wärmetauscher werden i. d. R. flexible Kunststoffrohre verwendet. Bei Fertig- und Ortbetonpfählen werden diese noch vor dem Versetzen des Pfahles an der Armierung befestigt und in Beton eingegossen. Bei Schleuderbetonpfählen hingegen werden erst nachträglich U-Rohrschlaufen in den Hohlraum des Pfahles eingeführt und die Zwischenräume mit einem gut wärmeleitfähigen Stütz- oder Füllmaterial aufgefüllt. Grundsätzlich können alle erdberührten Betonteile zur Energiegewinnung genutzt werden, also auch Schlitzund Stützwände. Bei all diesen Fundationsarten wird das Rohrsystem über einen Wasserkreislauf  –  mit Zwischenschaltung einer Wärmepumpe  –  an das Heiz- respektive Kühlsystem des Gebäudes angeschlossen. Dadurch wird das Erdreich unterhalb des Gebäudes im Winter als natürlicher Wärmelieferant genutzt. Im Sommer sind solche Systeme zudem für Prozesskühlung und sanfte Klimatisierung einsetzbar. In diesem Fall wird Wärme aus dem Bauobjekt in das Erdreich abgeführt und für eine Winternutzung gespeichert.

340

IX Geothermie

Besonders günstig bezüglich Energiekosten sind der Kühlbetrieb und dessen Kombination mit der Heizung. Der Betrieb ist nach sorgfältiger Planung und Ausführung praktisch wartungsfrei. Worauf ist bei der Planung von Energiepfahlsystemen zu achten?

Wärmetauscher entzogen und über einen sekundären Kreislauf an den Verbraucher abgegeben.

•• Bei der Baugrunduntersuchung sollten neben den bodenmechanischen Parametern auch die energetisch relevanten geologischen und hydro-geologischen Kennwerte erfasst werden. Nachträgliche Untersuchungen sind sehr kostenaufwändig. •• Da Energiepfähle in der ersten Bauphase installiert werden, ist zu deren Auslegung bereits in einer frühen Projektphase auch das Energiekonzept festzulegen.

Quelle: www.geothermie.de

Prinzip des Aufbaus eines Thermalwasserkreislaufes für hochsa­­ linare Wässer mit den Komponenten Förderbohrung (1), Förderpumpe (2), Förderleitung (3), Wärmeüberträger (4), Injektionsbohrung

•• Der Energiepfahl darf nicht unter der Frostgrenze betrieben werden, da jede Eisbildung an der Pfahloberfläche dessen Standfestigkeit im Erdreich reduziert. Die gesamte erdberührte Gebäudehülle und alle freiliegenden Leitungen des Energiepfahlsystems benötigen eine Wärmedämmung, ansonsten kann es zu erheblichen Wärme- und Kälteverlusten sowie im Sommer zur Bildung von Kondenswasser in Kellerräumlichkeiten kommen. 2.2

(5), Filtereinrichtungen (6), Inertgas- (7) und Druckhaltungssystem (8) Slopgruben (9) sowie Heiznetz (10).

Tiefe Geothermieprojekte werden zur Wärmeversorgung oder zur Erzeugung von elektrischer Energie eingesetzt. Die 20 bis Ende 2011 realisierten Projekte mit einer Wärmeleistung von ca. 200 MW  –  davon 5 Anlagen mit Stromerzeugung und einer elektrischen Leistung von ca. 7,5 MW  –  befinden sich zum größten Teil im süddeutschen Molassebecken sowie im Norddeutschen Becken und im Oberrheingraben.

Prinzip der hydrothermalen Nutzung 2.2.1

Das allgemeine Prinzip der hydrothermalen Nutzung beruht darauf, dass das in tieferen Schichten vorhandene Thermalwasser über eine Bohrung an die Erdoberfläche gefördert (Förderbohrung) und nach dem Wärmeentzug über eine zweite Bohrung (Injektionsbohrung) wieder in die Entnahmeschicht verbracht (Doublettenprinzip) wird. Die in der Regel erforderliche Zurückführung der Wässer in den Untergrund dient einerseits der Aufrechterhaltung des hydraulischen Regimes, andererseits können vor allem hochmineralisierte Wässer aus Gründen des Umweltschutzes nicht oberirdisch abgeleitet werden. Der Wasserkreislauf zwischen Förder- und Injektionsbohrung wird als geschlossener Primärkreislauf betrieben. Die Wärme wird dem Thermalwasser über

Projektierung einer hydrothermalen Anlage

Bei der Entwickung von Tiefengeothermieprojekten muss schon in einer frühen Planungsphase ein Konzept zur Geothermie-Nutzung, wie z. B. Zielhorizont, Erschließungsart, Stromgewinnung, Wärme- / Kältegewinnung erstellt werden. Ein Überblick über sämtliche notwendigen Verfahrensschritte von der Planung bis zur Inbetriebnahme des Kraftwerks bzw. einer Fernwärmeversorgung sind zwingende Voraussetzung. Grundsätzlich ist die vorhandene Geologie für den Erfolg eines Geothermie-Projekts von entscheidender Bedeutung (→ die Projektierung folgt den geologischen Anforderungen).

IX Geothermie

Der Grundstein für den Projekterfolg wird daher i. W. in der Prospektions- und Explorationsphase gelegt. Die Prospektionsphase beinhaltet die systematische Suche nach vorhandenen Lagerstätten oder Reservoirs durch geeignete Untergrunderkundungen (z. B. Datenerhebung durch 3D-Seismiken, Geophysik, bereits bekannte Bohrungen, usw.) und fundierte wissenschaftliche Auswertung der gewonnenen Daten, um einen geeigneten Explorationsstandort zu erhalten. Während der Explorationsphase (lokale Erkundung und Erschließung von Lagerstätten) werden u. a. planerisch das Vorhandensein von Speicherhorizonten, Untergrundtemperaturen und zuletzt die Bohrlandepunkte, der optimale Bohrstandort sowie die Bohrpfade festgelegt. Zu den notwendigen Planungsschritten gehören u. a.: I

Vorstudie, wie •• Zielstellung •• Ermittlung geowissenschaftlicher Grundlagen, insbesondere geologische Schnitte durch das Untersuchungsgebiet, Interpretation seismischer Profile •• Tiefenlage der wasserführenden Schichten •• technisches Grobkonzept der Geothermieanlage •• Erschließungsvarianten (Dublette, Entfernung der Bohrungen zueinander, Ablenkungen) •• Kostenschätzung

II

Machbarkeitsstudie, wie •• Feinkonzept zur Vorstudie •• Investitionskosten, Betriebskosten, Wirtschaftlichkeitsberechnung •• Risikoanalyse (bohrtechnisches Risiko, seismisches Risiko, Fündigkeitsrisiko e. t. c.) •• Projektablaufplan

III

341

Exploration, wie •• Beauftragung eines Planungsbüros •• Beantragung eines Erlaubnisfeldes bei der Bergbehörde •• Bohrkonzeption und Durchführung der Bohrung, ggfs. Stimulationsmaßnahmen

IV

Erschließung, wie •• Errichtung der Übertageanlagen •• Produktion

2.2.2

Bohrablauf

Geothermische Bohrungen sind gegenwärtig weitgehend von den Entwicklungen in der Erdölindustrie abhängig. Wegen der vergleichsweise geringen Anzahl geothermischer Bohrungen waren umfangreiche und speziell auf die Geothermie zugeschnittene Entwicklungen der Bohrtechnik bisher nicht realisierbar. Die Lage änderte sich jedoch mit Aufnahme der geothermischen Stromerzeugung in das Erneuerbare-Energien-Gesetz, aus der sich auch eine neue Marktsituation für die Tiefbohrindustrie aufbaut. So können nun technische Innovationen zum Tragen kommen, deren Realisierung bislang durch die Marktsituation nicht umgesetzt werden konnte. Die wichtigste Neuerung der letzten Jahrzehnte ist das gerichtete Bohren. Hierbei lenken Steuermodule Bohrmeißel und Bohrstrang in die gewünschte Richtung. Mit dieser Technologie können Förder- und Injektionsbohrung von einem Bohrplatz aus durchgeführt werden, wobei der erforderliche Abstand zwischen den Bohrungen durch Ablenkung Untertage aufgebaut wird. Die bohrtechnische Erschließung des Untergrundes ist bei der Tiefengeothermie weitaus komplexer als bei der oberflächennahen Geothermie, denn eine solche Bohrung ist im Durchmesser größer, dringt tiefer vor und hat andere Umgebungsbedingungen wie Druck, Wärme und Härte. Diese Problemstellungen führten zur Entwicklung verschiedener Bohrtechniken. Die gebräuchlichste Form ist heute das Rotary-Verfahren.

342

IX Geothermie

2.2.2.1

Rotary-Bohrverfahren

Beim Rotary-Verfahren wird ein Bohrmeißel mittels eines elektrischen Motors in Bewegung gesetzt. Die Drehmomentübertragung erfolgt über eine hohle Mitnehmerstange, die den Antrieb mit dem Meißel verbindet. Während des Bohrfortschrittes wird die Mitnehmerstange stetig verlängert. Der Meißel, der bei der Arbeit stumpf und unbrauchbar wird, muss ausgewechselt werden können. Um die Haltbarkeit zu verlängern, muss der Meißel gekühlt werden. Um das Bohrklein aus dem Bohrloch zu entfernen, wird in das hohle Bohrgestänge eine Flüssigkeit gepresst. Um nicht ständig neues Spülmittel nachzupumpen, wird die Bohrspülung, wenn diese Übertage mitsamt Bohrklein angelangt ist, gereinigt und wiederverwendet. 2.2.2.2

Spülmitteleinsatz

Bohrspülungen dienen während des Bohrvorgangs dem Austrag des erbohrten Bodenmaterials (Bohrklein) aus dem Arbeitsbereich des Meißels. Im Weiteren muss eine Stützfunktion auf die Bohrlochwand übernommen werden, um dem Gebirgsdruck entgegenzuwirken. Dazu wird die zum Einsatz kommende Spülflüssigkeit speziell auf die zu durchbohrende Geologie abgestimmt, indem das spezifische Gewicht und die Zusammensetzung verändert werden. In der Regel kommt dazu eine Wasser basierte Spülung (Suspension) mit verschiedensten mineralischen oder polymeren Zusätzen, wie z. B. Tonsuspensionen oder Betonit, zur Anwendung. Ohne die stützende Wirkung würden lockere Gesteinsschichten in die Bohrung gedrückt, was den Bohrfortschritt behindert oder gar blockiert. Weiterhin könnte das unter hohem Druck stehende Spülmittel in poröse, oder gar (trink-)wasserführende Schichten eindringen. Damit dies vermieden wird, muss die Spülflüssigkeit durch geeignete Zusätze „verdickt“ werden. 2.2.2.3

Verrohrung bis zum Entnahmepunkt

Die „Stützfunktion“ der Spülung reicht mit zunehmender Bohrtiefe nicht mehr aus, um die Stabilität

der Bohrlochwand zu gewährleisten. Folglich muss das Bohrloch in gewissen Abständen gegen Einsturz durch die Einbringung von Stahlrohren (sog. Casings) abgesichert werden. Gleichzeitig erreicht man damit einen Torsionsschutz  –  quasi ein verlängertes Bohrfutter. Mit zunehmender Tiefe reduziert sich der Durchmesser der Casings teleskopartig. Mit unterschiedlicher Tiefe haben die Rohre nicht nur unterschiedliche Rohrdurchmesser, sondern auch dem jeweiligen Durchmesser entsprechende Aufgaben. Der Durchmesser steht wiederum in Abhängigkeit zur endgültigen Teufe. Insofern kann eine Bohrung gemäß ihrer Verrohrung grob in folgende Abschnitte unterteilen: Standrohr Das Standrohr bildet den ersten Teil der Bohrung und hat von allen Casings den größten Durchmesser, z. B. ein 20“-Rohr, das bis in eine Tiefe von ca. 40 m eingebaut wird. Die Aufgabe besteht zunächst darin, eine grundlegende Bohrführung für das Bohrgestänge einzurichten und den Bohrturm vor Unterspülung zu schützen. In aller Regel wird das Standrohr in den Untergrund gerammt. Das Standrohr wird  –  wie alle folgenden Rohre auch  –  im Anschluss mit der Bohraußenwand verbunden, indem von unten Zement in den Zwischenraum von Bohrwand und Rohr (der sog. Ringraum) eingepresst wird. Ankerrohrtour Nach dem Setzen des Standrohres wird der zementierte Boden des Standrohres mit einem kleineren Durchmesser, z. B. 17½“, durchbohrt und weiter abgeteuft. Die Ankerrohrtour „verankert“ gleichsam das Bohrgestänge über einen Blow-out-Preventer (BOP) mit dem Antrieb. Der BOP ist notwendig, damit plötzliche Gasaustritte vermieden werden. Des Weiteren werden durch die Ankerrohrtour die tiefer gelegenen Trinkwasserhorizonte geschützt. Arbeitsrohrtour Bei der Arbeitsrohrtour handelt es sich um den Hauptteil des Bohrungsaufbaus, in dem die Bohrarbeiten bis zum Zielhorizont ausgeführt werden. Die Arbeitsrohrtour sichert die abgeteufte Bohrung gegen Einsturz. Bei Richtbohrarbeiten dient sie zudem dazu, die

IX Geothermie

Schleiflasten am Ablenkpunkt aufzunehmen. Mit dem Ende der Arbeitsrohrtour wird der Meißel durch den Zielhorizont vorangetrieben und dient damit als Produktionsrohrtour. Im Weiteren können die Bohrarbeiten durch Stimulation des Zielhorizontes ergänzt werden, wenn die Zuflussrate unmittelbar nach dem Bohren nicht den Erwartungen entspricht oder wenn ein folgender Pumpversuch unbefriedigende Förderraten nachweist.

343

Bohrlochkomplettierung Die Bohrlochkomplettierung im unteren Bereich kann in Abhängigkeit der geologischen Bedingungen in zwei Varianten erfolgen. Die erste Variante  –  die sog. Open-Hole-Komplettierung  –  kommt dann zum Einsatz, wenn der Förderhorizont bezüglich seiner petrophysikalischen Eigenschaften relativ stabil ist, wie z. B. im Granit. Dann erfolgt keine Komplettierung der Bohrung bzw. kein Rohreinbau. Ist dagegen der Förderhorizont brüchig oder instabil, wird der Förderbereich verrohrt. Um Thermalwasser fördern zu können, werden die Rohre  –  auch Liner genannt  –  mit Schlitzen versehen und freihängend von der Arbeitsrohrtour mittels Packer abgehängt. Bei dieser Art der Komplettierung notwendig, spricht man von einer Cased-Hole-Komplettierung. 2.2.2.4

Bohrlochmessungen

Bohrlochmessungen sind notwendig, um die jeweiligen geophysikalischen Parameter wie Dichte/Porosität, tektonisches Spannungsverhalten u. a. zu lokalisieren und zu bestimmen. Neben diesen wichtigen Daten liefern Bohrlochmessungen Aufschluss über die korrekte Durchführung der Bohrarbeiten (Neigung der Bohrung) sowie Festigkeit und Stärke der Zementierungen. Weiterhin können Bohrlochmessungen unterteilt werden in Messungen während des Bohrfortschritts (MWD = Measurement While Drilling, MudLogging) und Messungen nach dem Erreichen des Zielhorizontes. Measurement While Drilling (MWD) MWD nutzt eine Messsonde hinter dem Bohrmeißel, mit der während des Bohrens verschiedene Messungen durchgeführt werden können. Für eine Geothermiebohrung lohnt sich ihr Einsatz insofern, als dass bei einer Richtbohrung der Verlauf der Bohrung geortet werden kann, indem ein Druckimpuls  –  ähnlich den seismischen Verfahren  –  in die Spülflüssigkeit gegeben wird, der am Bohrkopf aufgenommen wird. Durch computerunterstützte Berechnung lässt sich ermitteln, wo sich der Meißel im dreidimensionalen Gebirgsraum befindet.

344

IX Geothermie

2.2.3

Mud-Logging Das Mud-Logging ist eine Untersuchungsmethode, mit der die erzielte Teufe ermittelt werden kann, auch wenn die eigentliche Messung bzw. Entnahme oberirdisch erfolgt. Mud-Logging ist eine Untersuchung des ausgespülten Bohrkleins. Dazu wird in gewissen zeitlichen Abständen eine Bohrkleinprobe entnommen und mikroskopisch untersucht. Mit Hilfe einer Analyse der in dem Bohrklein enthaltenen fossilen Einlagerungen und Bestandteile kann ein grobes geologisches Schichtenverzeichnis erstellt werden, aus dem auf die erbohrte Teufe zu schließen ist. 2.2.2.5

Stimulationsmaßnahmen

Nach Bohrung und Bohrlochmessungen stehen die hydrothermalen Parameter vorläufig fest. Falls die Parameter nicht den Erwartungen gemäß der geologischen Machbarkeitsstudie entsprechen, werden zur Verbesserung Stimulationsverfahren (Fracking) eingesetzt. Ein häufig angewandtes Verfahren im Molassebecken ist die Säurestimulation. Bei diesem Verfahren wird eine hochkonzentrierte Säure in die erbohrten Zielhorizonte injiziert, um das anstehende Mineral zu lösen und aufzubrechen. Dabei werden reine Salz-, Zitronenoder Essigsäure oder Mixturen dieser Säuren miteinander in das Bohrloch eingepresst. Mit der Säurestimulation erzielt man erhebliche Produktionssteigerungen in kalkhaltigen Lagerstätten.

Risiken der Bohrtechnik

Es gibt kaum eine geothermische Tiefbohrung, die nicht unter erschwerten Bedingungen abgeteuft wird. Da die geologischen Bedingungen lokal verschieden sind, gibt es keine „Standartroutine“, um Tiefbohrungen bohrtechnisch zu bewältigen. Zur Bohrtechnik zählen die Bohrungsart (Richtbohrung), das Bohrgestänge, der Einsatz von verschiedenen Werkzeugen, die in das Bohrloch eingebracht werden, sowie die Spülungszusammensetzung und die Ringraumzementation. Alle bohrtechnischen Einrichtungen müssen individuellen auf alle geologischen Gegebenheiten angepasst werden, um optimal die Zielteufe zu erreichen. Die technologischen Risiken können z. B. darin liegen, dass bei einer Richtbohrung die Ablenkung in einer ungünstigen Gesteinsformation erfolgt. Dies kann in einem instabilen Bereich zu Bohrspülungsverlusten und in zu massiven harten Bereichen zu Winkelabweichungen führen. Alles hat zum Resultat, dass der Bohrfortschritt nicht den geplanten Erwartungen entspricht. Es kommt zu Verzögerungen und folglich zu einer Kostenerhöhung. Weiterhin kann der Umlenkdruck am Umlenkpunkt zum „Auskavernen“ des Gesteins führen, wodurch ein späterer Rohreinbau erschwert wird und sich beim späteren Betrieb eine latente Schwachstelle bildet, weil es hier an seitlichem Halt fehlt. Als weiteres technologisches Risiko ist der Bruch des Bohrgestänges aufgrund eines überhöhten Torsionsdruckes zu nennen. Dadurch kann eine Kettenreaktion im Bohrloch eintreten und im schlimmsten Fall die unverrohrte Bohrwand teilweise einstürzen, sodass es passieren kann, dass oberhalb des Einsturzbereiches die Bohrung seitlich abgelenkt werden muss und parallel zur bereits abgeteuften, zugeschütteten Bohrung weitergeführt wird. So fallen Zeitverzug und erhebliche Kostenerhöhung gleichermaßen an. Eine den geologischen Bedingungen nicht adäquate Meißelplanung kann zu zweierlei Auswirkungen führen. Zum einen kann ein falscher Meißeleinsatz den Peripheriebereich der Bohrung (Bohrwand) strukturell so

IX Geothermie

schädigen, dass die Stabilität nicht mehr gewährleistet ist. Dadurch kann die Bohrwand einstürzen und den unteren Bohrbereich zuschütten, sodass nachfolgend der Bohrkopf feststeckt und der weiterlaufende obertägige Antrieb durch die Torsionskraft das Gestänge abschert. Zum anderen kann eine falsche Meißelwahl zur schnelleren Abnutzung und damit zu häufigem Auswechseln führen. Es sind Verzögerungen im Bohrfortschritt und eine erhebliche Kostensteigerung vorprogrammiert. Weiterhin bildet die falsche Zusammensetzung der Spülflüssigkeit ein technologisches Risiko. Es besteht die Gefahr, dass die Spülflüssigkeit nicht ausreichend thixotrop ist, sodass die Stabilität z. B. während eines Werkzeugwechsels nicht gewährleistet ist und das Bohrloch im unverrohrten Bereich kollabiert. Auch die Zusammensetzung des Ringraumzementes kann sich nachteilig auswirken. So kann die Zementierung nicht wie gewünscht aushärten, sodass Rohrtouren stellenweise unzureichend hinterfüllt sind. In diesen Bereichen können die radialen und axialen Gebirgskräfte auf das Rohr nicht nachhaltig aufgenommen werden. Die Folgen im späteren Betrieb sind Ermüdungserscheinungen sowie die Undichtigkeit im hydraulischen und pneumatischen Sinne. Der Risikobereich, der zwischen Geologie und Bohrtechnik liegt, ist der, dass der Bohrfortschritt zu langsam erfolgt. In Kombination mit dem seitlich auf die Bohrung einwirkenden Gebirgsdruck kann es zur Verformung des noch unverrohrten Bohrloches kommen, sodass die Form eines Ovals entsteht. Sofern alle Fangmethoden versagen, kann der Bohrkopf nicht mehr gezogen werden. In der Folge muss die Bohrung sektional aufgegeben werden, der Bohrkopf abgetrennt, das Bohrloch teilverfüllt (Zementiert) und oberhalb des Bereiches wieder seitlich abgelenkt werden. Fangarbeiten, um Bohrequipment oder Messwerkzeuge zu bergen, sind aufwendig und kostspielig. Die Kosten für das Vorhalten eines Bohrgerätes einschl. Bohrmannschaft belaufen sich auf ca. 50.000 EUR­ pro Tag. Der Aufwand für Fangarbeiten kann schnell

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1Mio. EUR übersteigen. Ein möglicherweise erforderlicher Sidetrack kann nochmals in gleicher Größernordnung zu Buche schlagen. Der Verlust von hochempfindlichen Meßwerkzeugen kann den Aufwand um weitere 1 Mio. EUR erhöhen. 2.2.4

Das Fündigkeitsrisiko

Das Fündigkeitsrisiko, d. h. die Frage nach der Eintrittswahrscheinlichkeit der prognostizierten Werte für Temperatur und Menge des Thermalwasser, hat einen entscheidenden Einfluss auf die Investitionsbereitschaft in geothermische Projekte. Mit steigendem Erkundungsumfang sinkt in aller Regel das Fündigkeitsrisiko. Dabei ist weniger die Temperaturvorhersage für einen definierten Zielhorizont problematisch, sondern die Aussage zu potenziellen Förderraten. Bei den hohen Bohrkosten ist dieses Risiko erheblich. Bestimmend sind die zu erzielenden Parameter Massenstrom, Temperatur und Nachhaltigkeit bzw. Dauer der möglichen Nutzung. Ein bisher diskutierter Ansatz, dieses Risiko finanziell abzusichern, ist ein staatlich initiierter Versicherungsfonds. Dieser soll die Zeit überbrücken, bis verwertbare statistische Daten vorliegen und das Risiko damit für die Versicherungswirtschaft „berechenbar“ machen. Nicht unter den möglichen Versicherungsschutz fallen geologische und technische Risiken. Die Munich Re hat jedoch bereits im Fall des Geothermie-Projektes Unterhaching ein „versicherungstechnisches Pilotprojekt“ gewagt, indem sie die europaweit erste privatwirtschaftliche Fündigkeitsversicherung für eine geothermische Tiefbohrung abschloss. Weitere Projekte folgten. Die Fündigkeitsversicherung deckt den Schaden, der eintritt, wenn die Bohrung trotz Stimulationsmaßnahmen nicht für den geplanten Zweck eingesetzt werden kann. Die maximale Schadenhöhe errechnet sich aus den Bohrkosten plus die Kosten für Stimulationsmaßnahmen. Das Fündigkeitsrisiko wird durch die Parameter Fliessrate (Schüttung) und Temperatur definiert.

346

IX Geothermie

Für den Abschluss einer solchen Versicherung müssen verschiedenen Informationen vorliegen, wie: •• Geologische- und hydrogeologische Gutachten zum geplanten Projekt •• Machbarkeitsstudie über das geplante Projekt •• Projektplan •• Referenzdaten (benachbarte Bohrungen mit Testergebnissen) •• Bohrplan mit Stimulationsmaßnahmen und Kosten •• Definition der versicherten Ereignisse 2.3

Thermalwasserkreislauf

Der Thermalwassertransport zwischen der Förderbohrung und dem Maschinenhaus und von dort zur Injektionsbohrung erfolgt über größtenteils erdverlegte wärmeisolierte Rohrleitungen. Die in Norddeutschland energetisch genutzten Thermalwässer sind sehr salzhaltig: Die tiefenabhängige Salzkonzentration kann über 300 g/l erreichen (Meerwasser enthält durchschnittlich 35 g/l). Im Thermalwasser sind meist geringe Anteile gelöster Gase als „Schichtgase“ nachweisbar, die sich vorrangig aus Stickstoff (N2), Kohlenstoffdioxid (CO2), mitunter auch Schwefelwasserstoff (H2S) und Methan (CH4) sowie Spuren von Helium (He) zusammensetzen. Solche Wässer wirken ausgesprochen korrosiv auf die meisten Metalle. Ein Korrosionsschutz des Thermalwasserkreises ist deshalb zwingend erforderlich. Da das Thermalwasser in seiner Zusammensetzung möglichst nicht verändert werden darf (z. B. durch Entfernen einzelner Komponenten oder durch Zugabe von Hemmstoffen bzw. durch pH-WertAnhebung in den basischen Bereich), sind Korrosionsschutzmaßnahmen vorrangig auf die Materialauswahl oder die Beschichtung begrenzt. Falls Temperatur und Druck in der Anlage es zulassen, werden daher glasfaserverstärkte oder vernetzte Kunststoffe eingesetzt. Dies betrifft z. B. die Verrohrung innerhalb der Bohrungen oder die verbindende obertägige Rohrleitung, die aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) erstellt werden. Einfache Stahlrohrleitungen kommen im Normalfall dagegen nicht in Frage.

Der Thermalwasserkreis wird unter einem Druck von bis zu 16 bar betrieben. Zusätzlich werden die mit Thermalwasser in Berührung kommenden Anlagenteile mit sog. Inertgas (z. B. Stickstoff) beaufschlagt. Dies gilt für die Ringräume und die Druckhaltesysteme innerhalb der Anlage. Damit soll Sauerstoffeintrag in den Thermalkreis verhindert werden, da nicht nur die Bildung von Oxidations- und Korrosionsprodukten, sondern auch die bei einem Kontakt der Thermalwässer mit Sauerstoff auftretenden Redoxpotenzialänderungen, insbesondere bei der Reinjektion der Wässer, zu erheblichen Problemen führen können. Zusätzlich sollte auch während des Betriebes in regelmäßigen Abständen der Sauerstoffgehalt der Injektionswässer messtechnisch bestimmt werden, um ggf. rechtzeitig vor einer starken Veränderung des Speichers zu reagieren. Neben den im Bohrloch installierten Filtern sind oberirdisch weitere Filter im Thermalwasserkreislauf angeordnet. Eine Filteranlage unmittelbar nach der Fördersonde hält aus der Bohrung mitgeförderte Partikel zurück. Dies dient dem Schutz des oberirdischen Anlagenaufbaus, z. B. vor Sedimentation in Bauteilen, die mit geringer Strömungsgeschwindigkeit passiert werden. Die mitgeführten Partikel können sowohl aus dem Förderhorizont selbst stammen als auch Fremdstoffe aus den Sondeneinbauten, der Pumpe oder der Verrohrung sein. Eine weitere in der Regel mit feinmaschigeren Filtern ausgestattete Filteranlage ist vor der Einleitung des Thermalwassers in die Injektionsbohrung installiert. Sie verhindert den Eintrag von feinsten Partikeln aus dem Förderhorizont und chemischen Fällungsprodukten in die Injektionssonde und damit in den Speicherhorizont. Im Verhältnis zum Fördervolumenstrom ist die Menge der abgeschiedenen Feststoffpartikel sehr gering. Das Slopsystem (Auffangbehältnis) nimmt diejenigen Thermalwässer auf, die bei Wartungsarbeiten wie Filterwechsel und Wartung des Wärmeüberträgers anfallen oder durch geringe Leckströme an Dichtungselementen austreten. Dies gilt auch für die beim Anfahren der Anlage anfallenden Thermalwässer aus der Spülung der Bohrung und des obertägigen Anlagen­kreises. Die aus der Erde entzogene Wärme wird in einem Wär-

IX Geothermie

347

metauscher an einen Sekundärkreis zur Nutzung im Heizsystem oder im Kraftwerk übertragen. So sind die Kreise vollständig stofflich und hydraulisch voneinander getrennt. Die Auslegung der Hydraulik und die Materialauswahl erfolgen für jeden Kreis eigenständig. Diese oben genannten Anforderungen gelten allein für den Thermalwasserteil. 2.4

Hot Dry Rock-Verfahren (HDR)

Anders als bei der Nutzung hydrothermaler Lagerstätten ist beim Hot Dry Rock (HDR)-Verfahren nicht zwingend eine ergiebige wasserführende Gesteinsschicht erforderlich. Bei diesem Verfahren werden im tiefen Untergrund Klüfte durch das Einpressen großer Wassermengen unter hohem Druck erzeugt (hydraulische Stimulation). Dadurch wird zwischen Injektions- und Produktionsbohrung ein Zirkulationssystem mit vergleichsweise kurzen Verweilzeiten hergestellt. Als Wärmeträgermedium dient Wasser, das entweder bereits im Untergrund vorhanden ist oder von oben mit starken Wasserpumpen zugeführt wird. Das Erreichen der für den wirtschaftlichen Betrieb notwendigen Temperaturen in entsprechenden Tiefen ist dabei mehr ein finanzielles und weniger ein technisches Problem. Die in HDR-Projekten gewonnenen Erkenntnisse über die Stimulation des Untergrundes werden in Zukunft verstärkt auch bei der Erschließung hydrothermaler Lagerstätten zur Verbesserung der Speichereigenschaften eingesetzt. Dies verringert das Fündig­keitsrisiko und gibt der Geothermie weitgehende Standortunabhängigkeit. Im Rahmen eines EU-Projektes wurde nach Voruntersuchungen in Rosemanowes (Großbritannien), Bad Urach (Deutschland) und Soultz-sous-Forêt (Frankreich) das im Elsass am Rande des Rheingrabens liegende Soultz für ein HDR-Projekt ausgewählt. Im Geothermiekraftwerk Soultz-sous-Forêts wird Energie aus etwa 5.000 Metern Tiefe gewonnen. Der Fels hat dort eine Temperatur von 200 °C.  Mit einer installierten Leistung von 1,5  MW  werden rd. 1.500 Haushalte mit Strom versorgt. Das Forschungskraftwerk  ist weltweit führend in der HDR-Technik.

A Stimuliertes Gestein im tiefen Untergrund B Bohrkopf der Förderbohrung C Wärmeüberträger D Bohrkopf der Verpressbohrung E Anlage zur Energiewandlung Quelle: www.geothermie.de

2.5

Geothermische Kraftwerke

Um die Wärme aus der Erde in elektrische Energie zu wandeln, stehen verschiedene Prozesse und Anlagen zur Verfügung. Alle beinhalten eine Turbine, in der das Arbeitsmedium entspannt und dabei über eine Welle einen Generator antreibt. Der klassische Dampfkraftprozess (Clausius-Rankine-Prozess) und der offene Gasturbinenprozess waren die Basis für diese Prozesse. Das aus der Bohrung geförderte Fluid (Thermalwasser, Dampf oder eine Mischung aus beidem) dient entweder direkt als Arbeitsmedium oder es überträgt die Wärme in einem Wärmetauscher an ein Sekundärfluid. Neben Reservoirtemperatur, Dampfgehalt und Druck legen der Gehalt an nicht kondensierbaren Gasen, die Mineralisation und nicht zuletzt die Ergiebigkeit eines Geothermievorkommens fest, welche Arten von Kraftwerken zur Stromerzeugung im jeweiligen Fall infrage kommen:

348

IX Geothermie

•• Anlagen zur direkten Nutzung des Fluides werden ab Reservoirtemperaturen von 150 °C eingesetzt. Alle diese Prozesse profitieren von möglichst geringen Anteilen an nicht kondensierbaren Gasen und geringer Mineralisation. •• Binäranlagen werden ab Reservoirtemperaturen von 80 °C verwendet, höhere Temperaturen sind möglich und verbessern den Wirkungsgrad erheblich. Durch Wahl eines geeigneten Arbeitsmittels kann das jeweilige Temperaturniveau bestmöglich genutzt werden. Die für Geothermieanlagen typischen verfahrenstechnischen Fragestellungen beschränken sich auf den Thermalwasserkreis. Daher werden Binäranlagen auch gerne bei Lagerstätten, die prinzipiell aufgrund des Dampfgehaltes und der Temperatur zur direkten Nutzung geeignet wären, aber hohe Mineralisation oder hohe Anteile an nicht kondensierbaren Gasen aufweisen, eingesetzt. Dabei nutzen sie entweder das gesamte Enthalpiegefälle oder arbeiten als zweite Stufe hinter einer Gegendruckturbine. 2.5.1

Das Arbeitsmedium wird vorerwärmt, verdampft, überhitzt und dann in der Turbine entspannt. Anschließend kondensiert es und die Speisepumpe erhöht wieder den Druck. Der wesentliche Unterschied liegt in den Prozessparametern Druck und Temperatur. Beide liegen weit unter den Werten, wie sie in Dampfkraftwerken herrschen. Die Bedingungen für die verwendeten Arbeitsstoffe sind durch die Temperatur der zur Verfügung stehenden Wärmequelle bestimmt. Das Arbeitsmittel soll bei vergleichsweise niedrigen Temperaturen verdampfen, ungiftig sein und keine klimaschädigende Wirkung haben. Zurzeit werden kurzkettige Kohlenwasserstoffe (z. B. Pentan) und sog. azeotrope Gemische (Ammoniak/Wasser in entsprechender Zusammensetzung) eingesetzt. Das Arbeitsmittel wird so gewählt, dass seine thermodynamischen Eigenschaften optimal zur vorhandenen Wärmequelle passen. ORC-Anlagen mit typisch 0,5 bis 1,5 MW Leistung werden weltweit seit über 15 Jahren sicher und zuverlässig betrieben. Durch die Verwendung organischer Arbeitsmittel treten verschiedene technische Fragestellungen auf:

Rankine-Kreislauf (ORC)

Der Rankine-Kreislauf mit organischem Arbeitsmittel (Organic Rankine Cycle, ORC) gleicht, betrachtet man die einzelnen Komponenten, dem klassischen RankineKreislauf:

•• Turbinen sind meist Sonderturbinen, da sich das Arbeitsmittel stark von Wasser unterscheidet (Molekulargewicht, geringere spezifische Wärmekapazität). •• Die Arbeitsmittel sind oftmals aggressiv, sodass die Oberflächen der Turbinen und der Wärmeüberträger beschichtet oder anders gegen Korrosion geschützt werden müssen. •• Die Dichtung der Kreisläufe ist aufwendiger als bei Wasser, in manchen Fällen nur schwer realisierbar.

Quelle: www.geothermie.de ORC Anlage nach Hammer & Rohfeld

IX Geothermie

2.5.1.1

ORC-Kraftwerke in Deutschland

Das erste ORC-Kraftwerk in Deutschland ist 2004 in Neustadt-Glewe (Mecklenburg-Vorpommern) als Erweiterung des bereits 1994 errichteten geothermischen Heizwerkes in Betrieb genommen worden. Die elektrische Leistung beträgt bis zu 230 kW. Aus einer Tiefe von 2.250 m wird ca. 97 °C heißes Wasser gefördert und zur Strom- und Wärmeversorgung genutzt. Im November 2007 nahm in Landau (Rheinland- Pfalz) das erste industrielle Geothermiekraftwerk seinen Betrieb auf. Basis der Anlage sind 2 Bohrungen, die bis in eine Tiefe von rd. 3.000 m niedergebracht wurden. Die Förderbohrung liefert knapp 160 °C heißes Thermalwasser. Das Kraftwerk hat eine elektrische Leistung von ca. 3 MW. Mit der erzeugten Strommenge können jährlich etwa 6.000 Haushalte versorgt werden.

2.5.2

349

Kalina-Kreislauf

Beim Kalina-Kreislauf werden Zweistoffgemische, z. B. Ammoniak-Wasser, als Arbeitsmedien verwendet. Der besondere Vorteil des Kalina-Prozesses liegt in den günstigeren Wärmeübertragungsverhältnissen bei Verdampfung und Kondensation. Beide Zustandsänderungen erfolgen im Gegensatz zum Rankine-Prozess nicht isotherm. Vielmehr wird jeweils die Eigenschaft der Gemische genutzt, durch Konzentrationsänderungen Temperaturänderungen zu bewirken. Dies geschieht durch Änderung der Konzentration der Einzelphasen von Wasser und Ammoniak bei konstanter Gesamtkonzentration und konstantem Druck. Dabei verdampft das Gemisch unter stetig ansteigenden Temperaturen bzw. kondensiert unter stetig sinkenden Temperaturen. Die größten technischen Schwierigkeiten wurden bisher in der Zersetzung des Ammoniaks und den damit erforderlichen erheblichen Aufwendungen zum Ausschleusen der Zersetzungsprodukte gesehen.

Quelle: www.geothermie.de Kalina-Kreislauf nach Leibowitz & Micak

Ein bedeutender Vorteil gegenüber ORC-Anlagen ist der höhere thermodynamische Wirkungsgrad, insbesondere bei niedrigen Vorlauftemperaturen ( 100 MW dazu eine Menge von rund 338 Mio. Tonnen beigetragen. Geht man von der bisherigen Steigerungsrate aus, so werden für das Jahr 2035, ohne entsprechende Gegenmaßnahmen, weltweit 47,5 Gigatonnen an CO2-Ausstoß prognostiziert. 62 % hiervon werden dann aus der Stromerzeugung stammen. /1/ /10/

356

X Carbon Capture and Storage

Energieerzeugung nach Art des Energieträgers in 2010

in Indien vorhanden. Gerade in den aufstrebenden Ländern wie China und Indien, die durch ihr enormes Wirtschaftswachstum einen ebenso enorm steigenden Bedarf an Energie aufweisen, wird Kohle als Energieträger in Zukunft eine tragende Rolle spielen. In wieweit die CCS-Technologie dabei eine Rolle spielen wird, hängt unmittelbar auch davon ab, ob die Industrienationen in der Lage sind, die CCS-Technologie bis zum großindustriellen Maßstab voranzutreiben und diese durch Technologietransfer an die aufstrebenden Nationen weiterzugeben.

2

Die CCS-Prozessschritte

2.1

Übersicht

Abbildung 1: Energieerzeugung nach Energieträger Daten: IEA World Energy Outlook, 2011

CO2-Emissionen von fossilen Energieträgern aus der Strom- und Wärmeerzeugung in 2010

Abbildung 2: CO2-Emmissionen nach Energieträger Daten: IEA World Energy Outlook, 2011

Ein weiterer Grund für den dringend erforderlichen Handlungs- und zugleich auch Investitionsbedarf ist die Tatsache, dass gemäß einer Studie der BP Kohle noch ungefähr für die nächsten 240 Jahre als Energieträger zur Verfügung stehen wird. /2/ Die größten Kohlereserven sind hierbei in den USA, in der Russischen Föderation, in China, in Australien und

Das bei der Energieerzeugung entstehende CO2 wird, je nach Technologie, vor oder nach der Kohleverbrennung abgeschieden. Die Technologien werden deshalb auch nach Post- bzw. Pre-Combustion-Verfahren unterschieden. Hingegen wird bei einem dritten Verfahren, dem Oxyfuel-Combustion-Verfahren, das CO2 durch die Abtrennung anderer Störstoffe im Rauchgas konzentriert. Alle drei Prozesse sehen nach der Abscheidung des Kohlendioxids eine Trocknungsstufe vor, bevor das CO2 dann für den Transport zur Lagerstätte entweder in hochverdichteter oder flüssiger Form transportiert wird. Die geologische Speicherung bzw. alternative Verwertungswege neben einer Einlagerung sind der letzte Teilschritt, bei dem derzeit noch der größte Forschungs- und Entwicklungsbedarf besteht und der somit auch noch mit der größten Unsicherheit be­haftet ist.

X Carbon Capture and Storage

357

In Abbildung 3 sind die Verfahrensschritte nochmals dargestellt.

Abbildung3: CCS-Verfahrenskette, Grafik: Total AG (1) Abtrennung (2) Transport (3) Speicherung

2.2

Die CO2-Abscheidung

Spricht man im allgemeinen von CO2-Abscheidung im Kraftwerk, so ist zwischen dem eigentlichen Teil der Energieerzeugung, also der energetischen Nutzung (im allg. Verbrennung) von Kohle, und der Abtrennung des dabei entstandenen CO2 zu differenzieren. Wie bereits oben erwähnt, werden die Technologien nach der Anordnung der CO2-Abscheidung im Gesamtprozess differenziert:

•• Post-Combustion Verfahren - Kohlendioxidabscheidung nach der energetischen Nutzung der Kohle: Energieerzeugungseinheit: Verbrennung von Kohle mit Umgebungsluft in einem herkömmlichen Dampferzeuger (z. B. Benson-Boiler) und anschließender Dampfentspannung und Stromerzeugung in einer Dampfturbine. Kohlendioxidabscheidung: Wäsche des Rauchgases in einem Gegenstromwäscher mit Hilfe eines chemisch-wirkenden Waschmittels.

358

X Carbon Capture and Storage

•• Pre-Combustion Verfahren - Kohlendioxidabscheidung vor der energetischen Nutzung der Kohle: Energieerzeugungseinheit: Ein Kohle-SauerstoffDampf-Gemisch wird zunächst in ein brennbares Gasgemisch, in ein sog. Synthesegas, zerlegt. Dieser Verfahrensschritt wird auch thermisch partielle Oxidation genannt. Dieses brennbare Gasgemisch wird anschließend in einer Gasturbine verbrannt und erzeugt somit Strom. Mit der dabei entstehenden Wärme wird in einem Abhitzekessel wiederum Mitteldruckdampf erzeugt, der dann in einem zweiten Schritt in einer Dampfturbine entspannt wird und weiteren Strom erzeugt. Kohlendioxidabscheidung: Wäsche des Rauchgases in einem Gegenstromwäscher mit Hilfe eines physikalisch wirkenden Waschmittels. •• Oxyfuel-Combustion Verfahren  –  Aufkonzentrierung von Kohlendioxid im Rauchgas: Energieerzeugungseinheit: Verbrennung von Kohle in einem speziellen Dampferzeuger mit Hilfe von reinem Sauerstoff und rückgeführtem Rauchgas und anschließender Dampfentspannung und Stromerzeugung in einer Dampfturbine. Kohlendioxidabscheidung: Kein spezieller Anlagenteil bzw. Prozessschritt notwendig, weil das Kohlendioxid durch Abtrennung von unerwünschten Fremdstoffen bzw. Fremdgasen im Rauchgas konzentriert wird. 2.3

Einsatzgebiete der Technologien

Das Post-Combustion-Verfahren eignet sich ausschließ­ lich zur Nachrüstung bereits bestehender Kohlekraftwerke. Hierbei werden die zur CO2-Abscheidung notwendigen Komponenten zwischen der Rauchgasentschwefelung und dem Kamin geschaltet. Eine Anpassung der bestehenden Anlage an das Post-Combustion Verfahren ist nur in minimalen Umfang nötig. Für das Pre-Combustion Verfahren hingegen müssen bestehende Anlagenteile und Verfahrensschritte adap­ tiert bzw. ersetzt werden, um den neuen Prozessbedin-

gungen gerecht zu werden. Dabei ist jedoch abzuwägen, ob ein Neubau der Anlage nicht wirtschaftlicher ist, als mit hohem Kostenaufwand eine Vielzahl von Komponenten an die neuen Prozessbedingungen anzupassen. Das Oxyfuel-Combustion-Verfahren hingegen bedarf eines kompletten Neubaus des Kraftwerkes. Eine Adaption von bereits bestehenden Kraftwerken an diese Technologie ist aufgrund einer unterschiedlichen Verfahrenskonzeption nicht möglich.

X Carbon Capture and Storage

359

In Abbildung 4 sind die drei Technologien nochmals dargestellt.

Abbildung 4: Einsatzgebiete und Verfahrensprinzip der drei CCS Abscheidungstechnologien

2.4

Das Post-Combustion-Verfahren

Beim Post-Combustion-Verfahren wird ein herkömmlicher Dampferzeuger verwendet, wie er bereits seit vielen Jahrzehnten im Einsatz ist. Gemahlene Kohle wird mit vorgewärmter Umgebungsluft in einem mit Membranwänden ausgestatteten Kessel verbrannt. Die abgegebene Wärme erhitzt und verdampft das in den Membranwänden fließende Wasser bis auf ca. 620 °C bei einem Druck von ca. 280 bar. Der Dampf wird über einer Dampfturbine entspannt und erzeugt über den an der Turbine angeschlossenen Generator Strom. Das auskondensierte Wasser fließt anschließend in einem geschlossenen Kreislauf wieder zurück zum Dampferzeuger. Das bei der Verbrennung entstandene Rauchgas wird bislang in einem Elektrofilter von feinen Staubpartikeln gereinigt. In einer Rauchgasentschwefelungsanlage (REA) wird anschließend der enthaltene Schwefel durch die Erzeugung von Gips entfernt. In einem katalytischen Verfahren werden zum Schluss noch die Stickoxide entfernt. Im herkömmlichen Kraftwerk en-

det hier die Rauchgasaufbereitung. Das gereinigte Rauchgas verlässt den Prozess über den Schornstein und mit ihm noch bis zu 14 % CO2. Im Post-Combustion Verfahren hingegen findet die CO2-Abscheidung in einer zwischen dem Schornstein und der REA geschalteten Gaswäsche statt.

360

X Carbon Capture and Storage

In Abbildung 5 ist der Post-Combustion Prozess dargestellt.

Abbidlung 5: Der Post-Combustion Prozess Grafik: Vattenfall AG

Der Nettowirkungsgrad eines hochentwickelten Kraftwerks liegt üblicherweise in einem Bereich von 35 % bis 46 %, je nach Technologie und Alter des Kessels. Die dabei abgegebene elektrische Leistung kann bis zu 1.100 MW betragen, bei einem gleichzeitigen Verbrauch von Kohle von bis zu 920 t/h. Die dabei erzeugte Masse an CO2 liegt bei über 750 t/h. 2.4.1

Der CO2-Abscheidungsprozess im Post-Combustion Verfahren

Im Post-Combustion Verfahren findet die CO2-Abscheidung in einer zwischen Schornstein und Rauchgasentschwefelungsanlage (REA) zwischengeschalteter Gaswäsche statt. Das von der REA kommende Rauchgas hat eine Temperatur von ca. 60 °C und gelangt zunächst in einen Wäscher, wo es gekühlt und von etwaigen störenden Restspuren von Schwefeldioxid befreit

wird. Danach wird das Rauchgas am unteren Ende des Waschturms, dem Absorber, in den eigentlichen Abtrennungsprozess geführt. Das Rauchgas wird dabei im Gegenstrom zu der bis zu minus 40 °C abgekühlten Waschflüssigkeit geführt, welche fein zerstäubt im Absorber von oben nach unten strömt. Eine Abkühlung des Waschmittels hat eine höhere Affinität des CO2 zum Waschmittel zur Folge und unterstützt so die Aufnahme des CO2 durch das Waschmittel. Aufgrund der hohen Restsauerstoffgehalte im Rauchgas (3 – 8 %) kommen hier nur sog. chemischwirkende Waschmittel zum Einsatz. Das bekannteste Lösungsmittel hierfür ist Monoethanolamin (MEA) wie es z. B. beim aMDEA® Prozess der BASF zum Einsatz kommt. Als mögliche alternative anorganische Lösungsmittel werden derzeit auch ammoniakhaltige oder alkalihaltige Lösungen favorisiert, die von der Fa. Alstom als „Chilled Ammonia“-Verfahren in Versuchs-

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anlagen getestet und optimiert werden. Weiterhin arbeiten die Unternehmen Fluor, Mitsubishi Heavy Industries, Dow Chemical, Cansolv an ammoniakhaltigen Lösungsmittel. Bei diesen Waschmitteln findet die Aufnahme des CO2 durch eine chemische Bindung statt. Sauerstoff hingegen hemmt diese Aufnahme, dies kann bis hin zum vollständigen Ausfall der Waschleistung führen. /6/

Entgegen der allgemeinen Annahme eines CO2-freien Kraftwerks, scheidet der Waschprozess, sei es nun im Post- oder im unten beschriebenen Pre-CombustionVerfahren, nur bis zu 95 % des im Rauchgas enthaltenen CO2 ab, d. h. 5 % des CO2 werden weiterhin emittiert. Aus dieser Tatsache heraus wäre die Beschreibung CO2-armes Kraftwerk passender. Aus technischer Sicht wäre eine Abscheidung von bis zu 99,99995 % zwar möglich, aus wirtschaftlicher Sicht würde dies jedoch einen immensen Energieeinsatz bedeuten, da dies eine sehr hohe Umlaufmenge an Waschmittel erfordern würde, die jeweils gekühlt und erhitzt werden müsste. Ebenso würden die Investi­ tionskosten für die Ad- und Desorberdimensionen unverhältnismäßig stark ansteigen. 2.4.2

Abbildung 6

Verfahrenstechnik der Wäsche: Das CO2-arme Rauchgas tritt am oberen Ende des Wäschers aus und verlässt anschließend den Prozess über den bereits existierenden Schornstein. Das Waschmittel hingegen durchläuft einen geschlossenen Kreislauf. Es wird im Absorber zunächst mit CO2 gesättigt und verlässt diesen am unteren Ende, um anschließend wieder im Desorber regeneriert zu werden. In der Regeneration wird hierzu das Waschmittel mit Prozessdampf auf bis zu 150 °C aufgeheizt. Der thermische Einfluss bewirkt eine Auflösung der chemischen Bindung zwischen dem Waschmittel und dem CO2. Das reine CO2 entweicht gasförmig am oberen Ende der Regenerierkolonne. Das regenerierte Waschmittel wird danach wieder auf die Waschtemperatur herab gekühlt und in den Absorber gepumpt, um von neuem beladen zu werden. /6/

361

Forschungs- & Entwicklungsbedarf

In der chemischen Industrie haben sich bislang mehrere chemisch wirkende CO2-Absorbersysteme wie z. B. der aMDEA® Prozess der BASF oder Sulfinol® Prozess von Shell etabliert. Diese unterscheiden sich, je nach verwendetem Waschmittel, in der Affinität zu CO2 oder anderen Schwefelverbindungen wie H2S, COS. Entwickelt wurden diese allesamt, um in den Prozessen der chemischen Industrie Störstoffe, vornehmlich Schwefel und Schwefelverbindungen aus Gasströmen zu entfernen. Durch den Einsatz über mehrere Jahrzehnte hinweg ist der technische Entwicklungsstand dieser Systeme als sehr hoch anzusehen, dementsprechend auch deren Energieeffizienz und Verlässlichkeit. Die Schwierigkeit besteht nun darin, diese Verfahren, die in der chemischen Industrie oder bei der Düngemittelherstellung bei Prozessdrücken von bis zu 100 bar betrieben werden, an die atmosphärisch betriebenen Kohlekraftwerke zu adaptieren, da der Druck auf die Wirksamkeit des gesamten Waschprozesses einen entscheidenden Einfluss hat. Ebenso werden die Verfahren in der chemischen Industrie in einer sauerstoffarmen Umgebung betrieben. Überträgt man die Verfahren nun in eine drucklose Umgebung, vergrößern sich die Durchmesser der Absorber und Desorber erheblich und somit der erforderliche Platzbedarf der Gesamtanlage zur Reinigung von mehreren 100.000 m³ Rauch-

362

X Carbon Capture and Storage

gas pro Stunde. Abschätzungen hinsichtlich des Platzbedarfs gelangen zu einer Grundfläche, die der halben Fläche des bereits bestehenden Kraftwerks entspricht. Diese Fläche steht oftmals jedoch in bestehenden Kraftwerken nicht zur Verfügung. /6/ Bei der Adaption der Ab- und Desorber an den drucklosen Prozess kommt es zu einer Vergrößerung der Dimensionen, für die bislang noch keinerlei Erfahrungen vorliegen. Bei der Dimensionierung für eine Vollversorgung eines Kraftwerkes können durch die Hochskalierung Durchmesser von bis zu 20 m und Höhen von bis zu 50 m erreicht werden. Diese sind mit der heutigen Stahlbauweise, aufgrund des dann hohen Eigengewichtes und der damit verbunden Statik, nicht mehr realisierbar. Lösungen bieten hier Materialien wie glasfaserverstärkter Kunststoff oder Beton, da eine Druckstabilität nicht erforderlich ist. Bei der Entwicklung neuer Aminmischungen muss ferner die korrosive Wirkung des Lösungsmittels und dessen Stabilität gegenüber den Begleitgasen im Rauchgas untersucht und berücksichtigt werden. Aufgrund der hohen Korrosionsgefahr der chemisch wirkenden Waschmittel wird derzeit auch der Einsatz von Karbonaten untersucht. Diese stellen eine weitere interessante Option dar, da sich diese durch eine hohe thermische Stabilität, die Beständigkeit gegenüber Sauerstoff sowie relativ niedrige Ab- und Desorptionswärmen auszeichnen. Nachteilig ist die relativ niedrige Reaktionsgeschwindigkeit, die aber durch Zugabe von Additiven erhöht werden kann. Darüber hinaus müssen die Wäschersysteme an die im Kraftwerk vorherrschenden großen Volumenströme und an Begleitkomponenten, wie z. B. Reststaub, angepasst werden. Im Allgemeinen jedoch muss eine Nachrüstung so gestaltet werden, dass selbst bei einem möglichen Ausfall der CO2-Wäsche ein zuverlässiger Weiterbetrieb des Kraftwerks ohne CO2 -Abtrennung gewährleistet ist. Aufgrund des noch hohen Forschungs- und Entwicklungsbedarfs wird von Seiten der Industrie und Forschungsinstitute erwartet, dass die Technologie frühestens 2020 kommerziell zur Verfügung stehen wird.

2.4.3

Wirkungsgrad und Investitionskosten

Nach derzeitigem Wissenstand kann die Vollversorgung eines Kraftwerkes mit einer CO2-Wäsche einen Wirkungsgradverlust von bis zu 15 % bedeuten, bedingt durch elektrische Antriebe sowie der erforderlichen Kühl- und Heizleistung. Dies wiederum würde, bei gleichbleibender Kraftwerksleistung, zu einer Erhöhung der CO2-Produktion führen. Erste vorsichtige Schätzungen der Investitionskosten belaufen sich auf bis zu 200 Mio. €. /3/ 2.5

Das Pre-Combustion Verfahren

Die beim Pre-Combustion Verfahren eingesetzte Energieerzeugungseinheit entspricht der eines Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) Prozesses, also dem eines GuD-Kraftwerks mit integrierter Kohlevergasung. Verfahrenstechnisch besteht die Anlage aus einer Gasturbine, einer Dampfturbine und einem Abhitzekessel, während der vorgeschaltete Vergaser, die Luftzerlegungseinheit und das Gasreinigungssystem zusammen die Gaserzeugungsanlage bilden. Aus verfahrenstechnischer Sicht besteht der wesentliche Unterschied zum herkömmlichen Kohlekraftwerksprozess darin, dass der Brennstoff nicht verbrannt, also volloxidiert wird, sondern lediglich partiell oxidiert wird, d. h. die Zerlegung von Kohle mit reinem Sauerstoff und Wasserdampf, unter Abgabe von Wärme, in ein energiereiches Gas findet mit reduzierter Sauerstoffmenge statt. Die Sauerstoff- und Wasserdampfmengen werden so bemessen, dass die Zersetzung ohne äußere Energiezufuhr ablaufen kann. Das Resultat der Reaktion ist zunächst einmal Wärme, das eigentlich gewünschte Produkt jedoch ist das energiereiche Gas. Dieses Gas nennt man auch Synthesegas. Nachfolgende Reaktionsgleichungen legen den Unterschied nochmals dar. Wie aus der stark vereinfachten Reaktionsgleichung 1 zu sehen ist, entstehen bei der Kohleverbrennung durch überstöchiometrische Zugabe von Verbrennungsluft (Sauerstoff und Stickstoff) in Reaktion mit den Kohlebestandteilen Kohlenstoff und Wasserstoff Kohlendi-

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oxid, Wasser und Stickstoff, der als Hauptbestandteil der Luft nicht an der Reaktion teilnimmt. C + H2 + O2 + N2  CO2 + H2O + N2 Wird nun, wie in der stark vereinfachten Reaktionsgleichung 2, anstatt Luft reiner Sauerstoff unterstöchiometrisch (reduzierte Sauerstoffmenge, als zur vollständigen Verbrennung benötigt) zusammen mit Wasserdampf zur Reaktion mit Kohle gebracht, so entsteht, aufgrund des Sauerstoffmangels kein CO2 sondern Kohlenmonoxid und anstatt Wasser Wasserstoff, welcher in der Gasturbine energetisch genutzt werden kann. Aufgrund der Verwendung von reinem Sauerstoff anstatt Luft enthält das erzeugte Gas auch keinen Stickstoff, was zu einer Reduzierung der GesamtRauchgasmenge führt. C + H2 + O2 + H2O  CO + H2

363

Der zentrale verfahrenstechnische Schritt der IGCC Anlage stellt der Reaktor dar. In dem sog. Vergaser wird feingemahlene Kohle mit reinem Sauerstoff aus einem Luftzerleger und Wasserdampf in einem Brenner am Kopf des Vergasers eingespeist und bei Temperaturen von bis zu 1.350 °C und unter einem Druck von bis zu 40 bar in ein brennbares Gas umgewandelt. Das Gas, welches aus den Hauptbestandteilen Kohlenmonoxid (CO2 bis zu 63 %), Wasserstoff (H2, bis zu 30 %) und Kohlendioxid (CO2 bis zu 15 %) besteht, wird zunächst entstaubt. Anschließend wird das Kohlenmonoxid im sog. CO-Shift Reaktor mit Hilfe von Wasserdampf zu CO2 und weiterem H2 konvertiert. Nach der Schwefelentfernung wird dann das CO2 in einer Wäsche, wie bereits bei dem Post-Combustion Verfahren beschrieben, abgetrennt. Der verbleibende Wasserstoff wird in der Gasturbine verbrannt und erzeugt über den an der Turbine angeschlossenen Generator Strom. Die bei der Verbrennung entstehenden heißen Abgase werden zur Dampferzeugung in einem Abhitzekessel genutzt. Der erzeugte Dampf treibt wiederum eine Dampfturbine und einen zweiten Generator zur Stromerzeugung an. Das auskondensierte Wasser fließt anschließend im geschlossenen Kreislauf wieder zurück zum Abhitzekessel.

In Abbildung 7 ist das Verfahren nochmals dargestellt.

Abbildung 7: Pre-Combustion Verfahren, Grafik: Vattenfall AG

364

X Carbon Capture and Storage

Erste Kohlevergasungen wurden bereits Mitte der 1920er Jahre betrieben. Die erste IGCC-Pilotanlage stammt aus dem Jahr 1984. Zu den etablierten Verfahren zählen hier das Verfahren von Shell (SCGP), Siemens-Flugstromvergaser (SFG), General Electrics (ehemals Texaco) und ConocoPhilips (E-Gas). Die Anlagen befinden sich in Buggenum/NL (Shell), Puertollano/SP (Prenflow), Tampa/USA (GE), Wabash River/USA (E-Gas) sowie Puertollano/Spanien (SFG) und Vresova/Tschechien (SFG). Diese Anlagen werden seit Mitte 1990 betrieben und auch als IGCC-Kraftwerke der zweiten Generation bezeichnet. Alle Verfahren basieren auf dem Flugstromverfahren. Die verwendeten Brennstoffe sind Steinkohle, Petrolkoks mit Beimischungen von Biomasse und Klärschlamm, die jeweils zu erhöhten Stickstoffkonzentrationen führen. Der Brennstoff wird bei den Verfahren SCGP bzw. Prenflow entweder trocken oder als Suspension bei den Verfahren von GE und ConocoPhillips in den Vergaser eingebracht. Der Nettowirkungsgrad solcher Anlagen mit Steinkohle kann bis zu 52 % erreichen, wobei die Verfügbarkeit jedoch lediglich bei maximal 80 % liegt, ein Wert, der für die kommerzielle Stromerzeugung unterhalb des Akzeptablen liegt. 2.5.1

kurzer Verweildauer zu Wasser, Kohlendioxid, Methan, Stickstoff, Ammoniak, Schwefelwasserstoff, Blausäure und Argon, geringe Mengen an Ruß und Asche. Nach der Reaktion kommt es durch Abkühlung entweder zu Folgereaktionen, chemischen Gleichgewichtsreaktionen oder zu Rückreaktionen wie bspw. der Rußbildung. Um diese ungewünschten Reaktionen zu vermeiden, muss die Gasreaktion möglichst schnell „eingefroren“ werden. Dies wird durch eine schnelle Abkühlung des Synthesegases gewährleistet, entweder in dem sog. Quenchgas-Kühler (Zwangsdurchströmung des Gases durch einen in Wasser abgetauchten Schacht) oder mit Hilfe eines radialen Synthesegas-Kühlers (Wärmetauscher mit Wasserkühlung). Durch den Entzug von Wärme wird die Reaktion „eingefroren“ und gleichzeitig Dampf erzeugt, der wiederum zur Vergasungsreaktion genutzt wird. Die Abbildungen 8 und 9 zeigen nochmals die Unterschiede auf. Die großtechnische Kohlevergasung wird in Reaktoren mit üblichen Kapazitäten von bis zu 200.000 m³/h Synthesegas bei einem Kohledurchsatz von bis 150 t/h durchgeführt. Das Verfahren ist technisch nahezu ausgereift.

Der Vergaser

Der Außenmantel eines Vergasers besteht aus druckund hitzebeständigem Stahl mit einer feuerfesten Ausmauerung, welche als Verschleißteil betrachtet wird und eine Standzeit, je nach abrasivem Brenngas, von ca. 3 – 8 Jahren besitzt. Die Ausmauerung schützt den Reaktormantel zunächst vor der Hitzeeinwirkung, sie muss jedoch auch gasdicht sein, um zu vermeiden, dass Gas in den Zwischenraum zwischen Stahlmantel und Ausmauerung gelangt und dort auskondensiert. In der Reaktorkuppel ist der Spezialbrenner in den Innenraum eingebracht. Zunächst wird die Kohle fein zermahlen und je nach Verfahren entweder mit Wasser zu einer pumpfähigen Suspension mit bis zu 70 % Feststoffgehalt vermischt oder in Pulverform in den Reaktor eingebracht. Zur sicheren Beherrschung der Temperaturen wird dem Sauerstoff vor Eintritt in den Brenner noch Dampf beigemischt. Das Gemisch entzündet sich dann an der Brennerspitze und reagiert nach

Abbildung: 8: E-Gas Vergaser nach dem ConocoPhillips-Verfahren

X Carbon Capture and Storage

365

regeneriert bei niedrigem Druck und hoher Temperatur. Durch den vorgeschalteten Vergaser steht das System bereits unter hohem Druck von bis zu 40 bar. Dies begünstigt die Waschleistung der Wäsche, da das CO2 bei Eintritt in die Wäsche bereits in einer Konzentration von bis zu 45 % vorliegt und sich somit bei gleicher Gasmenge die Apparatedimensionen verringern. Die Druckentspannung des Gases findet über die Gasturbine statt, was eine teilweise Rückgewinnung der vorher aufgewendeten Energie zur Druckerzeugung ermöglicht. /6/ 2.5.3

Abbildung: 9: GE Vergaser (ehem. Texaco)

2.5.2

Der CO2-Abscheidungsprozess im Post-Combustion-Verfahren

Im Pre-Combustion-Verfahren findet die CO2-Abscheidung vor der Gasturbine statt. Im Gegensatz zum CO2Abscheideverfahren des Post-Combustion-Prozesses kommen hier, aufgrund der sehr geringen Sauerstoffgehalte, physikalisch wirkende Wäschen zum Einsatz. Dies bedeutet, dass die Bindung zwischen dem abzuscheidenden CO2 und der Waschflüssigkeit auf dem physikalischen Prinzip der unterschiedlichen Löslichkeit von einzelnen Gaskomponenten in einem organischen Waschmittel beruht. Der Vorteil einer physikalischen Wäsche ist die geringe Bindungskraft zwischen dem CO2 und dem Waschmittel und dem somit geringeren Energieaufwand bei der Regenerierung, um diese Bindung zu lösen. Im Gegenzug ist jedoch die Affinität des CO2 zu dem Waschmittel geringer, was einen höheren Waschmittelumlauf erforderlich macht. Aus verfahrenstechnischer Sicht gilt: Absorbiert wird bei möglichst tiefer Temperatur und hohem Druck und

Forschungs- & Entwicklungsbedarf

In der chemischen Industrie werden schon seit langem physikalisch wirkende Wäschen eingesetzt. So werden unter den Produktnamen Rectisol® der Fa. Linde, welcher Methanol als Waschmittel verwendet, Selexol® der Fa. Universal Oil Products (UOP) mit dem Waschmittel Polyethylenglykoldimethylether oder Sepasolv® der Fa. BASF unter Verwendung von Polyethylenglykol die Verfahren schon seit mehreren Jahrzehnten gebaut. Alle Verfahren haben ihren Ursprung in der chemischen bzw. Öl- und Gasindustrie, wo diese hauptsächlich zur Entfernung von Schwefel und CO2 Verwendung finden. Der Adaptionsbedarf von physikalisch wirkenden Wäschen an den IGCC-Prozess ist geringer als bei chemische wirkenden Wäschen. Diese werden schon seit geraumer Zeit in Kohlevergasungsanlagen eingesetzt, um dort primär Schwefel vor der Turbine abzuscheiden. Eine Adaption der Wäsche, hin zu einer sogenannten selektiven Wäsche, d. h. Schwefel und CO2 in getrennten Stufen abzuscheiden, ist möglich. /15/ Neben der Anpassung der Wäscher an das Gesamtverfahren, stellt die Adaptation der Gasturbine an das Synthesegas eine weitere Herausforderung dar. Durch den geringen Heizwert des Synthesegases (ca. 1/6 gegenüber Erdgas) und der geringeren Dichte gegenüber Erdgas, aber auch aufgrund des hohen Wasserstoffanteils und der daraus resultierenden höheren Verbrennungstemperatur müssen u. a. die Brennräume und gasführenden Teile adaptiert werden. Ebenso wird Stickstoff aus dem Luftzerleger dem Synthesegas beigemischt, um die Verbrennungstemperatur in der Gasturbine zu regeln. /14/

366

X Carbon Capture and Storage

Wie der Betrieb von einigen GuD-Kraftwerken mit integrierter Kohlevergasung gezeigt hat, ist die Inbetriebnahme des Gesamtverfahrens schwierig und die Verfügbarkeit in den ersten Jahren des Betriebs nur unzureichend. Die Verfügbarkeit liegt anfänglich weit unter den Werten, welche in der Energiewirtschaft als Minium angesehen werden. Als besondere Schwierigkeit stellt sich hierbei die Start-Sequenz heraus, also das Vorheizen des Vergasers, das Hochfahren des Luftzerlegers auf die Spezifikation des Sauerstoffs und die Einhaltung der Spezifikation des Synthesegases vor der Gasturbine. 2.5.4

Wirkungsgrad und Investitionskosten

Durch die Koppelung von Gasturbine und Dampfturbine liegt der Wirkungsgrad eines GuD Kraftwerkes derzeit, ohne CO2-Abtrennung, bei bis zu 52 %. Demgegenüber steht allerdings der hohe Investitionskostenanteil von bis zu 2.100 €/kW, bedingt durch die Anschaffung von zwei Turbinen und des Luftzerlegers. Die Investitionskosten eines IGCC Kraftwerkes lassen sich wie folgt aufteilen: Gaserzeugungseinheit: 25 %, Luftzerleger 15 %, Gas- und Dampfturbinensatz: 53 % und Gasaufbereitung: 7 %. /21/ Der Luftzerleger wirkt sich weiterhin stark negativ auf den Gesamtwirkungsgrad der Anlage aus. So muss durch dessen Betrieb mit einem Gesamtwirkungsgradverlust von 12 % gerechnet werden. Im Allgemeinen wird der Luftzerleger auch mit als Hauptverursacher für Betriebsunterbrechungen genannt. Nach derzeitigem Wissensstand kann die Vollversorgung eines Kraftwerkes mit einer CO2-Wäsche einen Wirkungsgradverlust, bedingt durch elektrische Antriebe sowie der erforderlichen Kühl- und Heizleistung, von bis zu 10 % bedeuten, was wiederum bei gleichbleibender Kraftwerksleistung, zu einer Erhöhung der CO2-Produktion führt. Der kommerzielle Durchbruch der IGCC-Kraftwerke wurde bislang wegen mangelnder Wettbewerbsfähigkeit, Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit verhindert. Die hohen Investitionskosten, die mehr als 20 % über denen konventioneller Kohlekraftwerke liegen, kön-

nen durch den Wirkungsgrad und die Verfügbarkeit heute betriebener Anlagen von maximal 52 % noch nicht wettgemacht werden. Die Integration der CO2Abtrennungstechnologie wird zusätzliche Kosten und Wirkungsgradeinbußen verursachen. Dadurch vergrößert sich das finanzielle und technologische Risiko dieser Technologie. Im Rahmen der staatlich geförderten US Clean Coal Initiative soll im US-amerikanischen Bundesstaat Texas das weltgrößte IGCC-Kraftwerk in Verbindung mit CCS entstehen. Die Planungen sehen vor, dass im Rahmen des Pre-Combustion-Verfahrens bis zu 90 Prozent des CO2 abgeschieden werden sollen, was einer jährlichen Menge von 2,9 Millionen Tonnen CO2 entspricht. Das kohlebefeuerte Kraftwerk, dessen vollständiger Betrieb für 2015 geplant ist, soll über eine Leistung von 400 MW verfügen. Der Großteil soll im Rahmen von Enhanced Oil Recovery (EOR) genutzt werden (siehe Kapitel 4). Der verbleibende Teil des abgeschiedenen CO2 fließt in die chemische Grundstoff-Produktion von Harnstoff, die Anlage in Texas ist also eine Kombination von CCS und CCU (Carbon Capture and Usage). 2.6

Das Oxyfuel-Verfahren

Das Oxyfuel Verfahren (aus Oxy für Oxygen (Sauerstoff) und fuel für Brennstoff) ist ein Verbrennungsverfahren, bei dem Kohle in einer Atmosphäre aus reinem Sauerstoff und CO2 (aus dem rezirkuliertem Rauchgas) verbrannt wird, was zu besonders hohen Flammentemperaturen führt. Im Gegensatz zur konventionellen Verbrennung von Kohle mit Luft wird der Brennstoff mit reinem Sauerstoff in einer Brennkammer, ähnlich der eines herkömmlichen Kohlekessels, verbrannt. Durch die Abwesenheit von Stickstoff wird der Abgasmassenstrom verringert, sodass bei konstanter Abgastemperatur die Wärmeverluste des Prozesses geringer sind, was wiederum zu einem verringerten Brennstoffeinsatz führt. Um die hohe Flammentemperatur steuerbar zu machen, werden bis zu 2/3 des Rauchgases rezirkuliert und mit dem Brennstoff und dem Sauerstoff zusammen in die Brennkammer eingeblasen. Die

X Carbon Capture and Storage

Flammentemperatur ist dabei abhängig von der Temperatur des rezirkulierten Rauchgasmassenstroms, dessen Verhältnis zum Brennstoffmassenstrom und dem Sauerstoffverhältnis. Die bei der Verbrennung der Kohle entstandene Wärme wird wie beim Post-Combustion Prozess zur Erzeugung von Dampf genutzt, welcher dann über einer gewöhnlichen Dampfturbine entspannt wird und über den gekoppelten Generator Strom erzeugt. Das entstehende Rauchgas besteht im Wesentlichen aus CO2, Schwefel, Wasserdampf und Asche. Nach dem Elektrofilter, einer anschließenden Kondensation des Wasserdampfes und einer REAStufe wird das restliche Wasser mit relativ geringem Aufwand aus dem CO2 auskondensiert, so dass ein konzentrierter CO2-Strom übrigbleibt.

Abbildung: 10: Oxyfuel-Combustion-Verfahren Grafik: Vattenfall AG

Somit wird beim Oxyfuel-Verfahren, im Gegensatz zu den beiden oben beschriebenen Verfahren, das CO2 nicht aus dem Rauchgasstrom entfernt, sondern im umgekehrten Sinne störende Bestandteile aus dem Rauchgas entfernt, bis ein möglichst reiner CO2-Strom vorliegt. Der Vorteil des Oxyfuel-Verfahren besteht somit aus der Einsparung einer kostspieligen CO2-

367

Wäsche. Dem steht allerdings der für die Bereitstellung des Sauerstoffs notwendige Energieaufwand gegenüber. 2.6.1

Forschungs- & Entwicklungsbedarf

Seit Ende der 1990er Jahre wird weltweit an der Nutzung des Oxyfuel-Verfahrens geforscht. Der bislang erreichte Reinheitsgrad des CO2 beträgt ca. 85 % und soll bis zum Betrieb eines großtechnischen Oxyfuel-Kraftwerkes auf über 90 % gesteigert werden. Mit einer weiteren Steigerung würde der technische Aufwand und damit die Kosten stark ansteigen. Im Gegensatz zum Idealfall, bei dem nach der Verbrennung lediglich CO2 und Wasserdampf verbleiben, enthält Kohle Stickstoff und Schwefel. Hieraus entstehen während der Verbrennung Schwefeloxide und geringe Anteile an Stickoxiden. Kohle enthält außerdem nichtbrennbare Bestandteile (Asche). Ebenso läuft eine Verbrennung niemals ideal ab. Unverbrannte Bestandteile führen zu Verunreinigungen wie Kohlenmonoxid und Ruß. Ebenso wird unverbrauchter Sauerstoff mit in das Rauchgas verschleppt. Die Verbesserung der Inflexibilität gegenüber verschiedener Koh­­len ist ebenfalls ein Ziel von Forschungsarbeiten. Der derzeitige Skalierungsfaktor bis hin zu einer Großanlage beträgt ca. 15 – 20. Auch beim Oxyfuel Verfahren sinkt der elektrische Wirkungsgrad gegenüber einer Anlage ohne CO2-Abscheidung um ca. 10 %, was einem 30  –  50 % höheren Kohlebedarf entspricht. Hauptenergieverbraucher ist in diesem Fall die Luftzerlegungsanlage für die Sau-

368

X Carbon Capture and Storage

erstoffproduktion. Aufgrund der hohen Wirkungsgradeinbußen durch den Betrieb der Luftzerlegungsanlage ist es wichtig, die Integration des Luftzerlegers aber auch der anderen Schlüsselkomponenten in den Gesamtprozess voranzutreiben. Ebenso müssen die erforderlichen Entstickungs- und Entschwefelungsanlagen an die neuen Rauchgasparameter angepasst werden. 2.7

Gegenüberstellung der Verfahren

Technologie geeignet für Nachrüstung? Status der Technologie / F & E Bedarf Wirkungsgrad ohne CO2-Abscheidung

Post-Combustion

Pre-Combustion

Oxyfuel-Combustion

ja

bedingt

nein

Pilotanlage zur CO2-Abscheidung / Waschmittel

Theoretisch verfügbar / Waschmittel und Gasturbine

Pilotanlage / Brenner und Verfahren

42 % / 28 %

52 % / 42 %

n. a. (derzeit 37 %) / 42 % bis Bau einer Großanlage

92 – 95 % Kosten-Nutzen Verhältnis

92 – 95 % Kosten-Nutzen Verhältnis

85  –  90 % Technologie

1.100 / 2.400

1.300 / 2.100

n. a. / 2.200

40 – 50

25 – 35

25 – 35

100 (Maßstab) / 250

115 / 180

n a. / 190

2015

2020

2018 – 2020

Wirkungsgrad mit CO2-Abscheidung Wirkungsgrad mit CO2-Abscheidung CO2-Reinheit / Limitierender Faktor Spezifische Invest-Kosten [€/kW] ohne CO2-Abscheidung mit CO2-Abscheidung Kosten pro abgeschiedene t CO2 [€/t], inkl. Verdichtung und 300 km Pipeline Transport Kosten für Stromerzeugung [ %] ohne CO2-Abscheidung mit CO2-Abscheidung Erste großtechnische Anlage verfügbar bis Daten: /6//14/

X Carbon Capture and Storage

3

Der CO2-Transport

3.1

Da die Abscheidung des CO2 und dessen Lagerung meist örtlich getrennt sind, ist der Transport ein wichtiges Element des CCS-Verfahrens. Für den Transport vom Kraftwerk zur Endlagerstätte erweist sich der Transport via Pipeline oder Schiff als die einzige wirtschaftliche Option. Transportmittel wie LKW und Bahn eignen sich nur in sehr begrenztem Maße zur Beförderung von Kohlendioxid. Diese Transportmöglichkeiten sind zwar abhängig von den äußeren Bedingungen sie gefährden zum Teil jedoch die Klimabilanz, die durch den Einsatz der CCS-Technologie verbessert werden soll. Zum Transport stehen zwei wirtschaftlich sinnvolle Verfahren zur Auswahl, entweder verflüssigt oder hochverdichtet. Für den Transport mittels Pipeline erweisen sich beide Optionen als wirtschaftlich, wohingegen sich für den Schiffstransport lediglich die Verflüssigung des CO2 als sinnvoll erweist. Transportart Hochseeschiff (verflüssigt) Pipeline Ø 0,5 m (gasförmig) Zug (gasförmig) LKW (flüssig)

Verdichtung von CO2

Bei der Verdichtung in Schraubenkompressoren wird das Gas für den Transport auf bis zu 200 bar verdichtet. Dies hat zwei Gründe. Zum einem muss, ohne die Zwischenschaltung einer Kompressor Station, der Druckverlust in der Pipeline überwunden werden. Zum anderen und wichtiger ist jedoch, das Gas erreicht bei Verdichtung von über 100 bar den sog. überkritischen Zustand und besitzt so physikalische Eigenschaften der größten Dichte und dem hydraulischen Verhalten einer Flüssigkeit. Die Transportkapazität steigt dadurch im Vergleich zu gasförmigem CO2 um ein Vielfaches. Bei Verdichtung von Drücken über 200 bar können zusätzlich Transportstrecken von über 500 km ohne zusätzliche Verdichtung überwunden werden. Nach ersten Schätzungen benötigt die Verdichtung in Kompressoren bis zu 8 % der im Kraftwerk erzeugten Energie, was den Gesamtwirkungsgrad des Kraftwerkes um weitere Prozentpunkte herabsetzt. /6/

Kosten/t CO2 für 250 km Transport 10 % kann jedoch tödlich sein. Weiterhin können sich dann in Verbindung mit Wasser große Mengen an Kohlensäure bilden, die zu einer Kontamination des Erdreichs führen können. /14/

Erdgas wird, ähnlich wie CO2, verflüssigt, um eine Volumenreduzierung zu erreichen. Das verflüssigte Erdgas besitzt dann eine Temperatur von bis zu -170 °C. Solche Anlagen sind Stand der Technik. Die Behälter der Schiffe bestehen aus bis zu 50 mm dicken, isolierten Wandungen. Die Isolierung der Kugelbehälter ist notwendig, um das unter hohem Druck stehende, verflüssigte Gas gegen Wärmeeintrag und somit gegen eine Verdampfung mit einer einhergehenden Druckerhöhung, zu schützen. Die Transportschiffe würden den LNG-Schiffen vom Aussehen her stark ähneln.

Abbildung 13: LNG-Transportschiff Bild: StatoilHydro

3.4

Abbildung 12: CO2-Verflüssigungsanlage an der Oxyfuel-Pilotanlage in Spremberg Bild: Linde-KCA-Dresden GmbH, 10/2008

3.3

Schiffstransport

Beim Schiffstransport müssten, wie schon bei dem heutigen LNG-Transport (Liquified Natural Gas, verflüssigtes Erdgas) als notwendige Infrastruktur Hochseeterminals mit Verflüssigungs- und Rückvergasungsanlagen und die dazugehörigen Tanks errichtet werden, die die Verladung bzw. Entladung der Schiffe ermöglichen.

Pipelines

Der Einsatz einer Pipeline ist aufgrund der kontinuierlich zu befördernden CO2-Mengen sowohl ökologisch als auch energetisch die optimale Methode. So müssen bei einem Kraftwerk mit einer Leistung von 1.000 Megawatt jährlich ca. fünf Millionen Tonnen Kohlendioxid zur Lagerstätte transportiert werden. Die Installation einer Pipeline mit einem Durchmesser von 40 cm wäre hierbei ausreichend. /14/ /6/ Insgesamt gibt es weltweit mehr als 5.000 km an CO2Pipelines mit einer Transportleistung von weit mehr als 50 Mio. Tonnen/Jahr. Zum Transport von Erdgas sind in Deutschland bereits mehr als 350.000 km Röhrennetz installiert. Ein weiteres Netz für die Entsorgung von CO2 aufzubauen, wäre zwar vom Planungsverfahren und von den Investitionskosten her aufwändig, aber die Pipeline kann als einziges System eine kontinuier­ liche Beförderung großer Gasmengen bewältigen.

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Zudem unterscheiden sich technisch Kohlendioxidleitungen nicht von Erdgasleitungen. CO2-führende Pipelines gibt es bereits in den USA seit mehr als 30 Jahren. Das Netz umfasst eine Länge von mehr als 2.500 km und transportiert jährlich rd. 40 Mio. Tonnen in Raffinerien abgetrenntes CO2 zu den Ölförderstätten in Louisiana, Texas und New Mexico. Dort dient es zur Erhöhung der Fördermengen, indem das CO2 unter hohem Druck in das Ölreservoir gepumpt wird. Das Verfahren nennt man „Enhanced Oil ReCovery“. Das gleiche Prinzip wird unter dem Namen „Enhanced Gas ReCovery“ auch für Erdgasfelder bspw. in Algerien angewandt. /14/

4

CO2 Entsorgung

4.1

Geologische CO2-Speicherung als Teil von CCS (Carbon Capture and Storage)

Die Speicherung von CO2 im Untergrund ist der Verfahrensschritt der CCS-Technologie, der noch am wenigsten erforscht und entwickelt ist. Somit bestehen hier auch noch die größten Unsicherheiten, bzgl. der Speichermechanismen, der Lagerkapazitäten und der Langzeitstabilität einer Lagerstätte. Speicherung bedeutet eine sichere und vor allem dauerhafte Lagerung des Kohlendioxids über Jahrtausende zu gewährleisten. Die Verfahren zur Speicherung sind zwar teilweise bekannt, aber sowohl potenzielle Speicherstätten als auch Bohrverfahren, Injektion und Monitoring müssen an die spezifischen Eigenschaften des CO2 angepasst werden. Folgende, teilweise theoretische Ansätze für Speicheroptionen werden derzeit weltweit als Option erforscht: •• Ausgebeutete Salinen •• Kohleflöze in einer Tiefe größer als 2.500 m, die mit heutigen technischen Mitteln nicht abbaubar sind •• Ausgebeutete Kohleflöze •• Ausgebeutete Ölfelder zum Zwecke des „Enhanced Oil ReCovery“, also der Erhöhung des Förderdruckes durch Verpressen von CO2

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•• Ausgebeutete Gasfelder zum Zwecke des „Enhanced Gas ReCovery“, also der Erhöhung des Förderdruckes durch Verpressen von CO2 welches sich durch den Dichteunterschied am Boden des Gasfeldes absetzt und so das leichtere Erdgas nach oben treibt •• Saline Aquifere, salzwasserführende Sedimentschichten Diese sechs Optionen differenzieren sich in die beiden Begriffe Hohlraumspeicher, also die Speicherung des Gases in einem zuvor durch Bergbau oder Öl- und Gasförderung erzeugten Hohlraum oder in die sog. mikroporöse Speicherung. Dies bedeutet, dass das CO2 in den Poren oder mikroskopisch kleinen Hohlräumen gebunden wird und, je nach Speicheroption, umgewandelt wird.

372

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In Abbildung 14 sind die Speicheroptionen nochmals dargestellt.

Abbildung 14: Speicheroptionen Grafik: IZ-Klima

4.1.2 4.1.1

Kohleflöze in einer Tiefe größer als 2.500 m

Ausgebeutete Salinen

Die beim Abbau von Kalisalzen entstandenen Hohlräume werden bereits seit einigen Jahrzehnten als Kavernen zur Speicherung von Erdgas genutzt. Der Vorteil dieser Gesteinsschichten liegt darin, dass sie meist von gasdichten Steinsalzen umgeben sind. Die Eignung als Erdgasspeicher macht die Option der Salinen zunächst auch für die CO2-Speicherung interessant, jedoch werden die weltweiten Kapazitäten als eher gering eingeschätzt und geeignete Standorte werden bereits anderweitig genutzt. Ein Sicherheitsrisiko stellen hier die geeignete Abdichtung des Schachtes sowie die oftmals vielfältige Verzweigung ehemaliger Stollen und Gänge dar. Die Gefahr einer Leckage, bedingt durch ein Erdbeben bzw. Erdverschiebungen, besteht zudem.

Kohleflöze in einer Tiefe > 2.500 m sind mit heutigen technischen Mitteln nicht wirtschaftlich abbaubar. Daher eigenen sich diese Flöze zur Speicherung von CO2, welches gasförmig in die Tiefe eingebracht wird. Der Vorteil dieser Methode ist, dass das CO2 an der Kohle sorbiert (durch schwache physikalische Wechselwirkungen fixiert) wird. Durch diese mikroporösen Bindungsmechanismen könnten große CO2-Mengen an die Kohle gebunden werden. Ein Problem des Verfahrens ist, dass Kohle im Kontakt mit CO2 die Tendenz hat aufzuquellen und es damit immer schwerer wird, CO2 zu injizieren. Dies führt zu einer verminderten Durchlässigkeit und so zu einer fortschreitenden Verringerung der ursprünglichen Kapazität des Flözes. Aufgrund der großen Tiefe und der ungenauen Kenntnis des Verhaltens des Flözes spielt diese Option derzeit nur eine untergeordnete Rolle.

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4.1.3

Ausgebeutete Kohleflöze

Die beim Abbau von Kohle entstandenen Hohlräume würden sich ebenfalls als Einlagerungsoption anbieten, zumal solche Gruben sich oftmals in der Nähe von Kohlekraftwerken befinden. Jedoch ist das umgebende Gestein zum Teil gasdurchlässig, wie der Austritt von Grubengas immer wieder zeigt. Ebenso macht die oftmals vielfältige Verzweigung der Stollen und Schächte ein kontrolliertes Einlagern schwierig. Die dauerhafte Abdichtung des Schachtes und die Gefahr einer Leckage durch ein Erdbeben oder durch einen Stolleneinbruch mach diese Variante uninteressant. Für eine dauerhafte Speicherung kommt diese Art von Hohlraum Speicher deshalb nicht in Frage. 4.1.4

Ausgebeutete Ölfelder

Die Förderdruckerhöhung durch Verpressen von CO2 in ausgebeutete Ölfelder, auch „Enhanced-Oil-ReCovery“ genannt, ist eine Technik, die schon seit Mitte der 1980er Jahre angewandt wird. Durch die Einbringung von CO2 in die unterirdische Lagerstätte wird das verbleibende Öl aus den Gesteinsporen getrieben, was den Erdölförderdruck wieder anhebt. Versiegende Lagerstätten können so länger genutzt werden. Beim endgültigen Versiegen des Ölfeldes ersetzt das eingebrachte CO2 dann vollständig das Öl und bleibt nach Abdichtung des Bohrlochs eingeschlossen. Zusätzlich verleiht das CO2 dem Ölfeld aufgrund des Druckes Stabilität. Die Schwierigkeit der Technologie liegt in der dauerhaften Versiegelung des Feldes, da ein Feld oftmals mehrere Bohrlöcher besitzt und diese nur unter sehr hohem technischen Aufwand zu lokalisieren und dauerhaft abzudichten sind. CO2 bildet bei Kontakt mit Wasser Kohlensäure, die die Abdichtung des Bohrlochs anangreift. Deshalb muss das gesamte Bohrloch mit einem speziellen Zement verfüllt und abgedichtet werden. EOR als Methode zur Steigerung der Ölausbeute bei gleichzeitig sicherer CO2-Speicherung ist bereits industrielle Praxis. Aufgrund der vorherigen Ausbeutung des Feldes besteht genaue Kenntnis über die Kapazität und Stabilität des Feldes. Dass die Speicherung von unter Druck stehendem Öl und somit auch CO2 möglich ist, hat ein Ölfeld über mehrere Millionen Jahre bereits bewiesen. /5/

373

Als vorteilhaft erweist sich auch die Nutzung von bestehenden Pipelines, die zuvor für die Ölförderung genutzt wurden, und die dann bei Abschluss der Förderung zum Antransport des CO2 genutzt werden können. 4.1.5

Ausgebeutete Erdgasfelder

Das Verpressen von CO2 in Erdgasfelder wird beim sog. „Enhanced-Gas-ReCovery“ (EGR) genutzt, um den Förderdruck von beinahe ausgebeuteten Gaslagerstätten wieder zu erhöhen. Gasfelder sind zur CO2-Lagerung besonders gut geeignet, da diese Speicher Erdgas über Millionen von Jahren zuverlässig in der Tiefe gehalten haben, somit wäre der grundsätzliche Nachweis über die Speichersicherheit erbracht. Wie auch schon beim Enhanced-Oil-ReCovery Verfahren, verbleibt das CO2 nach dem endgültigen Versiegen des Gasfeldes in der Tiefe und ersetzt das geförderte Erdgas vollständig und bleibt nach Abdichtung des Bohrloches eingeschlossen. Aufgrund des Druckes verleiht das CO2 dem Gasfeld zusätzlich Stabilität. Die Schwierigkeit der Technologie liegt wiederum in der dauerhaften Versiegelung des Feldes, da ein Gasfeld oftmals mehrere Bohrlöcher besitzt und diese nur unter sehr hohem technischen Aufwand dauerhaft abzudichten sind.

Abbildung 15: Enhanced-Gas-ReCovery Grafik: IZ-Klima

374

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Alleine in Deutschland bieten Gaslagerstätten große Kapazitäten. In Norddeutschland gibt es 66 Felder mit einer Aufnahmefähigkeit von rd. 1,7 Mrd. Tonnen CO2. Auch hier können ausgediente Gas-Pipelines zur Förderung des CO2 genutzt werden. /14/ 4.1.6

Saline Aquifere

Das mit Abstand größte und vielversprechendste Potenzial besitzen die salinen Aquifere. Diese Sandsteinschichten, deren Poren mit Sole gefüllt sind, finden sich sowohl auf dem Festland wie auch unterhalb des Meeresbodens. Die geologischen Eigenschaften der salinen Aquifere sind bislang noch nicht abschließend erforscht und weisen somit derzeit noch die größten Unsicherheiten bezüglich der Speichermechanismen und der Lagerkapazitäten auf. Aufgrund ihrer Ausdehnung bieten sie jedoch das weltweit größte Speicherpotenzial für Kohlendioxid. Saline Aquifere sind tiefe, salzwasserführende Gesteine, eingebettet in festes Sedimentgestein. Bei der Speicherung von CO2 in den porösen Gesteinsformationen wird das CO2 wie Wasser in den Poren eingelagert. Mit fortschreitender Injektion breitet sich das CO2 nach und nach aus. Das in den Untergrund verpresste CO2 bewegt sich frei im salzhaltigen Wasser des Speichergesteins. Schon nach wenigen Monaten löst sich ein großer Teil des eingebrachten CO2 im Salzwasser. Ein Großteil der CO2-Moleküle geht eine Bindung mit den Molekülen des salzhaltigen Wassers ein. Mit fortschreitender Zeit saugen die Gesteinsporen der umliegenden Sedimentschichten das CO2-Wassergemisch auf. Hierbei spricht man von einer kapillaren Bindung. Das CO2-Wassergemisch setzt sich dann in den Poren des Sedimentgesteins fest. Innerhalb weniger Jahre geht ein Teil der aufgesogenen Lösung eine feste Bindung mit dem umliegenden Gestein ein. Aus dem ursprünglich gasförmigen CO2 bildet sich festes Karbonat und wird so dauerhaft in den Gesteinsschichten des Aquifers gebunden. Hierbei spricht man von einer Mineralisierung. Durch das Binden spricht man im englischen auch vom „Trapping“. Diese Trapping-Mechanismen sorgen dafür, dass die Speicherung von CO2 im Verlauf der Zeit immer sicherer wird. Damit ein erneu-

tes Zutage treten des gasförmigen CO2 ausgeschlossen ist, müssen diese Schichten jedoch zunächst durch eine undurchlässige Deckschicht abgedeckt sein. Weiterhin ist es wichtig, dass die Lagerstätten eine Mindesttiefe von 800 m aufweisen, da hier hydrostatische Drücke auftreten, bei denen das eingebrachte CO2 den überkritischen Zustand (Dichte einer Flüssigkeit und Viskosität eines Gases) erreicht. Je tiefer die Lagerstätte, desto weniger Raum nimmt das CO2 ein. Dies reicht bis hin zu einer Komprimierung von weniger als 1 % des ursprünglichen Volumens. /5/ /6/ /8/

Abbildung 16: Enhanced Oil Recovery Grafik: IZ-Klima

Für die Nutzung von salinen Aquiferen spricht weiterhin deren weltweite Verbreitung. Dies würde zu einer Reduzierung der CO2-Transportwege führen. Das IPCC geht in einer Studie davon aus, dass viele große CO2Emittenten nicht weiter als 300 km von einer geeigneten Speicherstätte entfernt liegen. Die Abbildung 17 zeigt die weltweite Verbreitung von salinen Aquiferen. Je dunkler die Schattierung, desto geeigneter die Speicherformation. Die hell schattierten Gebiete sind nicht für eine Speicherung geeignet.

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375

Abbildung 17: Weltweites Speicherpotenzial von salinen Aquiferen Grafik: IZ-Klima

Von Nachteil ist, dass saline Aquifere auch die bevorzugten Gesteinsschichten zur Gewinnung geothermaler Energie sind. Diese konkurrierende Nutzungsoption kann das grundsätzlich große Speicherpotenzial einschränken. Allerdings gehen die Angaben weit auseinander, inwieweit die Speicherung von CO2 die Nutzung von Geothermie beeinträchtigen kann.

Fragen der Umweltverträglichkeit der Endlagerung großer Mengen von CO2 in salinen Aquiferen sind noch nicht ausreichend untersucht. Dennoch verspricht die Lagerung in salinen Aquiferen eine vielversprechende Option zu sein.

376

4.1.7

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Gegenüberstellung der Speichermöglich­keiten

Pro Ausgebeutete Salinen

Cons

Wird bereits als Erdgasspeicher genutzt  –  bekannte Technologie

Tiefliegende Kohleflöze

Nur wenige geeignete Formationen weltweit Komplexe Bohrtechnik da Flöze bis zu 3.000 m tief Technischer Fortschritt könnte Kohle abbaubar machen

Ausgebeutete Kohleflöze

Oftmals in geografischer Nähe zu Kohlekraftwerken  –  geringe Transportkosten

Tendiert zu Leckagen, Wassereinbrüchen und Setzungen  –  keine Langzeitabdichtung möglich

Ausgebeutete Öl- und Gasfelder

EOR/EGR sind bekannte Technologien

Komplexe Abdichtung von Bohrlöchern

Genaue Kenntnis der Speicherkapazität und des Speicherverhaltens Stabilisierung des Speichers durch Substitution von Erdgas durch CO2 Beweis der Speichermöglichkeit über mehrere Millionen von Jahren bereits erbracht Bereits bestehende Pipelines können für den CO2-Transport genutzt werden Saline Aquifere > 800 m

Vielversprechendes Speicherkonzept wegen Mineralisierugsvorgang (Trapping)

Bislang nicht bis ins Detail verstandener Mineraliesierungsvorgang

Weitverbreitete Felder und enormes Speicherpotenzial

Bevorzugte Gesteinsformationen für Geothermie  –  doppelte Nutzung nicht möglich Durchbruch von CO2 in höher liegende Gesteinsschichten könnte Trinkwasser unbrauchbar machen

4.1.8

Speicherpotenziale weltweit und in Deutschland

Gemäß dem Weltklimarat liegt das technisch nutzbare, weltweite Speicherpotenzial bei etwa 2.000 Mrd. Tonnen CO2. Das Fraunhofer-Institut (ISI) geht wiederum davon aus, dass die Kapazität aller weltweit ausgeförderten Öl- und Gasfelder sowie salinen Aquiferen ausreichend ist, um Speicherpotenzial für alle CO2-Emissionen innerhalb eines Zeitraums von ca. 80 Jahren zu bieten. Dies bedeutet, dass die CO2-Emission einer Kraftwerksgeneration gespeichert werden könnte. Die Schwankungsbreite der Werte rührt von der Tatsache her, dass die Schätzungen der Lagerpotenziale je

nach wissenschaftlichem Ansatz enorm schwanken. Grund für die große Spanne sind die zahlreichen Faktoren, die in die Berechnung einfließen, teilweise jedoch noch nicht erforscht sind. So sind die Speichermechanismen von salinen Aquiferen zwar bekannt, die genauen Auswirkungen auf die Speicherkapazität lassen sich jedoch beim heutigen Wissenstand nicht exakt vorhersagen. Denn für die CO2-Speicherkapazität ist nicht nur die Größe entscheidend, sondern auch die Speichereffizienz, die wiederum abhängig von den geologischen Eigenschaften ist. Ebenso ist die Schwankung bei den Kohleflözen zu sehen. Die starke Schwankung rührt aus der derzeitigen Unkenntnis der Einlagerungsmechanismen und der Permeabilität verschiedener Kohlearten.

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CO2-Speicherpotenziale

Speicherkosten 1,7-6,0 €/t CO2

Global

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Deutschland

Kapazität [Mrd.t CO2]

Kapazität ausreichend für [a]

Kapazität [Mrd.t CO2]

Kapazität ausreichend für [a]

Ausgebeutete Ölfelder

690

65

3

8

Ausgebeutete Gasfelder

120

11

0,1

800 m

1.000  –  10.000

38  –  940

12  –  28

34  –  78

3  –  200

4

0,4  –  1,7

 300 MW verpflichtend. Hierfür wurde ein eigener Standard definiert. Der Standard beinhaltet Aspekte wie: •• Bereitstellen ausreichender Flächen am Kraftwerksstandort für die Nachrüstung mit einer Abscheidungsanlage einschließlich der CO2-Kompressionsanlage und anderer Integrationsmaßnahmen sowie ausreichende Baustelleneinrichtungsflächen. •• Bewertung der technischen und kommerziellen Aspekte einer Nachrüstung und Integration der CO2Abscheidungsanlage unter Berücksichtigung verschiedener Optionen zur Nachrüstung. •• Identifizierung und Bewertung möglicher Lagerstätten in hinreichender Entfernung vom Kraftwerksstandort. •• Bewertung brauchbarer Speicheroptionen, wobei die Untersuchung und Überprüfung von Transport und Speicherung des abgeschiedenen CO2 Aufgabe des Kraftwerksbetreibers ist. Nach der Direktive der Europäischen Kommission zur CO2-Speicherung müssen Kraftwerksneubauten ab 2015 „capture ready“ ausgeführt werden. /14/ 5.2

Wirtschaftliche Aspekte

Förderung von CCS Die Erwartungen an CCS als Beitrag zur Bekämpfung des Klimawandels sind groß. In einem Bericht aus dem Jahre 2012 der Kommission über die Durchführung d ­ es Europäischen Energieprogramms zur Konjunkturbelebung (EEPR) ist jedoch von „schwerwiegenden“ recht-

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lichen und wirtschaftlichen Unsicherheiten die Rede, die die erfolgreiche Durchführung der durch das Programm geförderten CCS-Pilotprojekte gefährden könnten. Das Konjunkturpaket wurde im Jahr 2009 mit insgesamt 4 Mrd. Euro aufgelegt. Mit den Geldern sollten Projekte gefördert werden, die die Energieversorgungssicherheit erhöhen und den Treibhausgasausstoß verringern. Mit diesen Fördergeldern wurden bisher sechs CCS-Projekte mit rd. 1 Mrd. Euro gefördert. Bis März 2012 seien den CCS-Projektbetreibern 392 Milli­onen Euro an Fördergeldern ausgezahlt worden. Das Programm hätte zwar einen schnellen Start der in Deutschland, den Niederlanden, dem Vereinigten Königreich, Italien, Spanien und Polen angesiedelten Projekte ermöglicht, aber für keines der Projekte liege bisher eine weitere endgültige Investitionsentscheidung vor. Das erste Projekt, für das bis Oktober 2012 mit einer Investitionsentscheidung gerechnet werde, liege in den Niederlanden. Für alle anderen Projekte würden die Entscheidungen nicht vor dem Jahr 2013 erwartet und das deutsche CCS-Projekt von Vattenfall in Jänschwalde wurde Anfang des Jahres eingestellt. Die meisten Anlagen werden daher wahrscheinlich erst 2016/2017 den Betrieb aufnehmen, heißt es in dem Bericht. Die EU will darüber hinaus in den nächsten Jahren in den Aufbau einer grenzüberschreitenden CO2-Transportinfrastruktur investieren. Die Gründe für die beschriebenen Verzögerungen seien vielfältig: noch nicht erteilte Genehmigungen, nicht abgeschlossene Charakterisierung der Speicherstätten oder unvollständige Finanzrahmen, ebenso der Widerstand aus der Bevölkerung und speziell in Deutschland die verspätete Umsetzung der EU-CCS-Richtlinie. Auch der niedrige Preis für den Ausstoß von Kohlendioxid im Emissionshandel mache CCS „mittelfristig wirtschaftlich uninteressant“. Auf internationaler Ebene werden vor allem in den kohlereichen Staaten wie den USA oder Australien, aber auch in Japan oder England Programme zur Erforschung der gesamten Prozesskette aufgesetzt. In den USA wurde die sogenannte „Clean Coal Power Initiative“ ins Leben gerufen. Das amerikanische Department of Energy (DoE) hat hierfür jährlich zwei Milliarden Dollar zur Verfügung gestellt.

383

Eine Studie des Global CCS Institute erfasst im Jahr 2011 insgesamt 234 CCS-Projekte, davon mehr als 70 geplante oder aktive Projekte im großtechnischen Maßstab teilweise unterstützt aus Fördergeldern. Die Experten kommen u. a. zu dem Schluss, dass die Zahl der CCS-Projekte, die sich in der Realisierung oder in Betrieb befinden, wächst und voraussichtlich weiter wachsen wird. CCS und der Emissionsrechtehandel CCS-Verfahren verursachen sowohl hohe Investitionsund Betriebskosten als auch einen Wirkungsgradverlust einhergehend mit weiteren zusätzlichen Kosten. Durch die Erhöhung der Stromerzeugungskosten ist CCS unter heutigen Rahmenbedingungen nicht wirtschaftlich. Die wirtschaftliche Machbarkeit der Technologie hängt daher wesentlich von der Möglichkeit der Gegensubventionierung ab. Eine dieser Möglichkeiten stellt der Handel mit Verschmutzungsrechten dar, also der Handel mit CO2-Zertifikanten an der European Energy Exchange (EEX) Börse in Leipzig. Europäische Rechtsgrundlage des Emissionshandels bildet die Emissionshandelsrichtlinie (Richtlinie 2003/87/EG), die am 13. Oktober 2003 in Kraft trat. In Deutschland wurde die Richtlinie mit dem Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG), seit 15. Juli 2004 in Kraft, in deutsches Recht umgesetzt. Darin wird die Deutsche Emissionshandelsstelle des Umweltbundesamtes mit der Ausgabe von Zertifikaten und der Überwachung der Emissionen beauftragt. Ziel dieses europäischen Emissionsrechtehandels ist die Förderung CO2-mindernder Technologien, zu denen auch die CO2-Abtrennung gehört. Abgeschiedenes und gespeichertes CO2 gilt nach der angepassten Richtlinie nicht als CO2-Emission. Zugleich gilt nach der EG-Richtlinie ab 2013, dass Kraftwerken keine Zertifikate mehr unentgeltlich zugeteilt werden. Anlagen mit nachgeschaltetem CCS werden somit (bei einer entsprechenden Preisentwicklung für CO2-Zertifikate) im Umfang des Werts der ersparten CO2-Zertifikate günstiger als CO2-emittierende Kraftwerke ohne CCS. /9/ /4/ Sollten jedoch die Zertifikatspreise für Emissionsrechte auf dem derzeitigen Niveau verharren, so wird dies wohl kaum ein Anreiz für eine Investitionstätig-

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keit darstellen. Die Preise für die CO2-Zertifikate lagen im Jahre 2012 bei durchschnittlich 7 € bis 9 € pro Tonne CO2. Anlass für die Preisentwicklung waren die Emissionsdaten für 2011, wonach laut EU-Kommission der CO2-Ausstoß der mehr als 12.000 am Emissionshandel beteiligten Industriebetriebe und Kraftwerke um rd. 2,5 % zurückging. Demnach seien rd. 5 % der im Jahr 2011 ausgeteilten Emissionszertifikate nicht verbraucht worden. Einer Studie von McKinsey zu Folge werden im Jahre 2020 die zusätzlichen Kosten für CCS bei 25 – 35 €/t liegen, die Preise für CO2-Zertifikate hingegen bei 30 –  40 €/t, was CCS rentabel machen würde. /10/ 5.3

Politische Aspekte und rechtlicher Rahmen

Damit CO2 überhaupt eingelagert werden kann, muss zunächst ein rechtlicher Rahmen geschaffen werden, der die Ablagerung von CO2 in geologische Formationen überhaupt gestattet. Abhängig von diesen Regelungen, kann das zur Verfügung stehende Speicherpotenzial mehr oder weniger stark eingeschränkt werden. Ebenso erfordern CCS-Investitionsentscheidungen der CO2-emittierenden Industriezweige eine Rechtssicherheit und zeitlich verlässliche Angaben über die Speichermöglichkeiten. Aus diesem Grund hat das Bundeskabinett im April 2009 einen Gesetzentwurf über die Abscheidung, den Transport und die dauerhafte Speicherung von Kohlendioxid in tiefen Gesteinsschichten beschlossen. Mit dem Gesetzentwurf sollte die Richtlinie 2009/31/EG vom 23. April 2009 des Europäischen Parlaments über die geologische Speicherung von Kohlendioxid in deutsches Recht umgesetzt werden. Gemäß der Richtlinie könnten 7 Mio. Tonnen CO2 bis zum Jahr 2020 und bis zu 160 Mio. Tonnen CO2 bis zum Jahr 2030 gespeichert werden. Eine übergeordnete Regelung für CCS ist dringend geboten, da keine nationale Rechtsgrundlage, weder Bergrecht noch Kreislaufwirtschaftsgesetz oder andere Rechtsgrundlagen greifen. Die Einlagerung von CO2 berührt 11 verschiedene, nationale Gesetze bzw. Rechtsverordnungen.

Der CCS-Entwurf des Bundeskabinetts enthielt zunächst folgende Punkte: /1/ /14/ /22/ •• Nachweis über die vollständige Zurückhaltung von CO2 im Speicher auf unbegrenzte Zeit nach dem anerkannten Stand von Wissenschaft und Technik. Für den Betrieb von Speicherstätten ist eine Genehmigungspflicht vorgesehen. Eine Überprüfung hierzu findet durch die Bundesanstalt für Geowissenschaften statt. Für den Erhalt einer Speichergenehmigung sind zahlreiche Bedingungen zu erfüllen. Dazu zählen u. a. Prüfungen zur Speichereignung und -sicherheit, vor allem, dass aus der Lagerstätte dauerhaft kein CO2 austritt, Vorschläge für einen Überwachungs- und vorläufigen Nachsorgeplan und Nachweis der gültigen und wirksamen finanziellen Sicherung um allen Verpflichtungen als Speicherbetreiber nach der CCS-Richtlinie nachzukommen. •• Deckungsvorsorge: Der Betreiber eines CO2-Speichers ist verpflichtet, eine sog. Deckungsvorsorge bis zum Zeitpunkt der Übertragung der Verantwortung zu treffen. Die zuständige Behörde setzt Art und Höhe der Deckungsvorsorge fest. Die Dek­ kungsvorsorge wird jährlich angepasst. Bei der Bemessung der Deckungsvorsorge ist u. a. die für das jeweils nächste Betriebsjahr prognostizierte Speichermenge ausschlaggebend. Die Deckungsvorsorge kann entweder erbracht werden durch eine Haftpflichtversicherung oder durch Hinterlegung von Sicherheiten. •• CO2-Transport: Die Errichtung und der Betrieb von Kohlendioxid-Pipelines bedürfen der Planfeststellung. Das Verfahren orientiert sich an den Vorschriften für die Errichtung von Gasleitungen. •• Die Genehmigung zur Errichtung und Betrieb eines Kohlendioxidspeichers erfolgt grundsätzlich im Planfeststellungsverfahren. Dabei ist zentrales Kriterium der Nachweis der Langzeitsicherheit und die Vorsorge gegen Beeinträchtigungen von Mensch und Umwelt.

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•• Nach Abschluss der CO2-Injektion bleibt der Betreiber verantwortlich für die Instandhaltung des Speichers, das Monitoring, die Kontrolle, die Berichterstattung und für etwaige Korrekturmaßnahmen. Mit der Behörde muss ein sog. Verschlussplan abgestimmt werden. Nach Ablauf einer Mindestfrist von 30 Jahren, nachdem die Speicherstätte abgedichtet und die Injektionsanlagen abgebaut wurden, können alle rechtlichen Verpflichtungen in Bezug auf Überwachung, Berichterstattung und Korrekturmaßnahmen sowie in Bezug auf Vermeidungs- und Sanierungstätigkeiten auf die zuständige Behörde übertragen werden. •• Im Jahr 2015 wird der Bund die Erfahrungen mit den Demonstrationsvorhaben aus dem In- und Ausland auswerten. Dann wird geklärt, inwieweit die im Gesetz festgelegten Sicherheits- und Umweltstandards nachgewiesen werden können und ob CCS technisch und wirtschaftlich ein gangbarer Weg ist. •• Eine CO2-Lagerstätte muss mit einem Leckage Monitoring System ausgestattet sein, welches dem Stand der Wissenschaft entspricht. •• Die minimal erforderliche Reinheit des injizierten CO2 muss bei mindestens 92 % liegen, um Verunreinigungen durch Ablagerung von Fremdstoffen im Erdreich auszuschließen, denn bei der Abtrennung des CO2 gehen auch verschiedene andere Stoffe aus dem Kraftwerksabgas wie Stickoxide, Schwefeldioxid sowie auch Stoffe aus dem Abscheidungsprozess (z. B. Amine) in das abgetrennte CO2 über. Trotz ihres geringen prozentualen Anteils würden die genannten Rückstände aufgrund der großen Speichermengen in erheblichem Ausmaß zur Lagerung gelangen. Da in Deutschland die Deponierung von Abfällen grundsätzlich nicht gestattet ist, sind hierzu auch noch rechtliche Fragen zu klären. •• Die Vergabe von Nutzungsrechten zur CO2-Speicherung in salinen Aquiferen wird auf Basis „first Come - first serve“ erfolgen. Da diese Gesteinsformationen ebenfalls von Interesse für Geothermieprojekte sind, jedoch eine Doppeltnutzung ausgeschlossen ist, ist ein Nutzungskonflikt bereits vorprogrammiert.

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Die Fraktionen im Bundestag konnten sich 2009 jedoch bei der parlamentarischen Beratung nicht auf einen einheitlichen Entwurf einigen. Somit wurde das Thema von der Tagesordnung des Bundestages zur Verabschiedung des Gesetztes gestrichen. Kritiker des Gesetzesentwurfs sahen noch großen Nachbesserungsbedarf gerade hinsichtlich der Punkte bei der Vergabe von Nutzungsrechten. Bei den Haftungsfragen und bzgl. der einzuhaltenden Leckageraten. Ebenso ist der Nutzungskonflikt zwischen Geothermie und CCS auszuräumen. Ebenso kam es von Seiten der Bevölkerung in den betroffenen Gebieten zu massiven Widerständen bzgl. der unterirdischen CO2-Speicherung. Die Befürchtung, die unter Druck stehenden Gase könnten unkontrolliert entweichen und Grundwasserschichten verunreinigen, führte zu zahlreichen Bürgerinitiativen und letzt­enendlich auch auf politischer Ebene zu Protesten in den betroffenen Bundesländer. Im Juni 2012 hat nun der Bundesrat endgültig den Weg freigemacht für ein Gesetz zur unterirdischen Speicherung von CO2. Nach langer Debatte zwischen Bund und Ländern wurde als Kompromiss festgelegt, die verpresste CO2-Menge auf 1,3 Mio. Tonnen pro Jahr und Speicher zu begrenzen; zunächst waren 3 Mio. Tonnen geplant gewesen. Die Höchstspeichermenge in Deutschland wurde auf insgesamt 4 Mio. Tonnen reduziert. Damit reduziert sich die bisher geltende Gesamtspeichermenge von 8 Millionen Tonnen um die Hälfte. Die Länder hatten zudem eine Klausel durchgesetzt, die es ihnen ermöglicht, Speicher zu verhindern. Schleswig-Holstein und Niedersachsen, die Bundesländer mit den meisten der bundesweit 408 potenziellen unterirdischen Formationen, wollen die unterirdische CO2-Speicherung gänzlich verbieten. Verlängert wurde auch der Zeitraum, innerhalb dessen der Betreiber eines Speichers die Verantwortung trägt. Statt wie ursprünglich vorgesehen 30 Jahre, muss der Betreiber nun 40 Jahre lang alle gesetzlichen Pflichten für den Betrieb der Anlage einhalten. Dazu gehören auch die Verhinderung und Beseitigung von Gefahren und Risiken. Etwaige Schäden sind zu ersetzen. Aufgrund dieser langandauernden rechtlichen Unsicherheit hat bspw. der Energiekonzern Vattenfall

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seine Pläne für das bislang größte Klimaschutz-Projekt in Deutschland zurückgezogen. Der ursprünglich geplante Bau einer Oxyfuel-Anlage zur CO2-Abscheidung und unterirdischen Einlagerung in der Lausitz könne nicht verwirklicht werden, weil es keine verlässliche gesetzliche Grundlage gebe, begründete der Konzern-Vorstand die Entscheidung. Mit Investitionskosten von 1,5 Mrd. Euro handelte es sich um das größte Klimaschutz-Projekt eines einzelnen Unternehmens in Deutschland. Die Europäische Union hatte für das Vorhaben bereits eine erste Anschubförderung von 180 Mio. Euro genehmigt. Die Anlage sollte eigentlich 2015 in Betrieb gehen. Trotz dieser Entscheidung will der Konzern grundsätzlich an der CCS-Technologie festhalten. 5.4

Versicherungsspezifische Betrachtung

Aus heutiger Sicht, basierend auf dem derzeitigen Stand der Entwicklung der CCS-Technologie, bestehen einige Risiken und Unwägbarkeiten bezüglich der Technologie. Viele davon sind jedoch spekulativ, da CCS bislang noch nicht in einem großtechnischen Maßstab realisiert wurde. Somit sind die nachfolgend aufgeführten Punkte als eine Extrapolation aus dem heutigen Wissen zu sehen. Technologische Aspekte Stand der Technik: Teil- bzw. Einzelschritte des Postbzw. Pre-Combustion-Verfahrens können als Stand der Technik angesehen werden. Das Zusammenspiel der einzelnen Verfahrensschritte ist jedoch bislang im großtechnischen Maßstab nicht bewiesen worden. Im Falle des Oxyfuel-Verfahrens muss man sogar von einem prototypischen Verfahren mit all seinen Unwägbarkeiten sprechen. Bei Maßstabsvergrößerungen, der Integration von Komponenten oder ganzer Prozesse können oftmals physikalische Phänomene auftreten, welche bei einer Pilotanlage zwar existent sind, jedoch nicht dominierend. Diese Phänomene können in der Skalierung zum großtechnischen Maßstab jedoch so dominant werden, dass Komponenten nicht wie bestimmt funktionieren oder die gesamte Anlage ihren Zweck nicht erfüllt.

Korrosion: Durch eine unzureichende Abscheidung nach den Absorbern können die im Waschprozess verwendeten Waschmittel in nachgeschalteten Prozessen zu massiven Korrosionsschäden führen. Korrosion wird ebenso bedingt durch Kohlensäure, welche aus der Verbindung von CO2 mit Wasser entsteht. Die Gefahr der Kohlensäurebildung ist zwar nur für den Teilprozess nach der Abtrennung relevant jedoch kann es hier durch die hohen Drücke der CO2-Verdichtung bzw. Verflüssigung zu ebenso schwerwiegenden Folgen kommen. Faktor Mensch Aufgrund der zunehmenden Komplexität von CCSKraftwerken, wird auch der Faktor Mensch an Bedeutung gewinnen. Mit zunehmender Anlagenkomplexität steigt das Risiko von menschlichem Fehlverhalten oder gar Versagen. Steigende Komplexität Einhergehend mit der Komplexität einer Anlage steigen auch die Ausgaben für Betrieb und Wartung sowie die Kosten für Lagerhaltung und Aufwendungen für externes Servicepersonal. Alle diese Kosten werden sich sowohl in der Versicherungssumme als auch in der Betriebsunterbrechungsversicherung niederschlagen. Ebenso steigt mit zunehmender Komplexität der Anlage das Risiko eines (Teil-) Ausfalls, da eine zunehmende Komplexität des Prozesses auch ein zunehmendes Ineinandergreifen von Teilschritten bedingt. Ein Ausfall eines Teilschrittes könnte so den Gesamtprozess zum Ausfall bringen. Betriebsunterbrechung Im Zusammenhang mit der Betriebsunterbrechungsversicherung einer CCS-Anlage tauchen auch Fragen der Ersatzpflicht auf. Zu klären ist, ob durch den Ausfall der CO2-Abtrennung die Betriebserlaubnis des Kraftwerks erlischt und dies dann zwangsläufig zu einer Abschaltung des Kraftwerkes führt. Weiterhin ist zu klären, ob durch den Ausfall der CO2-Abscheidung Ersatzpflicht für fehlende Emissionszertifikate besteht.

X Carbon Capture and Storage

Umwelthaftung Die Abtrennung von CO2 erfolgt beim Post- und PreCombustion Prozess mit Hilfe von Wäschern, die große Mengen an umweltgefährdenden und teilweise brennbaren Waschmitteln beinhalten. Dies kann bei einer Leckage zu massiven Umweltbelastungen oder zu schweren Bränden führen. Durch Verdampfen von Waschmittel, bspw. Methanol, kann es auch zu einer Gefährdung von Mensch und Umwelt durch Emissionen kommen. Feuer Die Adaption der Waschverfahren an die großen, drucklosen Rauchgasmengen im Kraftwerk führt zu Überlegungen, Wäscher aus glasfaserverstärktem Kunststoff zu fertigen. Der Einsatz von GFK kann im Falle eines Brandes zu einer zusätzlichen Brandlast führen.

6

Zusammenfassung

Die Reduzierung der Emission von Treibhausgasen, in erster Linie CO2, bei der energetischen Nutzung von fossilen Energieträgern ist ein zentrales Ziel der weltweiten Klimaschutzpolitik. Weltweit werden jedoch fossile Energieträger noch über Jahrzehnte, im Falle von Kohle noch über Jahrhunderte hinweg, verfügbar und somit ein unverzichtbarer Teil der Energieversorgung sein und weiterhin einen wesentlichen Beitrag zur Energieversorgung leisten. Doch gerade bei der Verbrennung von Braun- und Steinkohle kommt es aufgrund der chemischen Zusammensetzung zu höheren spezifischen CO2-Emissionen als bei der energetischen Nutzung anderer fossiler Energieträger. Die Beschlusslage zum Klimaschutz auf deutscher und auf EU-Ebene sieht deutliche Minderungen der Treib­ hausgasemissionen bis 2020 vor. Gegenüber 1990 wird eine um mehr als 20 %ige Reduzierung der Treibhausgasemissionen in Europa angestrebt. /21/ Um dieses Ziel zu erreichen, kommt nach übereinstimmender Ansicht von Politikern und Experten, neben der Effizienzsteigerung von Kraftwerken, der CCS-Technologie eine überragende Bedeutung zu. So erwarten die EU-Kommission und die IEA von den CCS-Technologien einen maßgeblichen Beitrag für die globale Emissionsminde-

387

rung. Allerdings befindet sich die CO2-Abscheidung in Kraftwerken und die nachfolgende Speicherung noch in der Forschungs- und Entwicklungsphase und ist nicht als Stand der Technik zu betrachten. Bislang existieren lediglich Pilotanlagen mit geringer Leistung. Abscheideverfahren und entsprechende Kraftwerkstechnologien müssen aufgrund ihrer hohen Kosten und Energieverluste wirtschaftlich optimiert und erprobt werden. Auch die Frage der sicheren Endlagerung, der Umweltverträglichkeit und der dazugehörigen Techniken sind noch nicht eindeutig geklärt. Allerdings sind bisher jedoch auch keine wissenschaftlichen und technischen Faktoren bekannt, die einen großtechnischen Einsatz prinzipiell in Frage stellen könnten. Der Europäische Rat hat im März 2007 den Bau von bis zu 12 CCS-Demonstrations-Kraftwerken als nächsten Schritt zur Einführung der CCS-Technologie unterstützt. /17/ Ein erster großtechnischer Einsatz der gesamten CCS-Verfahrenskette erscheint, je nach Technologie, frühestens ab dem Jahre 2020 als möglich. Dabei stellt sich aus wirtschaftlicher Sicht die Frage, inwieweit die Technologie dann noch in der Lage ist, mit weiterentwickelten erneuerbaren Energien zu konkurrieren.

388

7

X Carbon Capture and Storage

Haftungsrisiken

8

Quellenverzeichnis und Internetadressen

(Jörg Sons)

Quellenverzeichnis

Ein Haftungsrisiko besteht bereits in der Planungsphase, etwa bei einem Fehler in der Einschätzung der geologischen und hydrogeologischen Verhältnisse oder der Berechnung der Bohrung. Das größte Haftungsrisiko dürfte jedoch in der Errichtungsphase zu sehen sein, etwa wenn bei der Bohrung zwei Grundwasserleiter miteinander verbunden werden oder wenn unter Druck stehendes Grundwasser angebohrt wird (Arteser), mit der Folge, dass Wasser in nicht kontrollierbarer Menge an die Oberfläche tritt. Fehler im Zuge der Bohrung sind auch beim Einbau des sog. U-Rohrs und bei der anschließenden Abdichtung der Bohrung denkbar.

/1/

World Energy Outlook 2007, IEA/OECD, Paris 2006

/2/

BP Statistical Review of World Energy, Juli 2009

/3/

The World Gasification Industry 2004-2010, Major Factors & Trends, Driving Growth Gasification Technologies Council, www.gasification.org

/4/

Emissionshandel  –  Mehr Klimaschutz durch Wettbewerb, Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Juli 2008

/5/

CCS Speicherung von CO2: Carbon Capture and Storage, Technologie für den Klimaschutz, IZ Klima e.V. , Berlin 2009

/6/

Verfahren zur CO2-Abscheidung und Speicherung  –  Abschlussbericht (Forschungsbericht 203 41 110 UBA-FB 000938/ Forschungszentrum Jülich). Umweltbundesamt Berlin, August 2006

/7/

ECOFYS: Hendriks, C.; Graus, W.; van Bergen, F.: Global carbon dioxide storage potenzial and Costs, 2004. www.ecofys.com

/8/

Frontiers Issue 21, British Petrol BP, April 2007, http://www.bp.com/bodycopyarticle.do?cate goryId=1&contentId=7052055

/9/

CCS  –  Rahmenbedingungen des Umweltschutzes für eine sich entwickelnde Technik. Umweltbundesamt Berlin, Mai 2009

/10/

Carbon Capture and Storage  –  Assessing the economics. McKinsey & Company, September 2008

Diese und andere Ursachen können Schäden oberhalb der Erdoberfläche verursachen, etwa Gebäudeschäden durch Erdsenkungen oder Überschwemmungen. Die Haftung für solche Schäden ist in der Regel verschuldensabhängig. Es gibt jedoch auch einige Haftungsnormen, die eine Eintrittspflicht auch ohne schuldhafte Verursachung festschreiben. Darüber hinaus kommt eine Haftung nach dem Umweltschadensgesetz in Betracht, wenn geschützte Tierund Pflanzenarten, natürliche Lebensräume, Gewässer oder der Boden geschädigt werden. Schäden innerhalb der Betriebsphase der geothermischen Anlagen, etwa durch den Austritt wassergefährdender Stoffe, dürften dagegen eher die Ausnahme sein.

X Carbon Capture and Storage

/11/

389

/21/

Entwicklungsstand und Perspektiven von CCSTechnologien in Deutschland, gemeinsamer Bericht des BMWi, BMU und BMBF für die Bundesregierung, Berlin. September 2007

/12/ CO2Sink. Projektdokumentation im Internet. www.CO2sink.de. Geoforschungszentrum Potsdam (GFZ), 2008

/22/

Gesetzentwurf zu CCS: http://www.bmu.de/

/13/

/23/

www.eex.com

/14/

/15/

commission proposal for a Directive on the geological storage of carbon dioxide. Europäische Kommission (EC), 2008

Wabash River coal Gasification Repowering Project, Final Technical Report. U.S. Department of Energy, Office of Fossil Energy, August 2000

Literatur und Internetadressen:

Bericht des Ausschusses für Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung, Technikfolgenabschätzung CO2-Abscheidung und -Lagerung bei Kraftwerken. Deutscher Bundestag Drucksache 16/9896, Juli 2008

Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe: www.bgr.bund.de

IGCC-Kraftwerk  –  Kohlekraftwerk mit CO2-Abtrennung als Kernstück ökologischer Modernisierung. RWE AG, Essen. 2007

Carbon Dioxide Knowledge Sharing Network der EU: http://www.co2net.eu/

BP Welt Energie Statistiken: http://www.bp.com/bodycopyarticle.do?categoryId=1&contentId=7052055

COORETEC Projekt: www.cooretec.de /16/

/17/

ETP Zero Emission Platform: Strategic Deployment Document, www.zero-emissionplatform.eu, 2006. Aktuelle Fragestellungen und Materialien zur CO2-Speicherung. RWE Power, Juli 2007

CO2SINK Projekt: www.co2sink.org Department of Energy USA: www.netl.doe.gov/technologies/carbon_seq European Energy Exchange, Leipzig: www.eex.com/de

/18/ CO2-Wäsche, Modernster Klimaschutz für Kohlenkraftwerke. RWE Power, Juli 2009

Forschungszentrum Jülich: www.fz-juelich.de

/19/

Vattenfall AG: http://www.vattenfall.de/de/index.htm

Gasification Technology council: www.gasification.org

/20/

Geologische CO2-Speicherung als klimapolitische Handlungsoption. Technologien, Konzepte, Perspektiven, Manfred Fischedick, Andrea Esken, Hans-Jochen Luhmann Dietmar Schüwer, Nikolaus Supersberger, Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH, April 2007

Informationszentrum klimafreundliches Kohlekraftwerk: www.iz-klima.de In Salah Projekt: www.insalahco2.com International Energy Agency  –  world energy outlook: IEA.org

390

X Carbon Capture and Storage

RWE AG: http://www.rwe.com/web/cms/ de/1388186/rwe/innovation/projekte-technologien/ Sleipner Projekt: www.statoilhydro.com Wuppertal Institut für Klima, Umwelt und Energie: www.wupperinst.org Vattenfall AG: http://www.vattenfall.de/de/privatkunden.htm

Titelbild: GDV / Kapitelbildleiste: GDV

392

XI Glossar

393

XI Glossar Abdampfverlust

Gasmenge, die in einem Flüssiggasspeicher durch äußere Erwärmung verdampft. Die Gasmenge verbleibt jedoch noch im Tank und wird erst bei Erreichen des zulässigen Betriebsdrucks abgeblasen.

Ablenkkeil

Bohrtechnisches Hilfsmittel mit einer schrägen Fläche, entlang derer der Meißel in vorgegebener Richtung abgelenkt wird.

Absorber (Solarthermie)

Teil des Sonnenkollektors.

AFC

(engl. Alkaline Fuel Cell), alkalische Brennstoffzelle; mit alkalischen Elektrolyten (30 % Kalilauge), Arbeitstemperatur 60–90 °C; Brennstoff: reiner Wasserstoff; nur mit reinem Sauerstoff betreibbar oder mit Luft, aus der das CO2 entfernt wurde; Entwicklungsstand: vorwiegend in militärischen und Raumfahrtanwendungen eingesetzt; wird von der Firma ZeTek Power für terrestrische Anwendungen entwickelt und produziert.

Alterung (Photovoltaik)

Auch Degradation genannt. Verminderung des Zellenwirkungsgrades mit der Dauer der Beleuchtung. Dieser Effekt ist wissenschaftlich noch nicht geklärt.

Anaerob (Biogas)

Ohne Zutritt von Sauerstoff. Der anaerobe Abbau durch Mikroorganismen (Pilze und Bakterien) liefert zahlreiche organisch-chemische Verbindungen, als Endprodukt größtenteils →Methan (CH4).

Anode

(griech. “Aufstieg”): Positiver Pol (Pluspol) einer Stromquelle oder positive Elektrode in einem Stromkreis, an der negative Ladungsträger (Ionen, Elektronen) aus Flüssigkeit oder Gas auf den festen Leiter übertreten. Der Gegenpol wird Kathode genannt.

Aquifer (Geothermie)

Boden- oder Gesteinskörper/Gesteinsschicht. In den Hohlräumen kann Wasser fließen. Wird auch Grundwasserleiter genannt.

Artesisch (Geothermie)

Grundwasservorkommen, bei dem die Grundwasserdruckfläche (entspricht dem Grundwasserspiegel) höher liegt als die Geländeoberfläche. Das Wasser tritt dann ohne Zuhilfenahme von Pumpen aus einer Bohrung aus.

Asche

Bei der restlosen Verbrennung (Veraschen) von organischen Substanzen zurückbleibende anorganische Bestandteile. Es handelt sich hierbei um ein Gemisch von Carbonaten, Sulfaten, Phosphaten, Chloriden und Silicaten der Alkali- und Erd-Alkali-Metalle sowie Eisenoxiden und dergleichen. Aufgrund ihres hohen Mineralstoffanteils können Holzaschen als Düngemittel verwendet werden.

394

XI Glossar

Aschegehalt

Aschegehalt ist die Menge an Verbrennungsrückstand, die beim Glühen des Brennstoffes unter festgesetzten Bedingungen entsteht, zumeist angegeben in Gewichts-Prozent. Der Aschegehalt wirkt abrasiv auf Brennkammerteile in Motoren. Der Aschegehalt kann ein Hinweis auf Fremdstoffe im Kraftstoff sein.

Auslauf (Geothermie)

Bei einem Grundwasseraufschluss (z. B. einer Bohrung) unter natürlichen Bedingungen frei ausfließende Wassermenge.

Autotherme Reformierung (ATR)

Verfahren für die Gasaufbereitung bei Brennstoffzellen. Die ATR ist eine Kombination aus Dampfreformierung und partieller Oxidation (POX): Die zur Dampfreformierung benötigte Reaktionswärme wird durch den POXProzess zur Verfügung gestellt; zusätzlicher Aufwand für eine externe Beheizung oder die Abfuhr der Wärme entfällt.

Batterien (Akkumulator)

Batterien werden benötigt, um elektrische Geräte netzunabhängig zu betreiben. Sie werden zum Zwischenspeichern von Solarstrom bei Inselanlagen eingesetzt.

BHKW

Blockheizkraftwerke sind Anlagen zur Erzeugung von Strom und Wärme, die mit stationären Verbrennungsmotoren arbeiten. Sie werden vielfach mit Erdgas betrieben, sind aber auch hervorragend für den Betrieb mit Pflanzenöl, Biodiesel, Biogas oder anderen Energieträgern geeignet. BHKWs nutzen das Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung: Der Motor treibt einen Stromgenerator an, die Abwärme des Aggregats wird auf einen Heizkreislauf übertragen. Wenn gleichmäßige Wärme- und Stromabnahme besteht, beträgt die Energieausnutzung etwa zwischen 85 und 95 %. BHKWs bieten sich insbesondere für die Versorgung von größeren Komplexen mit einem ungefähr gleich hohen Strom- und Wärmebedarf an (Krankenhäuser, Hotels, Schwimmbäder).

Biodiesel

Trivialname für →Pflanzenölmethylester (PME). In Deutsch­land wird überwiegend →Rapsölmethylester (RME) als Biodiesel eingesetzt. RME besitzt ähnliche Eigenschaften wie konventioneller Dieselkraftstoff und kann in herkömmlichen Dieselmotoren eingesetzt werden.

Bioenergie

Sammelbegriff für Energieformen, die aus unterschiedlichen Arten von festen, flüssigen oder gasförmigen Biomassen gewonnen werden.

XI Glossar

395

Biogas

Biogas entsteht beim bakteriellen Abbau von organischem Material [z. B. Pflanzen(-resten) sowie tierischen Exkrementen und Abfällen, insbesondere aus der Landwirtschaft] unter Licht- und Luftabschluss in einem Faulbehälter (Fermenter) (→Fermentation) und enthält im Wesentlichen →Methangas (CH4). Neben dem brennbaren Gas, das zur Energieerzeugung eingesetzt werden kann, entsteht hochwertiger Dünger.

Biogasanlage

Anlage zur Erzeugung, Lagerung und Verwertung von Biogas unter Einschluss aller dem Betrieb dienenden Einrichtungen und Bauten. Die Gaserzeugung erfolgt aus der Vergärung organischer Stoffe.

Biosphäre

Sammelbegriff für alle mit lebenden Organismen besiedelbaren Schichten der Erde.

Bipolarplatten (Brennstoffzellen)

Sie dienen der elektrischen Verschaltung der Einzelzellen im Stack (Brennstoffzellen-Stapel), der Zuführung und Verteilung der Reaktanden (Wasserstoff und Sauerstoff) auf den Elektrodenflächen sowie der räumlichen Trennung der Einzelzellen im →Stack. Zusätzlich sorgen die Bipolarplatten für einen optimalen Austrag der Reaktionsprodukte aus den Elektrodenräumen und für eine Ableitung der entstehenden Wärme.

Blitzschutz und Erdung

Solarkollektoren, Photovoltaikmodule und Montagerahmen können blitzschutzgerecht geerdet werden. Vor- und Rücklauf des Solarkreises müssen an die Potenzialausgleichsschiene angeschlossen werden. Für Photovoltaikanlagen gelten die Vorschriften der DIN VDE.

Bohrfortschritt (Geo)

Vortriebsgeschwindigkeit des Bohrers, wird meist in Metern pro Stunde angegeben.

Brennstoffzelle

(engl. “fuel cell”). Die Brennstoffzelle ist ein elektrochemischer Energiewandler. Der →Anode wird Wasserstoff (H2), der →Kathode Sauerstoff (O) zugeführt. Bei der Reaktion beider Gase entsteht zwischen den Elektroden eine Spannung, die in einem angeschlossenen Verbraucher einen Stromfluss hervorruft.

Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG)

Das BImSchG wurde zuletzt 1990 neu gefasst und im April 1997 geändert. Es enthält Vorgaben und Vorschriften u. a. für die Errichtung und den Betrieb von Feuerungsanlagen. →TA Luft

396

XI Glossar

Carnot-Prozess

Benannt nach dem französischen Ingenieur und Physiker Sadi Carnot (1796 - 1832). Ein Carnot-Prozess ist ein modellhafter technischer Kreisprozess, z. B. bei einer Wärme-Kraft-Maschine (thermisches Kraftwerk) oder Wärmepumpe. Die Carnot-Leistungszahl bezeichnet die theoretische Effizienz des verlustfrei arbeitenden Kreisprozesses. In der Praxis treten allerdings immer Verluste bei den einzelnen Anlagenteilen auf (z. B. Reibungsverluste). Deshalb ist der erreichbare Wirkungsgrad in der Regel deutlich niedriger. Bei technischen Kreisprozessen zur Stromerzeugung liegt er selten über 50 %.

CGH2 oder CH2

Compressed gaseous hydrogen: Gasförmiger Wasserstoff unter hohem Druck.

CO2

→Kohlenstoffdioxid

Dampfreformierung (Biomasse)

Katalytische Umsetzung von leichten Kohlenwasserstoffen (Biomasse, fossile Energieträger wie z. B. Erdgas), aus denen unter Zuführung von Wärme ein Synthesegas hervorgeht, welches aus →Kohlenmonoxid (CO), →Methan (CH4) und →Wasserstoff (H2) besteht.

Dichte

Die Dichte der verschiedenen Pflanzenöle unterscheidet sich nicht wesentlich. Sie liegt etwa 10 % höher als bei Diesel. Die Messung der Dichte ist gut geeignet, um festzustellen, ob es sich um Pflanzenöl handelt oder um Vermischungen aufzudecken, z. B. mit Diesel oder Biodiesel. Unterschiedliche Dichten wirken sich aber nicht negativ auf den Motorbetrieb aus.

Dissoziation von Wasser bei hohen Temperaturen

Oberhalb von 2.000 Kelvin (K) (etwa 1.700 °C) vollzieht sich die direkte Spaltung von Wasserdampf in Wasserstoff und Sauerstoff. Um die beiden Gase voneinander zu trennen, werden keramische Membranen eingesetzt, die für Wasserstoff durchlässig sind, nicht jedoch für Sauerstoff. Das Verfahren befindet sich noch in einer sehr frühen Entwicklungsphase.

DMFC (Brennstoffzelle)

(engl. „Direct Methanol Fuel Cell“) Die Direktmethanol-Brennstoffzelle befindet sich noch in der Entwicklungsphase. Weiterentwicklung der PEMFC. Im Unterschied zu dieser wird kein Wasserstoff benötigt. Die notwendigen Protonen bilden sich an der Anode direkt aus einem Methanol-Wasserstoff-Gemisch. Arbeitstemperatur ca. 80–130 °C. Vielfältige Anwendungsmöglichkeiten im mobilen und portablen Bereich (z. B. Notebooks, Camcorder, Handy) prognostiziert.

Druckgasspeicher

Speicher, der Gase (z. B. Wasserstoff, Erdgas, Argon, Stickstoff) bei Umgebungstemperatur und unter erhöhtem Druck speichert.

XI Glossar

397

Dublette

Bei einer geothermischen Dublette wird aus einer Bohrung Thermalwasser entnommen, thermisch/ener­getisch genutzt und abgekühlt in eine andere Bohrung verpresst.

Einheiten

Kilo Mega Giga Tera Peta Exa

Einspeisevergütung

Vergütung für den ins öffentliche Netz eingespeisten Strom auf der Basis des Erneuerbare-Energien-Gesetzes.

Einspeisezähler (Photovoltaik)

Er wird neben dem Verbrauchszähler installiert und misst den von einer Photovoltaikanlage ins öffentliche Netz eingespeisten Strom.

Eisenschwammspeicher (Brennstoffzellen)

Eisenschwamm kann als Wasserstoffspeicher genutzt werden. Aus →Wasserstoff und „Rost“ (Fe3O4) wird reines Eisen („Eisenschwamm“) erzeugt, das zum Verbrauchsort transportiert wird. Dort wird durch die Rückreaktion (Oxidation) „Rost“ erzeugt und dabei Wasserstoff freigesetzt. Der Eisenschwammspeicher kann auch mit Synthesegas (Gemisch aus Wasserstoff und Kohlenmonoxid) beladen werden; beim Entladen wird auch in diesem Fall nur Wasserstoff frei.

Elektrofarming

Konzept, bei dem aus zu diesem Zweck angebauter Biomasse mittels Dampfreformierung und Brennstoffzellen elektrischer Strom erzeugt wird. (→Energiepflanzen) (→nachwachsende Rohstoffe)

Elektrofilter

In einem Elektrofilter werden feste oder flüssige Teilchen mit Hilfe elektrischer Kräfte aus einem Gasstrom entfernt. Sie sind besonders geeignet zur Entstaubung von großen Volumenströmen bei niedrigem Druckverlust.

Elektrolyseur

Unter Zuführung von elektrischem Strom spaltet der Elektrolyseur Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff. Umkehrprozess der Brennstoffzelle.

= k = M = G = T = P = E

= = = = = =

Tausend Million Milliarde Billion Billiarde Trillion

= 103 = 106 = 109 = 1012 = 1015 = 1018

398

XI Glossar

Elektrolyt (Brennstoffzelle)

Ein Elektrolyt ist ein Stoff, der im geschmolzenen Zustand, in fester Form (Folie) oder in wässriger Lösung Strom durch Ionenbewegung leitet. In einer Brennstoffzelle trennt der Elektrolyt die Elektroden (Anode und Kathode). Er verhindert, dass Wasserstoff und Sauerstoff direkt miteinander in Verbindung kommen und reagieren (sog. Knallgasreaktion). Bei Brennstoffzellen kommen je nach Zellentyp unterschiedliche Elektrolyte zum Einsatz, z. B. alkalische Laugen (AFC), Phosphorsäure (PAFC), Polymermembranen (PEMFC), Karbonatschmelzen (MCFC) oder Oxidkeramiken (SOFC).

Elektron

Elektronen sind Träger negativer elektrischer Ladung. Sie bilden die Hülle eines Atoms. In metallischen Leitern sind sie die einzigen beweglichen Ladungsträger. Ein Überschuss an Elektronen führt zur negativen Aufladung.

Emissionen

Nennt man alle Absonderungen, die von festen oder beweglichen Anlagen (Maschinen, Kraftwerken, Autos) oder Stoffen (Abfall, Chemikalien usw.) in Form von Gas, Staub, Geräuschen, Strahlen, Wärme und Erschütterungen an die Umgebung (Umwelt) abgegeben werden. Zum Schutz von Menschen und Umwelt werden in Rechtsvorschriften (Technischen Anleitungen, z. B. TA Luft) Emissionsgrenzwerte festgelegt. Emissionen, die auf Mensch und Tier, Natur und Umwelt, Luft, Wasser oder Boden einwirken, werden an dem Ort, an dem sie eine Wirkung entfalten, Immissionen genannt. Das Auftreten einer →Immission unterscheidet sich meist erheblich von der Emission (z. B. wegen Verdünnung in der Atmosphäre oder biologischem Abbau im Wasser).

Energie

Energie ist eine physikalische Zustandsgröße. Sie ist immer dort vorhanden, wo eine Kraft auf einen Körper wirkt. Energie kann in verschiedenen Einheiten angegeben werden, z. B. als Kilowattstunde (kWh), Joule (J) oder Kilokalorie (kcal). Bei allen Einheiten, die sich auf eine Zeit beziehen (hier: eine Stunde (h)), handelt es sich um Einheiten zur Arbeit bzw. zum Energieverbrauch. Physikalisch unterscheidet man unter­schiedliche Arten und Formen (Energieformen): - mechanische Energie (Bewegungs- oder kinetische Energie, potenziale Energie der Lage) - Wärmeenergie (thermische Energie) - chemische Energie - elektrische Energie - Strahlungsenergie - Kernenergie und Fusionsenergie Nach der Reihenfolge ihres Einsatzes lässt sich Energie in verschiedene Stufen einteilen: Primärenergie kommt in der Natur direkt vor, in Trägermedien wie Steinund Braunkohle, Erdöl oder Erdgas sowie erneuerbaren Energiequellen. Je nach Nutzungszweck muss diese Primärenergie in den Kraftwerken, Raffinerien etc. in Sekundärenergie umgewandelt werden (Koks, Briketts, Strom, Fernwärme, Heizöl oder Benzin).

XI Glossar

399

Energieeinspar­verordnung

Die Energieeinsparverordnung fasst die bisherige Wärmeschutzverordnung und die Heizungsanlagen-Verordnung (Gebäude, Heizung, Warmwasserbereitung, Lüftung) zusammen.

Energiepflanzen

Energiepflanzen werden zum Zwecke der Energiegewinnung (z. B. Vergärung, Verbrennung) angebaut. Als Energierohstoff können die ganzen Pflanzen, Pflanzenteile oder Pflanzenabfälle eingesetzt werden. (→Elektrofarming) (→nachwachsende Rohstoffe)

Energieträger

Medium (gasförmig: z. B. Erdgas, Wasserstoff; flüssig: z. B. Benzin, Biodiesel; fest: z. B. Pflanzen, Kohle), in dem Energie in chemischer Form „gespeichert“ ist.

Energieverbrauch

In Deutschland werden pro Jahr ca. 14.500 Petajoule an Primärenergie verbraucht, davon sind über 90 % fossile Energieträger.

ENS

Selbsttätig wirkende Freischaltstelle, die bei Photovoltaik­ anlagen das Netzeinspeisegerät überwacht. Oftmals in den Wechselrichter integriert. Trennt bei Stromausfall die Solarstromanlage vom Netz.

Erdgas

Brennbare, in der Erdkruste vorkommende, hauptsächlich aus gesättigten Kohlenwasserstoffen bestehende Gase, die je nach ihrer Herkunft unterschiedliche Zusammensetzung aufweisen. In erster Linie besteht Erdgas aus →Methan (ca. 85 %).

Erneuerbare Energien

Erneuerbare/regenerative Energieträger/-quellen, die sich ständig erneuern bzw. nachwachsen und somit nach menschlichem Ermessen unerschöpflich sind. Hierzu zählen Sonnenenergie (mit den indirekten Formen Biomasse, Wasserkraft, Windenergie, Umgebungswärme etc.) sowie Erdwärme (Geothermie) und Gezeitenenergie.

Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien) ist am 1. April 2000 in Kraft getreten. Es regelt die Vergütung von Strom aus erneuerbaren Energien. Ziel ist der Ausbau des Anteils erneuerbarer Energien an der Stromversorgung auf 12,5 % bis 2010 als eines der zentralen Elemente des Klimaschutzes. Das EEG ersetzte das Strom­ einspeise-Gesetz und regelt u. a. die Vergütung für ins öffentliche Netz eingespeisten Strom aus erneuerbaren Energien.

Fermentation (Biogas)

Durch Fermente (= Enzyme, Biokatalysatoren) bewirkte biochemische Umsetzung. Mikroorganismen (Pilze, Hefen, Bakterien) setzen in ihrem Stoffwechsel einfache Nährstoffe wie Kohlenhydrate in bestimmte Substanzen um, die als Rohstoffe genutzt werden. Die Reaktion erfolgt in →Fermentern, in denen definierte Bedingungen hergestellt werden können.

400

XI Glossar

Feuerungsanlagen

Sind Einrichtungen zur Erzeugung von Wärme durch Verbrennung von festen, flüssigen oder gasförmigen Brennstoffen. Sie dienen zur Dampferzeugung oder Erwärmung von Wasser oder sonstigen Wärmeträgermedien für Industrie, Gewerbe oder Gebäudeheizungen.

Filter

Technische Anlage zur Entfernung oder Verringerung von umweltrelevanten Emissionen (insbesondere Partikel). Üblicherweise werden in der Abluftreinigung → Elektro-, Gewebe- und Keramikfilter verwendet.

Flachkollektor (Solarthermie)

Bei diesem Kollektortyp ist der Absorber in einem flachen wärmegedämmten Gehäuse untergebracht, das mit einer Glasplatte verschlossen ist.

Flammpunkt - Diesel > 55 °C - Biodiesel 180 °C - Pflanzenöl (Raps) 230 °C

Er liegt für alle Pflanzenöle wesentlich höher als bei Diesel. Ein höherer Flammpunkt wirkt sich nicht negativ auf einen sicheren Motorbetrieb aus.

Flugstaub und Flugasche

Bezeichnung für ein Verbrennungsprodukt vornehmlich aus Feststofffeuerungen, das von Verbrennungsgasen mitgeführt bzw. mechanisch mitgerissen wird oder beim Abkühlen aus dem Dampfzustand kondensiert. Hierbei kann es sich um Asche, Staub und Schwebstoffe handeln. Mit Hilfe moderner Filtertechniken (z. B. Elektro- oder Gewebefilter) kann Flugstaub aus dem Abgas abgeschieden werden, er wird zur Flugasche. Die Flugasche enthält überwiegend SiO2, Al2O3, Fe2O3, K2O, P2O5 sowie ziemlich alle anderen Metalle einschließlich ihrer natürlich vorkommenden radioaktiven Isotope.

Flüssiger Wasserstoff

Unterhalb von -253 °C (20 Kelvin) geht Wasserstoff in die flüssige Phase über.

Flüssiggasspeicher

Tank zur Aufnahme von Flüssigkeiten, die unter Normalbedingungen (Umgebungstemperatur, Atmosphärendruck) gasförmig sind. Die Substanzen bleiben entweder durch leichten Überdruck (z. B. LPG - liquified petroleum gas - „Campinggas” oder „Autogas”; 0,5 - 1,5 MPa) oder durch Speicherung bei niedrigen Temperaturen in superisolierten Behältern (z. B. Wasserstoff bei -253 °C) flüssig.

Fossile Energieträger (auch fossile Brennstoffe)

Fossile Brennstoffe sind Erdgas, Erdöl, Steinkohle, Braunkohle.

XI Glossar

401

Fotobiologische Wasserspaltung

Es gibt verschiedene biologische Prozesse, bei denen Wasserstoff freigesetzt wird oder als Zwischenprodukt auftritt. Fotobiologische Prozesse, wie beispielsweise die Fotosynthese, nutzen dabei das Sonnenlicht als Energiequelle, während Fermentationsprozesse, die in Dunkelheit ablaufen, die in den Ausgangsstoffen (z. B. Glucose) gespeicherte Energie nutzen. Es existieren erste Ansätze zur technischen Nutzung der fotobiologischen Wasserspaltung zur Wasserstoffproduktion.

Gärbehälter (Reaktor, Fer­menter, Faulbehälter)

Behälter, in dem in einer Biogasanlage der mikrobiologische Abbau des Substrates stattfindet.

Gasaufbereitung

Einrichtungen zur Reinigung und Entfeuchtung von Biogas.

Gasdom (Biogas)

Aufsatz auf Gärbehältern, in dem das Biogas gesammelt und abgezogen wird.

Gasertrag (Biogas)

Der Gasertrag gibt in Biogasanlagen die jeweilige innerhalb der Verweilzeit aus einem Substrat gewonnene Gasmenge an und bezieht sich auf 1 kg organische Trockensubstanz (oTS).

Gasspeicher/Gaslager (Biogas)

Gasdichter Behälter oder Foliensack, in dem das Biogas zwischengespeichert wird.

Geothermie (Erdwärme) Gesamtverschmutzung

Darin liegt eine der wichtigsten Größen für die Beurteilung eines Pflanzenöles. Sie führt zu Verstopfungen an Filtern und Düsen und wirkt zudem abrasiv im Brennraum und auf den Kolben.

Gewebefilter

Gewerbefilter sind Oberflächenfilter, die aus lose aufgeschütteten oder fest miteinander verbundenen Faserschichten oder Körnern bestehen und zur Gasentstaubung eingesetzt werden.

GH2

Gasförmiger (engl. gaseous) Wasserstoff. Wasserstoff ist oberhalb von -253 °C bzw. 20 Kelvin gasförmig, unabhängig vom Druck (CGH2).

Graphitspeicher (Brennstoffzelle)

→Kohlenstoff (Graphit) ist in der Lage, Wasserstoff anzulagern. Die Menge des angelagerten Wasserstoffs hängt von der Temperatur, dem Druck und der Qualität bzw. der Struktur des Kohlenstoffs ab. Als sehr vielversprechend werden Kohlenstoffstrukturen im Nanometerbereich (ein Nanometer entspricht 10-9 Metern), z. B. Kugeln, Röhren oder Fasern, angesehen.

Grundwasserleiter

→Aquifer

402

XI Glossar

Heizkraftwerk (HKW)

Kraftwerk, das Strom und Nutzwärme erzeugt. Im Gegensatz zum Heizwerk, das nur Nutzwärme erzeugt.

Heizwert HU (früher unterer Heizwert)

Als Heizwert (Symbol HU) wird der Quotient aus der bei vollständiger Verbrennung einer bestimmten Brennstoffmenge freiwerdenden Wärmemenge und der Masse dieser Brennstoffmenge bezeichnet.

Hydraulikstoker (Biomasse)

Maschinelle Vorrichtung, die den Festbrennstoff Biomasse dosiert in den Feuerraum vorschiebt. Ein Flammenrückschlag aus dem Kesselraum wird verhindert, indem z. T. mehrere Klappen (sog. Rückschlagklappen) dem Stoker vorgelagert sind.

Hydraulische Kennwerte (Geothermie)

Physikalische Größen, welche das Grundwasserverhalten steuern, z. B. Durchlässigkeit, Gefälle, Porosität.

Immission

→Emission

Industriepflanzen (Biomasse)

Bei Industriepflanzen werden Inhaltsstoffe (z. B. Öle, Fette, Stärke) oder die Pflanzenfasern einer stofflichen Verwertung zugeführt. Voraussetzung ist eine Verwendung im Non-Food-Bereich.

Injektion (Geothermie)

Synonym für Verpressung.

Ion

(von griech. „ion“ – wanderndes). Der Begriff bezeichnet ein Atom bzw. eine Atomgruppe mit Elektronenüberschuss oder Elektronenmangel. Man spricht auch von einer positiven oder negativen Elementarladung. Positive Ionen werden Kationen genannt, da sie im elektrischen Feld zur Kathode wandern, negative Ionen heißen Anionen (Anode).

Jahresdauerlinie (für Wärmebedarf)

Graphische Darstellung der Summenhäufigkeit der Wärmeleistung, die anzeigt, wie lange eine bestimmte Wärmeleistung jährlich auftritt bzw. überschritten wird.

Joule (J)

Joule (J; 1 J = 1 Wattsekunde), die internationale Maßeinheit für Energie – benannt nach dem englischen Physiker James Prescott Joule (1818 -1889). Die Maßeinheit Joule hat die früher geläufige Einheit Kilokalorie (kcal) ersetzt. Umrechnung: 1 kJ = 0,239 kcal.

Katalysator

Stoff, der durch seine reine Anwesenheit chemische Prozesse beschleunigt oder überhaupt erst in Gang setzt. Dabei verbraucht er sich nicht und verändert auch nicht seine Eigenschaften, weil er nicht Teil der chemischen Reaktion ist, die er hervorruft. Häufig werden Platin bzw. platinbeschichtete Oberflächen als Katalysator eingesetzt. In der Brennstoffzelle spaltet der Katalysator an der Anode den Wasserstoff in Elektronen und Ionen.

XI Glossar

403

Katalytische Verbrennung

Oxidation, die nicht mittels einer heißen Flamme abläuft, sondern kontrolliert mittels eines Katalysators bei niedrigeren Temperaturen. Durch niedrigere Verbrennungstemperaturen wird die Bildung von Stickoxiden (NOx) so gut wie vollständig vermieden.

Kathode

Negativer Pol (Minuspol) einer elektrischen Stromquelle oder negative Elektrode in einem Stromkreis, an der positive Ladungsträger (Ionen, Protonen) aus Flüssigkeiten oder Gasen auf den festen Leiter übertreten. Der Gegenpol wird Anode genannt.

Kessel- oder Wärmetauscherasche

An Heißwasserkesseln oder Wärmetauscherrohren durch Kondensation und/oder Desublimierung von Alkalichloriden anfallende Asche. Die Ascheanlagerungen können durch Verwendung von Brennstoffen mit geringen Konzentrationen an K, Na, Cl und S sowie durch automatische Abreinigungseinrichtungen (z. B. durch Druckluftstöße) weitgehend verhindert werden.

Kluft (Geothermie)

Geschlossene oder geöffnete Trennfuge im Gestein, an der nur geringe Bewegung stattgefunden hat.

Kohlenstoff (C)

Kohlenstoff ist ein nicht-metallisches chemisches Element, das rein als Diamant, Graphit, Ruß, Kohle oder in Form von Verbindungen wie Erdöl oder Erdgas auftritt. Kohlenstoff kann sich mit fast allen Elementen verbinden – insbesondere mit Wasserstoff (Kohlenwasserstoffe) und Sauerstoff (Kohlenmonoxid, Kohlendioxid). →Graphit

Kohlenstoffdioxid (CO2)

Farbloses, nicht brennbares, geruchloses und ungiftiges Gas, das mit ca. 0,03 % natürlicher Bestandteil der Erdatmosphäre ist. CO2 ist für langwellige Wärmestrahlen „undurchlässig”. Bei der energetischen Nutzung fossiler Energieträger (z. B. Kohle) wird CO2 freigesetzt. Bei der Verbrennung reichert sich das fossil gebundene Kohlenstoffdioxid in der Atmosphäre über den natürlichen Gehalt hinaus an und kann zur Erwärmung des Erdklimas beitragen.

Kohlenstoffmonoxid (CO)

Reiz-, farb- und geruchsloses Gas, das bei Verbindungen entsteht. Es wird in der Luft bei unvollständiger Verbrennung von organischen Stoffen schnell zu Kohlenstoffdioxid umgewandelt. Es wirkt gesundheitsgefährdend, da es die Sauerstoffaufnahme des Blutes verhindert.

404

XI Glossar

Kohlenwasserstoffe (CnHm)

Bezeichnung für organische Verbindungen, die nur aus Kohlenstoff und Wasserstoff bestehen. Nach Art des Kohlenstoff-Gerüstes unterscheidet man zwischen azyklischen und zyklischen Kohlenwasserstoffen. Die azyklischen Kohlenwasserstoffe (auch als aliphatische Kohlenwasserstoffe bezeichnet) beinhalten die wichtige Klasse der Alkane (Paraffine). Bei den zyklischen Kohlenwasserstoffen unterscheidet man zwischen den alizyklischen und den aromatischen (Aromaten) mit Benzol als typischem Vertreter.

Koksrückstand

Pflanzenölbetrieb neigt zu deutlichen Koksablagerungen. Das wirkt sich nachteilig auf einen sicheren Motorbetrieb aus.

Konversion/Biokonversion

Als Konversion bezeichnet man im energetischen Sinne die Umwandlung und Veredelung von Brennstoffen in feste, flüssige und gasförmige Energieträger oder in Endenergieformen. Bei der Biokonversion ist der Ausgangsstoff stets Biomasse.

Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)

→ BHKW

Kryoadsorptions­speicher (Brennstoffzelle)

Spezieller Typ von →Graphitspeicher. Kohlenstoff ist in der Lage, Wasserstoff zu adsorbieren. Verschiedene Qualitäten von Kohlenstoff weisen in unterschiedlichem Maß die Fähigkeit auf, in bestimmten Temperatur- und Druckbereichen mehr Wasserstoff speichern zu können, als dies bei Abwesenheit des Kohlenstoffs bei gleichem Druck und gleicher Temperatur der Fall wäre. Die Temperaturen liegen weit unter 0 °C (kryogen) und weit über dem Siedepunkt von Wasserstoff (20 K). Die Drücke liegen oberhalb von 5 MPa.

Kryogen

griech. krýos: Kälte, Frost. In Bezug auf technische Gase ist der tiefkalte Bereich gemeint, in dem die Gase flüssig sind. Bei Erdgas beginnt die Verflüssigung (Siedetemp.) bei -161,5 °C (111,5 K) und bei Wasserstoff bei -253 °C (20 K).

k-Wert

Ein Begriff im Zusammenhang mit Wärmedämmung. (Wärmedurchgangs-Koeffizient). Der k-Wert gibt an, wie viel Wärmeenergie durch ein Quadratmeter eines Bauteils bei einem Temperaturunterschied von einem Grad Kelvin (= ein Grad Celsius) zwischen Innen- und Außenseite dringt. Der k-Wert wird in Watt pro Quadratmeter gemessen; je niedriger er ist, desto besser die Wärmedämmung!

kWh

Abkürzung für Kilowattstunden. 1 kWh = 1.000 Watt über einen Zeitraum von 1 Stunde.

XI Glossar

405

kWp (Photovoltaik)

Abkürzung für Kilowatt-Peak (Spitzenleistung, auch Nennwert). In der Photovoltaik wird die maximale mögliche Leistung eines Solargenerators bei Standardbedingungen als Peak-Leistung definiert. Sie wird in Watt gemessen und als Wp (Watt Peak) angegeben. Als Standardbedingung wird eine optimale Sonneneinstrahlung von 1.000 Watt/m2 angesetzt, die in Deutschland in den Mittagsstunden eines schönen Sommertages erreicht wird.

LH2

Flüssiger Wasserstoff (engl.: liquid hydrogen).

Lignin

Ein hochpolymerer, aromatischer Pflanzenstoff, der in verholzenden Pflanzen die Räume zwischen den Zellmembranen ausfüllt und zu Holz werden lässt (Lignifizierung bzw. Verholzung). Ligninhaltige Stoffe eignen sich nicht zur Erzeugung von Biogas, da es nicht aufgeschlossen werden kann.

MCFC (Brennstoffzelle)

(engl. „Molton Carbonate Fuel Cell“), Schmelzkarbonat-Brennstoffzelle. Sie ist eine Hochtemperatur-Brennstoffzelle. Mit einr Arbeitstemperatur zwischen 620 und 660 °C. Als Elektrolyt dient eine Mischung aus Kaliumund Lithiumkarbonat. Die MCFC ist unempfindlich gegen Kohlenmonoxid (CO) und braucht keine Katalysatoren; das Brenngas kann direkt in den Zellen reformiert werden. Ladungsträger in einer MCFC sind CarbonatIonen (CO32-). Sie eignet sich insbesondere für Brenngase mit höherem Kohlenstoffgehalt, z. B. Erdgas.

MEA (Brennstoffzelle)

Membran-Elektroden Einheit (MEA). Die MEA besteht aus der Membran, den Katalysatorschichten und den Diffusionsschichten. Die Diffusionsschicht leitet den Brennstoff zur Katalysatorschicht hin bzw. die Verbrennungsprodukte ab. Sie muss zudem elektrisch leitfähig und mechanisch stabil sein.

Methan (CH4) (Biogas)

Farbloses, geruchloses, mit bläulicher Flamme brennendes Gas mit einem Heizwert von 36 MJ. Methan-Luft-Gemische mit 5 bis 15 % Vol. Methan sind explosiv. Methan findet sich im Kokereigas und im Erdgas, das zugleich die wichtigste Quelle darstellt. Methan ist ein klimarelevantes Gas. Es entsteht u. a. in Kläranlagen und in Biogasanlagen.

Mikroorganismen (Biogas)

Gruppe von vorwiegend einzelligen, niederen Organismen, die gewöhnlich nicht mit bloßem Auge sichtbar sind, wie Bakterien, Pilze, niedere Algen, Protozoen und Viren. In Abhängigkeit von ihren Temperaturanforderungen werden sie in psychrophile (bis 20 °C), mesophile (20 bis 40 °C) und thermophile Mikroorganismen (40 bis 70 °C) unterteilt.

MPa

Mega-Pascal (Druckeinheit); ein MPa entspricht einem Druck von 10 Atmosphären (10 barabs).

406

XI Glossar

Nachwachsende Rohstoffe

Sammelbegriff für land- und forstwirtschaftlich erzeugte (nachwachsende) Rohstoffe wie Holz, Flachs, Raps, Zuckerstoffe und Stärke aus Rüben, Kartoffeln oder Mais, die nach der Aufbereitung einer weiteren technischen oder energetischen Anwendung zugeführt werden können. →Energiepflanzen

Nettoenergiebilanz

Gegenüberstellung aller Energiemengen, die für den Bau, den Betrieb und die Beseitigung eines Energiesystems benötigt werden, und derjenigen Energien, die von dem System im Laufe seiner Lebensdauer bereitgestellt werden. Ein Energiewandler mit negativer Energiebilanz verbraucht mehr Energie, als er bereitstellt.

Neutralisationszahl

Darin liegt ein Maß für den Gehalt an freien Fettsäuren. Sie gibt einen Hinweis auf den Raffinationsgrad und wirkt sich auf die Alterung des Öles aus. Kann die Motorölqualität negativ beeinflussen. Die Neutralisationszahl kann zwischen den verschiedenen Ölsorten deutlich schwanken. Sie sollte den Grenzwert von 2,0 mg KOH/g nicht überschreiten.

Neutron

Neutronen bilden zusammen mit den Protonen den Kern eines Atoms und besitzen keine elektrische Ladung.

Niederkaloriges Gas (Biomasse)

Bei der Vergasung von Biomasse mit Luft als Vergasungsmittel wird ein kohlenstoffmonoxidreiches Gas erzeugt, das einen kalorischen Wert von 3 bis 5 MJ/m3 aufweist. Es wird wegen seines niedrigen Heizwertes auch als Schwachgas bezeichnet. Es kann nach einer Gasreinigung und ggf. Gasabkühlung in Motoren genutzt oder in Gasturbinen eingesetzt werden. Für Gasturbinen mit nachgeschalteter Dampfturbine (GuD-Anlagen) sind mittelkalorige Gase (12 bis 15 MJ/m3) günstiger. Diese sog. Synthesegase können durch Verwendung von Sauerstoff als Vergasungsmittel gewonnen werden.

NOx

Chemische Bezeichnung für Stickstoffoxide mit verschiedenen O-Gehalten.

Nutzenergie

Teil der Endenergie, die beim Verbraucher nach der letzten Umwandlung für den jeweiligen Nutzungszweck zur Verfügung steht und die dieser für die angestrebte Nutzung einsetzt (z. B. Licht für die Beleuchtung, mechanische Arbeit von Motoren, Wärme für die Raumheizung).

Offshore-Anlagen

Bezeichnung für Windenergieanlagen im Meer. Die technischen Anforderungen und damit verbunden die versicherungstechnischen Risiken sind um ein Vielfaches höher als beim Bau und Betrieb von Anlagen direkt auf dem Festland.

XI Glossar

407

Organic Rankine Cycle

Thermodynamischer Kreisprozess, bei dem organische Stoffe als Kreisprozessmedium eingesetzt werden (anstelle von Wasser).

Partielle Oxidation

Chemische Umsetzung von Kohlenwasserstoffen (z. B. Rückstandsöle aus der Erdölverarbeitung) zu Wasserstoff, Kohlenmonoxid und Kohlendioxid (Synthesegas). Die notwendige Energie wird durch die Verbrennung („Oxidation”) eines Teils („partielle”) der Kohlenwasserstoffe im Prozess selbst bereitgestellt. Die partielle Oxidation stellt ein übliches Verfahren zur Wasserstoffproduktion dar (das Synthesegas wird durch Umwandlung des Kohlenmonoxids in Kohlendioxid und Wasserstoff und anschließender Abscheidung des Kohlendioxids in reinen Wasserstoff überführt).

Pellets (Holz-Briketts oder -Presslinge)

Pellets werden aus Schleifstaub und/oder Sägemehl durch mechanischen Druck hergestellt. Sie dürfen keine chemischen Bindemittel enthalten.

PEMFC – Brennstoff­zelle (auch: PEFC)

(engl. “Polymer Electrolyte Membrane Fuel Cell”) – (auch: Proton Exchange Membrane Fuel Cell). Protonenaustausch- oder Polymermembran-Brennstoffzelle. Die PEMFC ist eine Niedertemperatur-Brennstoffzelle mit einer Arbeitstemperatur zwischen 60 und 90 °C. Sie wird mit Luft und Wasserstoff oder mit einem reformierten, wasserstoffreichen Gas (z. B. Erdgas) betrieben. Als Elektrolyt dient eine Kunststoffmembran, die nur Protonen leitet. Sie ist mit Spuren von edelmetallhaltigen Katalysatoren beschichtet (Platin). Durch seine hohe Leistungsdichte und die vergleichsweise unkomplizierte Arbeitsweise ist dieser Zellentyp sehr vielseitig einsetzbar.

Pflanzenölmethylester (PME) (Biodiesel)

Für Dieselmotoren geeignete Biokraftstoffe (→Biodiesel) aus Pflanzenölen. PME gewinnt man durch Veresterung des jeweiligen Pflanzenöls mit Methylalkohol. Der wichtigste PME ist Rapsölmethylester (→RME).

Phosphorgehalt (Biodiesel)

Der Phosphoranteil ist stark vom Verarbeitungsprozess abhängig. Katalysatorwirkung bei Vorhandensein von Kupfer oder Messing. Für den Motor schädlich.

Photoeffekt

Durch Lichteinstrahlung werden in einem Festkörper positive und negative Ladungsträger freigesetzt. Es fließt elektrischer Strom.

Photosynthese

Bildung von Kohlenhydraten (Zucker) aus Kohlenstoffdioxid und Wasser in Pflanzen bei Sonnenlicht. Unter Mitwirkung von Sonnenenergie wird Chlorophyll in chemische Energie umgewandelt. Damit ist die Photosynthese die grundlegende Stoffwechselreaktion der Pflanzen und einer der wichtigsten biologischen Energie-Direktumwandlungs-Prozesse.

pH-Wert

Maßzahl für die basischen oder sauren Eigenschaften einer Lösung (pH 7 = neutral; < 7 = sauer; > 7 = basisch).

408

XI Glossar

Primärenergieträger

Energieträger, die noch keiner Umwandlung unterworfen wurden. Primärenergieträger sind sowohl fossile Brennstoffe wie Stein- und Braunkohle, Erdöl und Erdgas sowie Kernbrennstoffe als auch erneuerbare Energien wie Wasserkraft, Sonnenenergie, Windkraft und Erdwärme.

Proton

Träger positiver Ladung. Zusammen mit den Neutronen bilden sie in einem Atom den Kern. Ein Überschuss von Protonen erzeugt eine positive Aufladung.

Prozessenergie

Energie meist in Form von Wärme im Temperaturbereich über 100 °C für gewerbliche und industrielle Produktions- und Fertigungsverfahren.

PV

Kurzform für Photovoltaik. Der Begriff setzt sich zusammen aus Photon (griechisch für Licht) und dem Namen des ital. Physikers Alessandro Volta (1745 – 1827).

Pyrolyse (Biomasse)

Prozess der thermischen Zersetzung kohlenstoffhaltiger Abfälle unter Ausschluss von Sauerstoff bei Temperaturen um 500 °C (Niedertemperaturpyrolyse) bzw. 700 bis 900 °C (Hochtemperaturpyrolyse). Abfälle wie Kunststoffe, Gummi oder Altreifen werden in pyrolytischen Verfahren verwertet. Auch feste Biomasse kann einer Pyrolyse zugeführt werden. Als Rückstandsprodukt erhält man, abhängig von den Reaktionsbedingungen, Pyrolysekokse, -öle und -gase.

Rapsölmethylester (RME)

Ist auch unter der Bezeichnung →Biodiesel bekannt. Unter den alternativen Kraftstoffen inzwischen in Deutschland am weitesten verbreitet. Besteht aus Rapsöl, das chemisch zu Rapsmethylester (RME) umgewandelt wurde. Dadurch lässt sich Biodiesel ohne größere Zusatzeinrichtungen in nahezu allen herkömmlichen Dieselmotoren einsetzen. (→PME)

Regenerative Energien

Als regenerative oder erneuerbare Energien bezeichnet man die Energiequellen oder Energieträger, die sich auf natürliche Weise in menschlichen Zeitmaßstäben erneuern. Sie stehen im begrifflichen Gegensatz zu fossilen (Kohle, Erdöl, Erdgas) und atomaren (Uran) Energieträgern, die sich im Laufe von Jahrmillionen in geologischen Prozessen gebildet haben. Regenerative Energien sind auf die Sonnenstrahlung zurückzuführen: Wind, Wasserkraft und Biomasse. Eine Sonderstellung nimmt die →Geothermie ein.

Reinjektion

Rückführung von aus dem Untergrund entnommenen Flüssigkeiten in die Entnahmeschicht (s. a. Verpressung).

Röhrenkollektor (Solarthermie)

→Vakuumröhren-Kollektor

XI Glossar

409

Sauerstoff (O2)

Natürlicher Bestandteil der Atmosphäre. Farb- und geruchloses Gas, das mit fast allen Elementen außer Edelgasen reagiert. Seine Reaktionsprodukte nennt man Oxide.

Säurestimulation (Geothermie)

Einpressen eines Säuregemisches in ein nicht verrohrtes Bohrloch zur Steigerung der Ergiebigkeit durch chemische Reaktion mit dem Karbonatgestein.

Schlacke

Fester Verbrennungsrückstand; Asche, die geschmolzen war und wieder erstarrt ist.

Schließdruck (Geothermie)

Der artesische Druck, der sich am Kopf einer Bohrung aufbaut (maximal bis zum Erreichen der Grundwasserdruckfläche des unbeeinflussten Aquifers), wenn diese nicht ausläuft, d. h. verschlossen ist.

Schutzabstände (Biogas)

Bereiche um Gasspeicher zum Schutz des Gasspeichers und dessen Ausrüstung.

Schwefeldioxid (SO2)

SO2 entsteht durch die Reaktion von Sauerstoff (O2) mit dem im Brennstoff enthaltenen Schwefel (S). Verbindet sich SO2 mit Wasserdampf, entsteht schweflige Säure (H2SO3).

Sediment

Synonym für Ablagerung

SOFC (Brennstoffzelle)

(engl. „Solid Oxide Fuel Cell“). Festoxid-Brennstoffzelle. Mit einer Arbeitstemperatur von 800 bis 1.000 °C (Hochtemperaturbereich). Sie hat einen Keramikelektrolyten (überwiegend Zirkonoxid), der Sauerstoffionen leitet. Das Brenngas wird innerhalb der Zelle reformiert, an seine Reinheit werden relativ geringe Anforderungen gestellt. Anwendung: Stationär (Hausenergieversorgung, Industrie, →BHKW, Kraftwerke).

Solar

lateinisch: die Sonne betreffend, von der Sonne kommend.

Solaranlagen

Systeme zur Umwandlung der Sonnenstrahlung in nutzbare Energie in Form von Wärme oder Elektrizität.

Solarstrom

In Solarzellen direkt erzeugter Gleichstrom.

Solarthermie

Die Umwandlung von Sonnenstrahlen in direkt nutzbare Wärme.

Sonnenkollektor

Ein Sonnenkollektor wandelt mittels eines Absorbers die Sonnenstrahlen in Wärme um.

410

XI Glossar

Speicher

Das Mittel (Medium) zur Überbrückung der zeitlichen Differenz zwischen Sonneneinstrahlung und Energieverbrauch. Photovoltaikanlagen speichern den gewonnenen Strom in Akkus. Thermische Solaranlagen speichern die gewonnene Wärme nach dem Prinzip der Wärmeschichtung in Warmwasserspeichern.

Stack (Brennstoffzelle)

(engl. “Stapel, Haufen“) Stapel aus Brennstoffzellen, die in Serie geschaltet sind. Durch das Zusammenfügen von mehreren Zellen (ca. 30 bis 500) zu einem Stack lassen sich technisch relevante Stromspannungen erzielen.

Staub/Partikel

In der Luft verteilte feste Teilchen aus natürlichen oder vom Menschen zu verantwortenden Quellen. Feinstaub mit einer Teilchengröße unter fünf Mikrometern bleibt bis zu 14 Tagen in der Atmosphäre und kann in dieser Zeit über große Strecken transportiert werden.

Steinkohleneinheit (SKE)

Maß für den Energiegehalt fossiler Brennstoffe. Normiert wird auf den Heizwert von Steinkohle. 1 kg SKE entspricht dabei 29.308 kJ.

Stickstoffoxide (NOx)

Sammelbegriff für alle Oxide des Stickstoffs wie z. B. Stickstoffmonoxid NO, Distickstoffoxid N2O und Stickstoffdioxid NO2. Sie entstehen vor allem als ungewollte Nebenprodukte bei Verbrennungsprozessen mit hohen Temperaturen sowohl in Kraftfahrzeugmotoren und Kraftwerken wie auch in der chemischen Industrie bei der Düngemittelherstellung. Stickstoffoxide tragen auch in komplizierter Weise zur Entstehung des photochemischen Smogs bei.

Stromkennzahl

(von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen) Verhältnis von elektrischer Leistung zu Wärmeleistung.

Stromspannung

Unter Spannung versteht man eine Potenzialdifferenz zwischen zwei Punkten mit unterschiedlicher elektrischer Ladung. Die internationale Maßeinheit ist Volt (V).

Stromstärke

Die elektrische Stromstärke bezeichnet die Menge an elektrischer Ladung, die in einer vorgegebenen Zeiteinheit durch einen Leitungsquerschnitt fließt. Die Maßeinheit ist Ampere (A).

TA Luft

Abkürzung für Technische Anleitung (TA) zur Reinhaltung der Luft, eine Allgemeine Verwaltungsvorschrift auf der Grundlage des →Bundes-Immissionsschutz-Gesetzes.

Teufe

Länge bzw. Tiefe einer Bohrung, eines Schachtes usw.

XI Glossar

411

Treibhauseffekt

Bezeichnet die Eigenschaft der Atmosphäre, einfallendes sichtbares Licht weitgehend durchzulassen, die längerwellige Rückstrahlung (Infrarot(IR)Strahlung) der Erdoberfläche aber stärker zurückzuhalten.

Trockensubstanz (Biogas)

Nach standardisierten Verfahren ermittelter, nicht verdampfter Anteil eines Stoffes.

Umesterung (Biomasse)

Verfahren zur Umwandlung von Fetten zu Fettsäureester (etwa Rapsölmethylester).

Untertagemotor (Geothermie)

Antriebsaggregat im Bereich des Bohrmeißels, welcher diesen zur Rotation bringt.

Vakuumröhrenkollektor (Solarthermie)

Bei dieser Bauform befindet sich der Absorber in einem luftleeren (evakuierten) Glasrohr, wodurch die Energieverluste im Vergleich zum Flachkollektor weiter reduziert und Temperaturen bis 150 °C erreicht werden können.

Verpressen (Geothermie)

Gezieltes Einbringen von meist flüssigen Substanzen in den Gesteinsuntergrund und Zuhilfenahme von Druck.

Wärmeleitfähigkeitszahl

Größenunabhängige Materialeigenschaft. Die Wärmeleitfähigkeitszahl gibt an, welche Wärmemenge von der einen Seite eines Bauteils mit 1 m2 Fläche und 1 m Dicke bei einem Temperaturunterschied von 1 K zwischen innen und außen in 1 Sekunde zur anderen Seite geleitet wird. Diese Eigenschaft hat die Maßeinheit J/s*m*K bzw. üblicher W/m*K (Watt/Meter* Kelvin).

Wärmetauscher (Solarthermie)

Die vom →Kollektor absorbierte Energie wird durch den →Wärmetauscher vom Primär- oder Kollektorkreislauf an einen Sekundärkreislauf (Brauchwasser, Heizung) übertragen (siehe Ziffer 4.10.4).

Wasserstoffmotor

Verbrennungsmotor, der Wasserstoff als Kraftstoff nutzt.

Wechselrichter (Photovoltaik)

Der Wechselrichter wandelt den vom PV-Generator erzeugten Gleichstrom in Wechselstrom um und passt diesen an die Frequenz und Höhe der Spannung des Hausnetzes an. Wird auch als Netzeinspeisegerät bezeichnet.

412

XI Glossar

Wirkungsgrad

Der Wirkungsgrad bezeichnet die Effizienz technischer Prozesse, bei Strom- und Wärmeerzeugern z. B. das Verhältnis zwischen zugeführter und nutzbar gemachter Energie. Er ist eine wichtige Größe zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit einer Anlage. Um in PV-Anlagen einen Vergleich verschiedener Module und Wechselrichter zu ermöglichen, wurde der EuroWirkungsgrad eingeführt.

Zementbrücke

Bohrlochabschnitt, der mit Zement verfüllt ist (dient meist dazu, ein Bohrloch abzusperren).

Zündtemperatur

Die niedrigste Temperatur, bei der sich ein dampfförmiges Luft/Lösemittel-Gemisch in einer genormten Apparatur an einer erhitzten Wand entzündet.

Zyklon

Zyklone sind Fliehkraftabscheider, die Stäube aus der Luft oder aus Suspensionen entfernen.

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