SIEMENS

Es ist schummrig, die Luft zum Schneiden dick, und ohne Führung hätte man sich nach wenigen Minuten verlaufen. Der Gang durch das riesige Konstrukt, das hier in der Werft Nordic Yards in Wismar an der Ostsee entsteht, gleicht einem Besuch der ägyptischen Pyramiden. Auch die Dimensionen des Bauwerks erinnern fast an das Weltwunder der Pharaonen: 35 Meter hoch, 70 Meter lang, 50 Meter breit und bis zu 15.000 Tonnen schwer. Oder moderner ausgedrückt: so hoch wie ein zehnstöckiges Gebäude und so schwer wie 25 vollgetankte und beladene Airbus A380.

Zwischen den Gerüsten im Inneren erkennt man Werftarbeiter. Sie sind ganz in weiß eingepackt und tragen Atemmasken und Schutzbrillen. Es wird auf Hochtouren lackiert und geschweißt und komplexe Technik verbaut. Hier treffen maritime Welt und Elektrotechnik aufeinander. In den Küstenstädten Wismar und Warnemünde baut Siemens die ersten drei Offshore-Konverterplattformen für die Technik der Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ). Die Plattformen sollen den von Windparks in der Nordsee erzeugten Wechselstrom bündeln, in Gleichstrom wandeln und dann über Seekabel an Land übertragen.

Der Hintergrund: Für das Gelingen der in Deutschland ausgerufenen Energiewende spielt die Offshore-Windkraft eine besonders wichtige Rolle. Bis 2025 soll ihr Anteil am Strommix bei 15 Prozent liegen. Dafür sollen bis 2020 rund 10 Gigawatt (GW) und bis 2030 sogar 25 GW elektrischer Leistung mit Offshore-Anlagen erzeugt werden. Zum Vergleich: Aktuell sind mit alpha ventus und EnBW Baltic 1 nur zwei Offshore-Windparks in Betrieb, die zusam?men nur 200 Megawatt (MW), also 0,2 Gigawatt, erzeugen. Die Vorteile der Offshore- Windkraft liegen auf der Hand. Eine 6-MW-Windturbine erzeugt typischerweise pro Jahr 23 Gigawattstunden (GWh), wenn sie küstennah an Land eingesetzt würde und 31 GWh, wenn sie im Meer zum Einsatz kommt. Das liegt daran, dass dort aufgrund des stärkeren Winds jährlich mehr als 4.000 Betriebsstunden mit voller Leistung möglich sind – verglichen mit 2.000 Volllaststunden an Land. Auf dem Meer sind also deutlich stärkere Turbinen einsetzbar, und sie laufen fast den halben Tag mit voller Leistung. An Land bringen die leistungsstarken 6-MW-Turbinen dagegen deutlich weniger Strom und sie laufen in der Regel keine sechs Stunden am Tag unter Volllast.

Windstrom im Tauchgang. Bisher wurden küstennahe Offshore-Windparks mit konventioneller Wechselstromübertragungstechnik ans Netz angebunden, da dies bei Entfernungen unter 80 Kilometern technisch noch machbar und auch wirtschaftlich ist. Auf längeren Strecken wirken Wechselspannungskabel allerdings wie Kondensatoren, die 50 Mal pro Sekunde geladen und entladen werden. Die Energie geht dabei durch sogenannte Blindleistungsverluste an der Isolation des Unterseekabels verloren und bleibt sprichwörtlich auf der Strecke. Die HGÜ-Technik, bei der es diese Verluste nicht gibt, beginnt ihre Vorteile bereits bei Distanzen von 60 Kilometern auszuspielen. Mit Gleichstrom einer Spannung von 250 bis 320 Kilovolt lassen sich große Mengen an Strom nahezu verlustfrei über hunderte von Kilometern transportieren. Tim Dawidowsky, CEO der Geschäftseinheit Power Transmission Solutions im Sektor Energy von Siemens betont: „Für Offshore-Projekte fernab der Küste braucht man HGÜ. Die HGÜ-Technologie ist daher ein wichtiger Pfeiler der Energiewende.“

Das Herzstück einer solchen Plattform ist der HVDC Plus, eine platzsparende Version eines Hochspannungsgleichstromkonverters von Siemens. Damit können noch im Meer bis zu ein GW Leistung zu Gleichstrom gewandelt werden. Das Ganze wird bei Siemens als Wind-Power-Offshore-Schaltanlage (WIPOS) bezeichnet und auf einer schwimmenden Plattform geliefert, die von Schleppern an ihren Bestimmungsort gebracht wird, wo das Wasser meist 20 bis 40 Meter tief ist. Dort wird die Unterkonstruktion auf dem Meeresboden platziert. Dann werden Stahlpfeiler in die Rohre an den Ecken der Konstruktion 40 bis 60 Meter tief in den Meeresboden getrieben, die wie riesige Heringe die Plattform verankern. Die Unterkonstruktion liegt dabei später unter Wasser. Zur Errichtung werden die Tragebeine der eigentlichen Plattform darauf aufgesetzt und fixiert.

60 Meter über dem Meer. Christian Schmitt, bei dem in Hamburg alle Fäden für den Bau der Plattformen zusammenlaufen, erklärt: „Die Plattformen stehen dann dort wie ein Fußballfeld in luftiger Höhe – diese gut 20 Meter reichen, um das gigantische Konstrukt selbst vor einer Jahrhundertwelle zu schützen.“ Sein Kollege Michael Suhr, der seit über 20 Jahren in Schiffsbau und Meerestechnik arbeitet und für die Bauüberwachung zuständig ist, ergänzt: „Wenn Sie von ganz oben beim Helikopterdeck hinuntersehen, stehen Sie rund 60 Meter über dem Meeresspiegel. Das ist mit einer Pioniertat zu vergleichen: Wir bauen sozusagen ein Schiff ohne Hauptmaschine und Ruder.“

Die riesigen Plattformen sind fünfmal so schwer und fünfmal weiter draußen im Meer als die bisher üblichen Wechselstromplattformen. Außerdem stehen sie mit 40 Metern doppelt so tief im Wasser und verarbeiten mit durchschnittlich 730 MW die doppelte Leistung. Über 100 Seemeilen hinter Helgoland, wo eine der Plattformen zum Einsatz kommen wird, ist die Witterung zudem sehr rau: Tiefes Wasser, hoher Salzgehalt, starker Wellengang. Jedoch: So weit draußen im Meer weht auch ein wesentlich stärkerer Wind und entsprechend größer ist die Ausbeute der Windparks – das ist der Lohn für die Pionierarbeit.

Aktuell arbeitet Siemens an vier Plattformen mit HGÜ-Technik: BorWin beta, HelWin alpha, HelWin beta und SylWin alpha. Die Namen leiten sich von Nordseeinseln ab, in deren Nähe sich die Plattformen und angebundenen Windparks befinden: Borkum, Helgoland und Sylt. So soll SylWin alpha eine Leistung von 864 MW übertragen und den Windpark DanTysk ans Netz anschließen, der 70 Kilometer westlich von Sylt liegt. Mit 864 MW können bis zu 1,5 Millionen deutsche Haushalte versorgt werden. „Das entspricht in etwa der Leistung eines Großkraftwerks“, sagt Suhr.

Für die Netzanbindung SylWin alpha wird mit 160 Kilometern das bisher längste Seekabel für einen Offshore-Netzanschluss zum Einsatz kommen. Weitere 45 Kilometer werden an Land bis zum Anschlusspunkt Büttel verlegt. Dort wird der Gleichstrom wieder in Wechselstrom gewandelt und ins deutsche Stromnetz eingespeist. Den Auftrag für die Netzanbindung hat das deutsch-niederländische Unternehmen TenneT TSO an Siemens vergeben, das für den Bau der Plattformen mit Nordic Yards kooperiert.

Die Offshore-Windparks Veja Mate und Global Tech 1 liegen etwa 125 Kilometer nordwestlich der Insel Borkum und sollen bis zu 800 MW erneuerbaren Strom erzeugen. Auf der Plattform BorWin beta wird die von den Windturbinen gelieferte Wechselspannung von 155 auf 300 Kilovolt transformiert und dann in Gleichstrom derselben Spannung umgewandelt. Die Plattform beheimatet die gesamte Ausrüstung für HGÜ-Konverter, also Konverter, zwei Transformatoren, vier Kompensationsdrosseln für die Wechselstromkabel und gasisolierte Hochspannungs-Schaltanlagentechnik.

HelWin alpha und HelWin beta werden 35 Kilometer nördlich der Insel Helgoland in ähnlicher Weise zum Einsatz kommen und eine Leistung von 576 beziehungsweise 690 MW haben. HelWin beta fungiert dabei als kleinere „Tochter“-Plattform, die im Unterschied zu HelWin alpha keine komfortablen Quartiere für die Crew bietet, sondern nur wenige Notunterkünfte. „Das ist dann schon Seefahrer-Romantik ohne fließendes Wasser und nur mit chemischer Toilette“, schmunzelt Suhr. Generell sind die Plattformen unbemannt und können vom Netzbetreiber aus der Ferne überwacht werden. Nur während der Installation und bei Wartungsarbeiten sind die Quartiere auf den Plattformen belegt.

Hürden für Pioniere. Dass Pioniertaten selten völlig glatt ablaufen, hat sich allerdings auch bei diesem Projekt gezeigt. Neben technischen Hürden waren die Genehmigungsverfahren für die neuen Anlagen, etwa durch das Bundesamt für Schifffahrt und Hydrographie oder die vom Kunden beauftragten Zertifizierungsverfahren langwieriger als erwartet, da viele Bauteile einzeln genehmigt werden müssen und die Standards erst in der Auftragsabwicklung zwischen den Beteiligten festgelegt wurden. All das hat dazu geführt, dass sich die Auslieferung der ersten Plattform um mehr als ein Jahr verzögert, was wiederum erhebliche finanzielle Belastungen nach sich zog. Doch für die Zukunft eröffnet sich ein großes Geschäftspotenzial – nicht nur in Deutschland. Die Offshore-Pläne Großbritanniens sind sogar noch ambitionierter: Bis 2020 soll der Offshore-Anteil am Strommix bei 25 Prozent liegen. In insgesamt drei Vergaberunden wird die Erzeugung von 48,6 Gigawatt durch Offshore-Windkraft angestrebt. Suhr: „Scherzhaft ausgedrückt: In ein paar Jahren können wir zu Fuß nach England laufen– so viele Plattformen und Windparks werden momentan geplant.“

Christian Schmitt ist stolz auf die Pionierarbeit, die hier geleistet wird: „Wir haben den richtigen Weg eingeschlagen und wir haben auch das Durchhaltevermögen, diese für eine wirklich nachhaltige Energieversorgung nötigen Projekte durchzuziehen und abzuschließen.“ Die ersten Plattformen sollen nun 2014 betriebsbereit sein und Strom ins Netz einspeisen. Dann werden die Pyramiden der Nordsee ihren bedeutenden Beitrag zum CO₂-frei erzeugten Strom der Zukunft leisten.