SIEMENS

Die Tiefsee ist ein ferner, entrückter Ort. Dunkel ist es dort und kalt. Blinde, bleiche Krebse huschen über den Meeresboden, gespenstisch transparente Fische schweben durchs Wasser. In mehreren Tausend Meter Tiefe herrscht ein enormer Wasserdruck von einigen Hundert bar. Doch langsam wagt sich die Menschheit hinab, denn unter dem Meeresgrund locken große Mengen von Erdöl und Erdgas. Nach Schätzungen der Internationalen Energieagentur wird der Energieverbrauch weltweit bis zum Jahr 2035 noch einmal um mindestens ein Drittel zunehmen, vor allem durch das Wachstum in China und den Schwellenländern. Die regenerativen Energien allein werden diesen Bedarf nicht decken können.

So wird die Tiefe in dem Maße interessant, wie die Gas- und Ölreserven an Land schwinden. 2007 wurden weltweit 1,4 Milliarden Tonnen Öl aus dem Meer gefördert, was etwa 37 Prozent der jährlichen Produktion entspricht. Damit ist der Offshore-Anteil schon heute relativ groß. Beim Gas sieht es ähnlich aus. Allerdings erfolgt die Offshore-Förderung meist in relativ flachen Gebieten wie der Nordsee mit einer durchschnittlichen Tiefe von nur knapp 100 Metern. In den vergangenen Jahren aber hat sich die Branche immer weiter hinab unter die Meeresoberfläche gewagt.

Bislang werden die unterseeischen Lagerstätten zumeist von oben angezapft. Verdichter und Pumpen auf dem Deck der Plattformen und Förderschiffe saugen das Gas und das Öl aus den Lagerstätten, pumpen es über Tausende Meter lange Leitungen vom Grunde herauf, wo es gereinigt und verarbeitet wird.

Nach Einschätzung von Experten wäre es allerdings viel lohnender und auch sicherer, die Fördertechnik nicht auf Bohr- und Förderinseln, sondern direkt am Meeresboden zu verankern. Zum einen weil man die Lagerstätten besser ausbeuten kann, wenn Pumpen und Verdichter näher an der Quelle sind – das heißt am Meeresboden –, und zum anderen kann man dann das Öl-Wasser-Sand-Gemisch bereits vor Ort reinigen und aufbereiten.

Zudem kommt man dank der Unterwassertechnik in größeren Arealen mit weniger Fördertechnik aus. Bohrt man von einer Förderinsel aus, ist der Radius, aus dem man fördern kann, beschränkt. Setzte man die Pumpen und Verdichter hingegen an den Meeresgrund, könnte das Öl aus vielen Bohrstellen in weitem Umkreis zu einer gemeinsamen Förderstation, dem sogenannten Christmas-Tree, gepumpt und von dort an die Meeresoberfläche gedrückt werden. Ein solches System würde die Zahl der benötigten Förderstationen und damit die Gefahr von Lecks erheblich reduzieren. Die Verarbeitung von Öl und Gas in der Tiefe erwirtschaftet heute schon gut 20 Milliarden US-Dollar. Bis 2020, schätzt Siemens, könnte sich der Markt verdoppeln.

Ein Stromnetz für den Meeresboden. „Als Spezialist für Stromversorgung und –transport entwickeln wir derzeit ein komplettes Stromnetz, ein sogenanntes Subsea-Powergrid, mit dem man die Unterwasser-Produktionstechnik versorgen und steuern kann“, sagt Atle Strømme, Leiter der Sparte Subsea Solutions bei Siemens Energy. Zudem will Siemens tiefseetaugliche Verdichter liefern. Bei einer solchen Tiefseestromversorgung säßen sämtliche elektrische Anlagen für die Steuerung der Pumpen und Verdichter dicht nebeneinander direkt am Grund. Das macht die Montage und Wartung der Anlage viel einfacher und damit billiger. Zu so einem System gehören vor allem Transformatoren, Frequenzumrichter und Schaltanlagen.

Noch ist dieses untermeerische Komplettpaket nicht vollständig entwickelt. Zwar hat Siemens bereits einzelne Komponenten für den Unterwassereinsatz geliefert, beispielsweise seit Ende der 1990er-Jahre Transformatoren für den Einsatz in 1000 Meter Tiefe vor der brasilianischen Küste sowie Schaltanlagen für das norwegische Unternehmen Statoil. Doch bislang sind die Stromversorgungssysteme je nach Lage der Vorkommen in aller Regel auf Plattformen oder Stationen an Land verteilt. Nur einzelne Komponenten sitzen am Grunde des Ozeans.

Eine kompakte Anlage für den Meeresboden hätte aber deutliche Vorteile. Es genügt eine einzige Versorgungsleitung, über die Strom in das Gebiet transportiert wird. „Die Komponenten werden auf einem gemeinsamen Gerüst am Meeresboden fixiert“, sagt Strømmes Kollege Bjørn Einar Brath. „So werden sie zentral versorgt und überwacht.“ Über ein optisches Datenkabel wiederum ließe sich der Betrieb der Subsea-Anlage außerdem von einer Service-Station an Land kontrollieren und steuern. Auch zahlreiche Überwachungssensoren könnten ihre Daten über die Leitung verschicken. Damit wäre eine permanente Hightech-Überwachung möglich. „Und sollten wir doch einmal Komponenten austauschen müssen, dann kommt uns das Konzept der gemeinsamen Plattform zupass“, sagt Brath. „Tiefseeroboter können dann die einzelnen Komponenten auf dem Standard-Gerüst sicher demontieren.“

In den nächsten Jahren will Siemens das Subsea-Grid zur Einsatzreife weiterentwickeln. Der erste Praxistest des kompletten Systems soll bis Anfang 2013 erfolgen. Von 2014 an soll es kommerziell verfügbar sein. Bis dahin müssen die einzelnen Komponenten vor allem gegen das Wasser und den enormen Wasserdruck abgedichtet werden. Ein Beispiel ist der Frequenzumrichter, der in einem Kooperationsprojekt mit den Energiekonzernen Statoil und Chevron fit für den Einsatz in der Tiefsee gemacht wird. Dieser versorgt die Ölpumpen oder Gasverdichter mit der richtigen Betriebsspannung. Das Gehäuse des neuen Umrichters wird mit Öl gefüllt, was den enormen Wasserdruck ausgleicht. Bislang ist es üblich, Frequenzumrichter und andere Bauteile an Land in ein Gehäuse einzubauen und dieses dann abzusenken. In geringen Tiefen mag das funktionieren. Bei mehreren Tausend Metern Tiefe aber müsste so ein herkömmlicher luftgefüllter Container besonders groß ausgelegt sein. Der ölgefüllte Frequenzumrichter im kompakten Gehäuse ist da deutlich einfacher zu handhaben.

Tiefsee als Markt. Für Siemens ist die Tiefseeproduktion ein Markt der Zukunft. Daher hat das Unternehmen vor wenigen Monaten die mittelständischen Subsea-Spezialfirmen Bennex im norwegischen Bergen und Poseidon in Stavanger gekauft. Bennex stellt seit Jahren elektrische Komponenten, Kabel und Anschlüsse für den Einsatz in großer Tiefe her. Poseidon ist eine auf Subsea-Einsätze spezialisierte Ingenieurfirma, die unter anderem Technik für den Einsatz im Meer umrüstet. Gemeinsam plant man jetzt das Subsea-Grid im Detail. Dabei geht es nicht nur um große Komponenten. In großer Tiefe kommt es auf jedes Detail an. Und damit kennen sich die Experten von Bennex bestens aus. Zu ihrem Portfolio gehören wasserdichte Anschlüsse aus Titan, robuste Stromkabel mit Kupferherz und glasfaserverstärkter Epoxidharz-Ummantelung so wie doppelt gesicherte Kontakte mit Gummidichtung und Edelstahlschutzkappe.

Doch nur mit einer Stromversorgung lassen sich keine Rohstoffe fördern. Siemens hat mit dem sogenannten STC-ECO bereits vor einiger Zeit einen Verdichter für den Gastransport hergestellt, der ausgesprochen robust ist. Das Gerät war zunächst für den Einsatz an Land konzipiert worden. Seit 2006 pumpt es Gas aus einem Vorkommen in Holland in das niederländische Versorgungsnetz. Tatsächlich aber bringt die Maschine etwas mit, das sie für den Tiefsee-Einsatz prädestiniert: Sie kommt ohne Dichtungen aus. Anders als bei herkömmlichen Verdichtern sitzen der Antriebsmotor und die Verdichtereinheit, in der das Gas komprimiert wird, in einer gemeinsamen Kapsel. Für gewöhnlich ist beides voneinander getrennt. Normalerweise ist der Motor über eine Antriebswelle mit dem Verdichtergehäuse verbunden. An der Stelle, an der die Welle das Gehäuse durchstößt, muss also zuverlässig abgedichtet werden. Der STC-ECO kommt ohne Dichtung aus. Damit eignet er sich hervorragend für die Tiefsee.

„Unter Wasser kommt es vor allem auf Zuverlässigkeit an“, sagt Brath. Einsätze von Spezialschiffen sind teuer. Die Komponenten müssen deshalb nonstop und ohne Störungen arbeiten. Der STC-ECO zum Beispiel ist für einen 24-Stunden-Betrieb ausgelegt und muss für den Einsatz unter Wasser mindestens fünf Jahre lang wartungsfrei funktionieren. Die Maschine in Holland hat das bereits geschafft – und noch etwas prädestiniert sie für die Tiefe: Ihre Lager kommen ohne Ölschmierung aus. Das ist wichtig, denn am Meeresgrund ist ein Ölwechsel unmöglich. Stattdessen kommen elektrisch geregelte Magnetlager zum Einsatz, in denen die Welle quasi berührungslos schwebt. Für die Arbeit in der Tiefsee soll die elektrische Regelung der Lager künftig noch zuverlässiger arbeiten. Das gleiche gilt für die zusätzlich installierten Fanglager aus kleinen keramischen Kugeln, die die Welle auffangen, wenn die magnetische Steuerung einmal aussetzt. Auch diese sollen weiter optimiert werden. Das gesamte System wird daher noch harten Belastungstests unterzogen werden, ehe es in der Tiefsee dauerhaft seinen Dienst tun kann. Bis zum Einsatz am Meeresboden werden noch mindestens drei Jahre vergehen.

Natürlich ist die Ölförderung in so großen Tiefen teurer als an Land. Doch Subsea-Anlagen, mit denen sich die Gas- und Ölfelder besser nutzen lassen, können den Gewinn steigern und die Kosten reduzieren. Grund genug, in diesem Bereich auch die Forschungsaktivitäten auszubauen. In Singapur und Brasilien gibt es Kooperationen mit staatlichen Forschungseinrichtungen, und in Houston und im norwegischen Trondheim wurden eigens Labors ausgebaut. „Dabei geht es keineswegs nur um die Technik“, sagt Strømme. „Es gibt bislang nur wenige Subsea-Spezialisten unter den Ingenieuren weltweit. Für uns ist deshalb auch die Ausbildung von besonderem Interesse.“