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Wellenenergie, Schwung für\'s Depot, oder ein langer Weg. [Thread-Nr: 1086180] (Seite 34)


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02.05.2010 10:40 Uhr
Ignorierte Lasten:

Windparks kosten Stromkunden Milliarden

Der Ausbau der Offshore-Windkraft führt zu bislang ignorierten Lasten in Milliardenhöhe. Grund sind die hohen Kosten für die Netzanbindung. Auf einem Gipfeltreffen wollen Politik und Branchenvertretern nun Konzepte entwickeln, um die Kosten in den Griff zu bekommen.

Da war die Windkraft-Welt noch in Ordnung: Norbert Röttgen (CDU)
bei der Eröffnung des ersten deutschen Offshore-Windparks. Nun
muss der Umweltminister die hohen Kosten der Netzanbindung
in den Griff bekommen. Quelle: dpa


BERLIN. Die Bundesregierung feiert die Offshore-Windenergie, doch mit den Windmühlen auf hoher See sind Milliardenlasten für alle Stromverbraucher verbunden, die bislang konsequent ignoriert werden: Die Netzanbindung eines Windparks ist im Extremfall so teuer wie der Windpark selbst. Getragen werden die Kosten von allen Stromkunden.

Netze teurer als geplant

Die Kosten für den Netzanschluss sprengen die ursprünglichen Kalkulationen. „Heute sind wir schlauer als noch vor ein oder zwei Jahren. Die Netzanbindung wird wesentlich teurer als kalkuliert. Wir reden da über Milliarden“, sagt Professor Georg Erdmann, Experte für Energiesysteme an der TU Berlin.

Im August 2008 hatte Erdmann die Anschlusskosten für die deutschen Offshore-Windparks auf „mindestens sechs Mrd. Euro bis zum Jahr 2020“ beziffert. Mittlerweile sei klar, dass der Wert bei weitem nicht ausreiche. „Die als Zukunftstechnologie gepriesene Offshore-Windkraft wird sich nicht zuletzt wegen der hohen Kosten für die Netzanbindung als besonders teure Variante der Stromerzeugung erweisen“, sagt Erdmann.

Bildergalerie :
Windpark der Superlative
Der erste Offshore-Windpark in Deutschland soll zum Modell
für eine zukunftsweisende Energie-Versorgung werden.


Ein konsequenter Ausbau der Offshore-Windkraft gehört zu den zentralen energiepolitischen Zielen der Bundesregierung. 25 Parks hat das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie vor den deutschen Küsten bereits genehmigt.

Hohe Einspeisevergütung für Windparks im Meer

Der Strom aus dem Meer hat seinen Preis: Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) garantiert den Betreibern eine Einspeisevergütung von 15 Cent je Kilowattstunde. Damit soll dem Umstand Rechnung getragen werden, dass die Offshore-Windparks in Deutschland – anders als etwa in Großbritannien und Dänemark – aus Gründen des Umweltschutzes sehr weit von den Küsten entfernt sind.

Zum Vergleich: Wer ein Windrad auf dem Festland aufstellt, erhält neun Cent je Kilowattstunde. Konventionell erzeugter Strom ist für rund fünf Cent zu haben. Die Differenz zwischen Marktpreis und Einspeisevergütung wird auf die Stromverbraucher umgelegt. 2008 betrug die EEG-Umlage 8,7 Mrd. Euro, die Tendenz ist wegen des raschen Ausbaus der erneuerbaren Energien stark steigend.

Im Fall der Offshore-Windkraft schlagen jedoch zusätzliche Kosten besonders stark zu Buche, die von der EEG-Umlage nicht abgedeckt werden. Um potentiellen Investoren die Offshore-Windkraft schmackhaft zu machen, hat der Gesetzgeber nicht nur die hohen Einspeisevergütungen festgeschrieben. Er befreit Investoren außerdem von der Pflicht, die Kosten für die Stromleitung vom Windpark bis zum Festland zu übernehmen.

Geschenk für alle Windparks

Dieses Geschenk gilt für alle Windparks, mit deren Bau bis Ende 2015 begonnen wird. Die Kosten trägt statt dessen der regional zuständige Übertragungsnetzbetreiber, der sie an die Stromkunden weiterreicht.

In den Diskussionen der vergangenen Jahre hatte es stets geheißen, die Netzanbindung eines Offshore-Parks sei mit etwa 30 bis 50 Prozent des Wertes zu veranschlagen, der für den Windpark anzusetzen sei. Mit Blick auf „Alpha Ventus“ geht diese Kalkulation auf: Für den ersten deutschen Offshore-Windpark haben die Investoren – EWE, Eon und Vattenfall – 250 Mio. Euro ausgegeben. Netzbetreiber Transpower legte für die Netzanbindung nochmal 95 Mio. Euro obendrauf. Dass das Verhältnis passt, ist auch damit zu erklären, dass der Park wegen seines Pilotcharakters überdurchschnittlich teuer gewesen sein dürfte. Bei den nächsten Projekten wird das anders sein. „Es sind Fälle dabei, in denen der Netzanschluss so teuer ist wie der Windpark selbst“, sagt ein Energiemanager.

Fachleute sehen durchaus Einsparpotenziale. Statt jeden Windpark einzeln anzuschließen, ließen sich mehrere Parks zusammenfassen und mit einer Leitung ans Festland anbinden. Dazu müssten sich die Akteure aber besser austauschen.

Bundesumweltminister Norbert Röttgen (CDU) griff das Thema bei der „Alpha-Ventus“-Einweihung am Dienstag auf. Er forderte, einen Netzgipfel einzuberufen, bei dem sich alle Akteure an einen Tisch setzen. Die Netzfrage dürfe nicht zur Achillesferse der regenerativen Energien werden. Auch die Branche sieht das Problem. Die Hauptgeschäftsführerin des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft, Hildegard Müller, spricht sich dafür aus, für die besonders wichtigen Netz-Projekte einen Bundesnetzplan ähnlich dem Bundesverkehrswegeplan zu erstellen. Auch sie fordert einen Netzgipfel.
26.05.2010, 11:00
[urlErneuerbare Energien]http://www.ftd.de/unternehmen/industrie/:erneuerbare-energien-riskanter-sprung-ins-kalte-wasser/50118603.html
[/url]
Riskanter Sprung ins kalte Wasser

Große Energiekonzerne haben entdeckt, wie elegant es wäre, Energie mithilfe des Meeres zu erzeugen. Die großen Unbekannten sind dabei richtige Technik und die wohl immensen Kosten. Eine Analyse. von Nicola de Paoli

Eigentlich ist die Jacht von Queen Elisabeth II. die Hauptattraktion im Hafen von Edinburgh. Doch vor wenigen Tagen machte Eon dem Cruiser die Aufmerksamkeit streitig. Da ließ der Energiekonzern sein erstes Wellenkraftwerk zu Wasser, eine 750-Kilowatt-Anlage, die nun bis Jahresende unter harschen Bedingungen in der Nordsee getestet wird. Meerestechnologien zur Erzeugung von Strom stünden zwar noch am Anfang, sagt Frank Mastiaux, Chef der Eon-Sparte Erneuerbare Energien: "Aber wir wollen uns frühzeitig dieser Technologie zuwenden und in ihre Entwicklung investieren."


In einer Halle in Edinburgh wartet der Röhrenteil eines Wellenkraftwerks auf seinen Einsatz zu Testzwecken
im Meer vor der schottischen Küste


Die Energiegewinnung aus dem Meer gilt nach Wind und Sonne als die dritte Stufe im Ausbau erneuerbarer Energien. Viele Konzerne proben derzeit den Einstieg in diesen Markt. Siemens etwa übernahm im Februar zehn Prozent am britischen Hersteller von Strömungskraftwerken MCT. Der Heidenheimer Maschinenbauer Voith hatte bereits 2005 das Wellenenergie-Unternehmen Wavegen gekauft. Und Stromproduzent Vattenfall will bis 2019 bis zu 200 Megawatt mit Meeresenergie erzeugen. Vattenfall hatte dazu 2009 ein Forschungsprogramm gestartet: "Wir haben, gerade für die Wellenenergie, sehr hohe Ambitionen", sagt Projektmanagerin Kristin Andersen.

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Kraft der Wellen

Meerwert Im Gegensatz zu Gezeitenkraftwerken nutzen Wellenkraftwerke nicht Ebbe und Flut, sondern die Wellenbewegungen auf dem offenen Meer. Die Energie, die darin steckt, lässt sich mit verschiedenen Technologien in Strom umwandeln.
Seeschlange Das Kraftwerk der Firma Pelamis (griechisch für "Seeschlange") besteht aus schwimmenden Stahlröhren, die am Meeresboden verankert sind. Je vier Röhren sind durch Gelenke miteinander verbunden. Die entgegengesetzten Bewegungen der Röhren auf den Wellen treiben im Gelenk Pumpen an, die Öl durch einen hydraulischen Motor pressen und so Strom erzeugen.
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Diese Erwartungen könnten jedoch enttäuscht werden. Trotz zahlreicher Tests rechnen viele Experten nicht mit einer Marktreife der Technik vor 2015. Zudem ist sie noch immer viel zu teuer. Die Herstellung von einem Megawatt Meeresenergie kostet derzeit rund 10 Mio. Euro. Die Kosten von Windenergie aus Anlagen vor der Küste sind im Vergleich dazu um zwei Drittel geringer.

Anders als bei Windkrafträdern haben die Hersteller von Wellen- und Gezeitenanlagen auch noch keinen Königsweg für die richtige Technik gefunden. Experten gehen von derzeit weltweit rund 50 verschiedenen Technikkonzepten für Gezeitenkraft aus; für Wellenenergie sind es sogar über 80. Welche dieser Konzepte sich durchsetzen werden, sei noch völlig unklar, sagt Jochen Bard vom Fraunhofer-Institut IWES: "Das wird sich erst in den kommenden Jahren zeigen."

Tüfteln in der Badewanne reicht nicht mehr

Damit ist aber selbst für die großen Energiekonzerne derzeit kaum absehbar, ob sich ihre Investitionen jemals lohnen werden. Dies mag auch ein Grund dafür sein, dass kaum ein Unternehmen offen darüber sprechen will, wie hoch seine Kosten für die Wellen- und Gezeitenenergie sind. Um das finanzielle Risiko möglichst gering zu halten, hatten sich die großen Stromkonzerne beim Einstieg in die Branche viel Zeit gelassen. Fast zehn Jahre lang kamen die Impulse für die Entwicklung der Meeresenergie von Ingenieurbüros und Spezialfirmen. Dass Europas Stromkonzerne sich nun doch mit kleinen Übernahmen oder strategischen Partnerschaften auf das für sie unbekannte Terrain wagen, hat viele Gründe.

So sollen in der EU die CO2-Emissionen bis 2020 um 20 Prozent sinken. Großbritannien beispielsweise hat außerdem als erstes Land der Welt ein Gesetz durchgewunken, das rechtlich verbindlich eine Reduzierung der CO2-Emissionen vorsieht. Aber auch die Unternehmen selbst schaffen sich interne Vorgaben. Vattenfall etwa will seinen Anteil an erneuerbaren Energien von derzeit 20 auf 40 Prozent steigern.

Die Experten des europäischen Branchenverbands EU-OEA schätzen daher das Volumen des Marktes für Meeresenergie bis zum Jahr 2020 auf europaweit 3,6 Gigawatt und bis 2050 auf 188 Gigawatt. Gerade haben die Briten die weltweit ersten kommerziellen Lizenzen für den Ausbau der Wellen- und Gezeitenenergie vergeben. Auch in Südkorea, Frankreich oder Portugal laufen Tests mit der Energie aus dem Meer. In Zukunft könnten laut EU-OEA rund 15 Prozent des europäischen Bedarfs mit Wellen- und Gezeitenenergie gedeckt werden. Dafür sind Investitionen von 450 Mrd. Euro erforderlich. Nicht nur wegen dieser gewaltigen Summen ist die Branche auf die europäischen Stromkonzerne als Finanziers angewiesen. Das Interesse der Konzerne soll auch helfen, künftig brauchbare Technik schneller von unbrauchbarer zu trennen.

"Die großen Versorger wollen die Sicherheit, dass die Maschinen funktionieren", sagt Max Carcas vom schottischen Anlagenbauer und Eon-Partner Pelamis. Die Spiele, die sich mancher Tüftler in einer Wanne mit Salzwasser erlaubt habe, seien vorbei. Carcas: "Wir müssen die Geräte ins Wasser kriegen - so schnell wie möglich."
03.06.2010 09:05
Energiezentrum für erneuerbare Energie aus Wellen- und Gezeiten (Wave and Tidal Renewable Energy Centre) wählt Draka als Anbieter der Unterwasserstromkabel aus

Drammen, Norwegen, June 3, 2010 (ots/PRNewswire) - Draka Offshore hat heute angekündigt, dass das "European Marine Energy Centre" (EMEC) Draka mit seinem neuesten Einkauf an Kabeln und Zubehör als seinen Anbieter für Unterwasserstromkabel ausgewählt hat. Die Unterwasserstromkabel von Draka werden nun in ihrem kürzlich erweiterten Produktionsbetrieb in Drammen, in Norwegen produziert.

"Die Auswahl von Draka für die Lieferung von Unterwasserstromkabeln bestätigt weiterhin die Qualität und Leistungsfähigkeit unserer Produkte unter extremen Unterwasserbedingungen", erklärte Martin Dale, kaufmännischer Leiter für Unterwasserprodukte bei Draka Offshore. "Unsere Unterwasserkabel haben eine herausragende Leistung bei Öl- und Gasanlagen bewiesen, was uns schnell den Ruf einbrachte, ein zuverlässiger Anbieter im Offshore-Bereich der erneuerbaren Energien zu sein."

Der Auftrag verlangt von Draka, etwa 11.000 Meter eines 20kV Unterwasserstromkabels zu liefern, das in den Gezeiten- und Wellentestanlagen von EMEC in Orkney eingesetzt wird. Draka wird auch eine Auswahl an Zubehör anbieten. Die Beladung erfolgt direkt auf ein Schiff vor Ort in der Fabrik in Drammen.

Weltweites Strompotenzial aus Wellenkraft bis zu 10.000GW

Als erste Anlage ihrer Art bietet EMEC Testeinrichtungen für ein breites Spektrum von Technologien, die das riesige Potenzial der erneuerbaren Energie durch Wellen- und Gezeiten erfassen möchten. Alleine Strom aus Wellenkraft hat ein geschätztes, weltweites Potenzial von etwa 1.000-10.000 GW - in der gleichen Grössenordnung liegt der weltweite Stromverbrauch, gemäss des Welt Offshore-Energieberichtes (World Offshore Renewable Energy Report) von 2004-2008, veröffentlicht von UK Renewables.

Die Wellen- und Gezeitentestanlagen stehen auf den Orkney Islands in Nordschottland und wurden konstruiert, um eine Reihe von Maschinen zu testen, die bis zu einer Tiefe von 50 Metern und bis zu zwei Kilometern entfernt von der Küste aufgestellt werden.

"Wellen- und Gezeitenenergie ist eine sehr leistungsstarke Quelle der erneuerbaren Energie und eine sehr herausfordernde Umgebung für die Geräte und Systeme", so Stuart Baird, EMEC Betriebsleiter. "Wir brauchen Anbieter wie Draka, die qualitative hochwertige Produkte und Dienstleistungen liefern können, die den Elementen lange Zeit standhalten."

Die Kabel werden verwendet, um die Testanlagen des EMEC zu erweitern und um drei neue, netzverbundene Ankerplätze zu schaffen, zwei bei der Gezeitenstrom-Testanlage und eine weitere bei der Wellentestanlage.

Informationen über Draka Offshore:

Draka Offshore ist eine führende Ingenieurgesellschaft mit komplettem Leistungsangebot, die den Sektoren Offshore-Wind, Öl- und Gas sowie Unterwasseranlagen mit durchgehend hochwertigen Kabellösungen zur Verfügung stellt. Draka besitzt 11 Fertigungsstätten und Vertriebseinrichtungen, die auf allen bedeutenden Öl- und Gasmärkten aktiv sind. Der Geschäftsbereich verfügt über mehr als 100 Produkte, die den strengen Auflagen der Industriestandards SATS, IEEE, IEC und NEK entsprechen und ausserdem die Richtlinien von LRS, ABS, DNV, BV und GL erfüllen. Darüber hinaus entsprechen diese Produkte den gesetzlichen Bestimmungen der US-amerikanischen und kanadischen Küstenwache, die den Einsatz von Drahtleitungen und Kabeln überwachen. Draka Offshore ist ein Teilbereich der Industry and Specialty Group der Draka Holding N.V. Weitere Informationen über Draka Offshore finden Sie auf www.DrakaOffshore.com.

Informationen über Draka Holding N.V.:

Draka Holding N.V. (Draka) ist die Holding-Gesellschaft zahlreicher Unternehmen, die ihrer Betriebstätigkeit auf weltweiter Ebene nachgehen und sich dabei auf die Entwicklung, Produktion und Vertrieb von Kabeln und Kabelsystemen spezialisieren. Drakas Geschäftstätigkeit teilt sich zunächst in drei Kernbereiche auf: Energie&Infrastruktur (Energy&Infrastructure), Industrie&Sondergebiete (Industry&Specialty) sowie Kommunikation (Communication). Innerhalb dieser drei Bereiche wird die allgemeine Geschäftstätigkeit wiederum in getrennte Unternehmensbereiche aufgeteilt. Der Kernbereich Energie&Infrastruktur setzt sich aus den Geschäftsbereichen Europa und dem Asien-Pazifik-Raum zusammen; Industrie&Sondergebiete besteht aus den Geschäftsbereichen Automobil&Luftfahrt, Hebeanlagen, Cableteq USA sowie weiteren industriellen und Offshore-Bereichen und die Kommunikationsgruppe besteht aus den Bereichen Telekommunikationslösungen, Multimedia und Spezialbereiche sowie aus weiteren Geschäftsbereichen in Nord-, Mittel und Südamerika und dem eigenständigen Bereich Faseroptik.

Mit seinem Hauptsitz in Amsterdam, hat die Draka Holding N.V. 68 aktive Unternehmen in 31 Ländern überall in Europa, Nord- und Südamerika, Asien und Australien. Weltweit beschäftigen die Draka-Unternehmen etwa 9.600 Personen. 2009 konnte Draka über Einkünfte in Höhe von 2,0 Milliarden Euro berichten und über Nettoeinkommen in Höhe von 48,3 Millionen Euro (einmalige Positionen nicht eingeschlossen).

Stammaktien und nachrangige Wandelanleihen der Draka Holding N.V. werden an der NYSE Euronext Amsterdam gehandelt. Das Unternehmen zählt seit 2001 zum Next150-Index und seit 4. März 2008 zum AMX-Index (der sogenannte Amsterdam Midkap Index). Aktienoptionen von Draka werden ausserdem auf den Derivatmärkten der NYSE Euronext Amsterdam gehandelt. Besuchen Sie die Draka Holding N.V. unter www.Draka.com für mehr Informationen.

Informationen über das European Marine Energy Center:

EMEC steht an vorderster Stelle bei der Entwicklung von meeresbasierten erneuerbaren Energien, die Elektrizität für Häuser und Geschäftskomplexe generieren können, indem die Kraft der Wellen und der Gezeitenströme nutzbar gemacht werden. Als erstes Zentrum seiner Art, das jemals irgendwo auf der Welt gebaut wurde, bietet das EMEC Entwicklern die Möglichkeit vollständige, netzverbundene Prototypgeräte unter unvergleichlichen und Gezeitenbedingungen zu testen. Um weitere Informationen über das Zentrum finden Sie, wenn Sie http://www.emec.org.uk besuchen.

Pressekontakt: CONTACT: Mike O'Brien, Leiter des globalen Marketings von Draka Offshore,+1-952-212-3380, Mike.Obrien@Draka.com
[urlNigerdelta:]http://www.handelsblatt.com/technologie/umwelt-news/nigerdelta-die-ganz-alltaegliche-oelpest;2614874;0 [/url]
Die ganz alltägliche Ölpest

Während die Welt gebannt auf die Katastrophe im Golf von Mexiko blickt, ist für die Bewohner des Nigerdeltas der Kampf gegen auslaufenes Öl zum bitteren Alltag geworden. Seit Beginn der Förderung in Nigeria sind nach Schätzungen zwei Milliarden Liter Öl ins Delta geflossen - das entspricht einem „Exxon Valdez“-Tangerunglück pro Jahr. Und ein Ende der Umweltkatastrophe ist nicht in Sicht. (...)


Öl im Wasser und an den Küsten - für die Bewohner des Nigerdeltas
bitterer Alltag. Quelle: ap
"Wir könnten ein Atomkraftwerk ersetzen"
26.07.10 – Ben Schwan


Bild: GWWK


In der Schweiz geht in diesem Sommer das erste Wasserwirbelkraftwerk ans Netz. Der Bauherr, eine Genossenschaft, kann sich Tausende der umweltfreundlichen Stromerzeuger vorstellen.

Wenn von Wasserkraft an Flüssen und Seen die Rede ist, denkt man normalerweise an großtechnische Anlagen mit mehreren Staustufen, riesigen Turbinen und enormer Durchflussleistung, die ganze Regionen versorgen können. Es geht aber auch deutlich kleiner: Mit Hilfe der sogenannten Wasserwirbeltechnik lassen sich in Staubecken, durch die Teile des Flusswassers umgeleitet werden, auch minimale Fallhöhen ausnutzen, um Strom zu erzeugen.

In der Schweiz will nun die Genossenschaft Wasserwirbelkraftwerke, kurz GWWK, die Nutzung der Technologie vorantreiben – sie möchte dazu überall im Land umweltbewegte Menschen zusammenführen, die gemeinsam Anlagen finanzieren und aufbauen. Das scheint anzukommen: Nach sieben Monaten waren 100 private Geldgeber für ein erstes Kraftwerk im Kanton Aargau gefunden, 300.000 Franken kostete die nach dem Solar-Flugzeug-Pionier Dr. Bertrand Piccard benannte Anlage. Kurz vor Inbetriebnahme unterhielt sich Technology Review mit GWWK-Sprecher Daniel Styger.


Technology Review: Herr Styger, Ihre Genossenschaft steht kurz vor Eröffnung des ersten Wasserwirbelkraftwerks der Schweiz. Wer steckt hinter dem Projekt und wie kam es zu der Idee?

Daniel Styger: Vor etwas mehr als zweieinhalb Jahren suchte der Gründer unserer Genossenschaft nach einer guten Möglichkeit, in der Nähe seines Hauses, das am Fluss Suhre in Schöftland / Schweiz steht, Naturstrom aus dem Flusswasser zu gewinnen. Da bei dem alten Haus früher ein Wasserrad betrieben wurde, diese Technologie aber nicht mehr den heutigen Bedürfnissen auch in puncto Leistung entspricht, hat Herr Steinmann dann im Internet nach neuen Möglichkeiten gesucht.

Er entdeckte in Österreich einen Erfinder, der sich ein kleines Wasserwirbelkraftwerk gebaut hat, das dort schon einige Zeit lief. Nach einigen Verhandlungen konnte man die Lizenz für die ganze Schweiz erwerben und gab sofort das erste Bewilligungs- und Baugesuch beim Kanton Aargau ein. Diese erhielt man dann auch prompt nach nur 10,5 Monaten, denn die Behörden hatten rasch erkannt, dass in der Technologie großes Potenzial liegt.

Danach gründeten wir sofort die Genossenschaft Wasserwirbelkraftwerke Schweiz, die die Finanzierung organisierte und als Eigentümerin agiert. Mittlerweile hat sie über 150 Genossenschafter, mehrere Darlehens- und Forschungsgeldgeber sowie viele Freunde und Befürworter dieser neuartigen Technologie. Dabei ist wichtig, dass bei jedem Projekt immer eine Fluss-Revitalisierung und -Renaturierung inklusive Fischdurchgängigkeit integriert wird.

TR: Wie funktioniert ein Wasserwirbelkraftwerk?

Styger: Stellen Sie sich eine gefüllte Badewanne vor, bei der das Wasser ausgelassen wird und am Schluss beim Ablaufloch automatisch einen Wasser-Wirbel bildet. Beim Wasserwirbelkraftwerk ist dies ähnlich. Das Wasser wird über einen Einlaufkanal zum runden Rotationsbecken geführt und durch eine zentrale Abflussöffnung in der Mitte des Beckenbodens in eine Rotationsbewegung versetzt. In diesen Wasserwirbel wird ein Rotor gestellt, um die Rotationsenergie in elektrische Energie umzuwandeln.

Das Funktionsprinzip kann bereits bei geringen Fallhöhen ab 0,7 m und einer durchschnittlichen Wassermenge von 1000 Litern pro Sekunde angewendet werden und ist für die Kleinwasserkraftnutzung sehr gut geeignet. Es werden langsam drehende Rotoren eingesetzt, die für Treibgut, Fische, Krebse oder Schnecken durchgängig sind.

Der sich über dem Abfluss bildende Wasserwirbel bewegt mit Hilfe der Schwerkraft dank der Höhendifferenz einen langsam drehenden Rotor mit rund 20 Umdrehungen pro Minute. Dieser treibt den Generator an, der den Naturstrom produziert und ins Netz einspeist. Da im Bereich des Rotors keine extremen Druckunterschiede auftreten, entfallen die damit verbundenen Verschleißerscheinungen, beispielsweise durch Kavitationsfraß. Die technische Ausrüstung ist einfacher als bei herkömmlichen Wasserkraftwerken. Dadurch sind die Unterhalts- und Wartungskosten geringer.

TR: Eignet sich jedes Fließgewässer?

Styger: Beim aktuellen Technologiestand sind wir auf Wassermengen von durchschnittlich mindestens 750 bis 1000 Litern pro Sekunde angewiesen. Durch zielgerichtete Forschung und Weiterentwicklung, beispielsweise des Rotors, der elektronischen Steuerung und der Baumaterialien, werden wir zukünftig aber auch kleinere Wassermengen sinnvoll nutzen können.

Allerdings sind durchschnittlich 1000 Liter pro Sekunde auch bei einem kleinen Fluss oder Bach sehr schnell erreicht. Die Suhre ist über weite Strecken nur 4 bis 5 Meter breit, rund 50 cm tief und in ein enges Flussbett gezwängt. Dieses haben wir beim Bau in Schöftland auf einer Länge von gut 200 Metern auf bis zu 50 m verbreitert, fünf Staustufen abgebaut und zudem in das Hochwasserschutzkonzept des Kantons integriert.

Wichtig zu wissen ist, dass wir bei all unseren Projekten bestehende Fluss-Treppen oder anderweitige Fluss-Verbauungen (in der Schweiz gibt es über 27.000 mit einer Höhe von mehr als 50 cm) oder stillgelegte alte Klein-Wasserkraftwerke (über 6000 in der Schweiz) nutzen. Wir machen sie dann voll durchgängig für Fische und Kleinlebewesen und renaturieren und revitalisieren den Fluss.

In der Schweiz und der EU sind seit letztem Jahr neue Gesetze in Kraft, die vorschreiben, dass alle Flüsse bis in ein paar Jahren voll fischdurchgängig gemacht werden müssen. Die Herstellung der Fischdurchgängigkeit mit Hilfe eines Wasserwirbelkraftwerkes amortisiert und finanziert sich somit de facto wie von selbst, ohne den Steuerzahler zu belasten. Das heißt auch, dass ein enges Flussbett verbreitert und der Natur wieder mehr Freiraum gegeben wird, wie das Beispiel in Schöftland schön zeigt. Man nennt dies auch Mäandrieren.

TR: Ist die Technik serienreif? Ließen sich weitgehend fertige Anlagen exportieren oder ist die jeweilige Anpassung sehr aufwendig?

Styger: Die Technologie ist grundsätzlich serienreif, kann oder muss aber immer noch weiter verbessert und optimiert werden. Wie schon gesagt, stecken wir sehr viel Aufwand in die Forschung und Weiterentwicklung. Aktuell entsteht im Technopark in Windisch im Kanton Aargau eine 1:5-Testanlage in unserem Forschungszentrum am Fluss Reuss. Bei jeder Anlage, die wir bauen, werden wir natürlich dazulernen und unsere Abläufe verbessern und die Leistung der Energiegewinnung erhöhen.

Das Wichtigste ist aber, wie schon gesagt, die Renaturierung / Revitalisierung und die Fischdurchgängigkeit, die immer dabei ist. Wir können uns auch gut vorstellen, komplette "Bausätze" oder weitgehend fertige Anlagen in verschiedenen Größen und Materialien zu exportieren und zu bauen. Auch daran forschen wir aktuell auch mit Partnern in Deutschland. Die Anpassung ist bei jedem Projekt individuell verschieden. Dank unserer Engineering- und Baupartner hält sich der Aufwand aber jeweils in Grenzen. Wir arbeiten dabei mit modernen CAD-Programmen und Planungstools.

TR: Lohnt sich der Output, den man von einem herkömmlichen Fließgewässer erhält? Wie groß müsste eine Anlage sein, um eine ganze Kleinstadt mit 20.000 Einwohnern zu versorgen?

Styger: Der finanzielle Aufwand für eine Wasserwirbelanlage ist rund drei- bis viermal niedriger als ein herkömmliches Flusskraftwerk vergleichbarer Größe. In Schöftland betrug dieser Aufwand komplett nur rund 245.000 Euro. Normalerweise wird ein Kraftwerk in 30 bis 50 Jahre oder mehr amortisiert. Ein Wasserwirbelkraftwerk wird sich in nur 20 bis 25 Jahren amortisieren. Die Anlagen sind außerdem für einen Dauerbetrieb von 50 bis 100 Jahren ausgelegt. In der Pilotanlage in Schöftland, die mit einem Beckendurchmesser von 6,5 m und einer Fallhöhe von 1,7 m betrieben wird, entstehen je nach Wassermenge 5 bis 15 Kilowattstunden elektrische Leistung. Diese Menge entspricht einer Jahresproduktion von 100.000 bis 130.000 kW und reicht für gut 20 bis 25 Schweizer Familien oder einen Jahresstrombedarf von 50 bis 60 Personen.

Alte, stillgelegte, aber auch viele relativ neue Standorte (bei bestehenden Flusstreppen oder Flussbegradigungen) können oder müssen sogar renaturiert werden. Diese eignen sich bestens als Standort für Wasserwirbelkraftwerke. In der Schweiz haben wir das Potenzial für mehrere Tausend verschieden große Anlagen. Eine einzige Einheit, die für den Strombedarf von 20.000 Einwohnern reicht, wird durch uns aber so nie gebaut werden und ist auch so nicht geplant – wir arbeiten dezentral.

Wir haben errechnet, dass wir in der Schweiz das Potenzial haben, ein komplettes Atomkraftwerk durch Wasserwirbelanlagen kostengünstiger und nachhaltiger zu ersetzen – oder ein neues AKW dadurch nicht bauen zu müssen. Auch die Thematik der Endlagerung und das Recycling der Brennstäbe oder anderer schädlicher Stoffe wie bei anderen Stromgewinnungstechnologien entfällt natürlich vollständig. Zudem ist der Wirkungsgrad etwa doppelt so hoch wie bei einem Atomkraftwerk.

TR: Ist es vorstellbar, Einzelpersonen anzuschließen oder ist der Aufwand noch zu groß?

Styger: Wir können uns gut vorstellen, auch für ländliche Gebiete auf verschiedenen Kontinenten und für einzelne Familien oder Siedlungen, die weit abgelegen an einem Fluss gebaut wurden, relativ kleine Anlagen zu bauen. Auch darum arbeiten und forschen wir in der Schweiz und Deutschland mit verschiedenen Fachhochschulen und Universitäten zusammen.

... :rolleyes: ... Ein Fluß ändert seinen Lauf ... ;) ... Ein Einlauf ändert den Fluß ... kann mal einer das Meer spalten ... :keks:
Bremen baut innovatives Wasserkraftwerk

Energie: Die Stadt Bremen will ihren Ruf als Ökostadt festigen. Als derzeit wichtigstes Projekt gilt der Bau eines neuen Wasserkraftwerks an der Weser. Zwei neu entwickelte Turbinen mit je 5 MW sollen ab Ende 2011 dafür sorgen, dass die Anlage 42 Mio. kWh Strom im Jahr erzeugt. Das Laufwasserkraftwerk soll rund 20 000 Bremer Haushalte mit Strom versorgen. Damit ist die Anlage aktuell eines der größten Neubauprojekte zur Nutzung der Wasserkraft in Deutschland.

VDI nachrichten, Bremen, 30. 7. 10, swe

„Das Vorhaben ist für das Land Bremen ein Meilenstein im Bereich der Nutzung regenerativer Energien“, sagt Christoph Kolpatzik, Geschäftsführer der Betreibergesellschaft und zukünftigen Eigentümerin Weserkraftwerk Bremen GmbH (WKB). Die Baukosten für das Kraftwerk wurden zunächst auf rund 40 Mio. € geschätzt. Christoph Kolpatzik geht in jedem Fall von einem höheren Betrag aus. Wie hoch dieser sein wird, ist offen. Ende 2011 soll das Weserkraftwerk den Betrieb aufnehmen.

Das Laufwasserkraftwerk wird größtenteils unterirdisch gebaut. Die Firma Enercon, deren Tochter EIPP GmbH und die Bremer swb AG je zur Hälfte Eigner der WKB sind, setzt dabei auf Innovation: Für das Kraftwerk wurde ein neuer „Prototyp“ im Bereich der Kaplan-Rohrturbinen entwickelt.

„Wir haben lange an der Frage gearbeitet, wie wir unsere Erkenntnisse aus der Windenergie auf die Wasserkraft übertragen können. Jetzt werden wir es beim Weserkraftwerk beweisen“, sagt Aloys Wobben, Gründer und Geschäftsführer von Enercon. Mit derzeit rund 16 500 Anlagen ist das Unternehmen einer der führenden Windradhersteller weltweit.

Mittelfristig soll die Wasserkraft bei Enercon zum zweiten Standbein werden. Seit vergangenem Jahr betreibt das Unternehmen ein kleineres Kraftwerk (Leistung: 2,3 MW) in Sachsen-Anhalt an der Mulde, das mit einer vergleichbaren Technik ausgestattet ist.

Die Stromausbeute der neuen Kaplan-Turbinen liegt um rund 10 % höher als bei den herkömmlichen Turbinen, da sie mit einer deutlich geringeren Umdrehungszahl – maximal 90 U/min – auskommen.

„Wegen der Ausführung als Luvläufer und der dadurch direkten Anströmung des Laufrades ohne vorherige Umlenkung des Wasserstromes ist diese Technik besonders energiesparend“, sagt Enercon-Sprecher Volker Uphoff.

Ähnlich wie bei den Windenergieanlagen von Enercon entfällt auch bei den Wasserturbinen das Getriebe. Die Turbinen werden über die verdrehbaren Laufschaufeln und die verstellbaren Leitschaufeln auf die wechselnden Betriebsbedingungen eingestellt. Beide Systeme geben dem zulaufenden Wasser eine schraubenförmige Drehung, um die Energie des Wassers in Bewegung umzusetzen.

Mit dem Ausbau auf knapp 10 MW werden die vorhandenen Möglichkeiten der Energiegewinnung weitgehend ausgeschöpft. Die notwendige Betriebswassermenge steht an 180 Tagen zur Verfügung, in der anderen Hälfte des Jahres laufen die Maschinen mit geringerer Leistung.

Durch die Drehzahlvariabilität lässt sich zudem der Ertrag gegenüber einer starr gekoppelten Turbine erhöhen, da so die durch die Tide bedingten Gefälleschwankungen an der Staustufe besser ausgenutzt werden können. Im Falle des Weserkraftwerks ist dies besonders wichtig. „Aufgrund von Ausbaggerungen in der Weser ist der Tidenhub in den vergangenen 30 Jahren von unter 1 m auf 4 m angestiegen“, sagt Edo Lübbing von Gaertner, Fachbereichsleiter beim Umwelt-Senator in Bremen, der das Projekt unterstützt.

Bei der Planung gab es allerdings auch Bedenken. Der Verband Deutscher Sportfischer (VDSF) reichte vor dem Bremer Verwaltungsgericht Klage gegen das Planfeststellungsverfahren ein. Der Grund: Als anerkannter Naturschutzverband nach § 59 Bundesnaturschutzgesetz hätte er bei einem solchen Verfahren üblicherweise gehört werden müssen. Was nicht der Fall war.

Die Klage wurde sowohl in erster Instanz als auch später vom Bundesverwaltungsgericht in Leipzig abgewiesen. Eine Vorlage beim Europäischen Gerichtshof wird derzeit geprüft.

Die Betreiber des Weserkraftwerks sehen der Sache gelassen entgegen. „Der Schutz der Fische ist vorbildlich“, erklärt Lübbing. Durch extrem geringe Spaltmaße des Laufrades soll verhindert werden, dass Fische in die Turbinen kommen.

Abwärts wandernde Fische werden weitgehend mithilfe eines zum Teil völlig neu entwickelten Systems an den Turbinen vorbei geleitet. Zusätzlich zu dem bereits am linken Ufer befindlichen Fischpass wird parallel zum Kraftwerk auf dem rechten Ufer ein zweiter Fischaufstieg errichtet.

Für die Stadt Bremen ist das Projekt ein wichtiger Aspekt im Klimaschutz- und Energieprogramm (KEP) 2020. Es sieht vor, die CO2-Emissionen bis 2020 um mindestens 40 % gegenüber 1990 zu reduzieren. Das neue Weserkraftwerk besitzt ein jährliches Einsparungspotenzial von rund 35 000 t CO2.

„Bremen spielt eine Vorreiterrolle im Bereich erneuerbarer Energien“, sagt Lübbing. Die Hansestadt betreibt auf ihrem Gebiet allein 50 Windenergieanlagen – so viel wie keine andere deutsche Großstadt. Ein Grund hierfür sieht er darin, dass in Bremen, anders als in den meisten Bundesländern, seit vielen Jahren das Umwelt- und nicht das Wirtschaftsressort für die Energiethemen zuständig ist. „Wir haben im Bereich der erneuerbaren Energien dadurch einen Vorsprung von fast 20 Jahren“, so Lübbing.

HOLGER PAULER

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[urlPhase 1:] http://www.vdi-nachrichten.com/vdi-nachrichten/aktuelle_ausgabe/akt_ausg_detail.asp?cat=3&id=48955&source=rubrik[/url]

[urlPhase 2:] http://www.vdi-nachrichten.com/vdi-nachrichten/aktuelle_ausgabe/akt_ausg_detail.asp?cat=3&id=48957&source=rubrik[/url]

[urlPhase 3:]http://www.vdi-nachrichten.com/vdi-nachrichten/aktuelle_ausgabe/akt_ausg_detail.asp?cat=3&id=48959&source=rubrik[/url]

[urlPhase 4:] http://www.vdi-nachrichten.com/vdi-nachrichten/aktuelle_ausgabe/akt_ausg_detail.asp?cat=3&id=48962&source=rubrik[/url]
05.08.2010 / 16:31
Erneuerbare Energie

US-Unternehmen baut Wellenkraftwerk im Nordwesten der USA

Vor der Küste von Reedsport im US-Bundesstaat Oregon soll das erste kommerzielle Wellenkraftwerk der USA entstehen. Die Anlage wird aus zehn Wellengeneratoren bestehen. Zusammen werden die Generatoren eine Leistung von 1,5 Megawatt erreichen.

Der Pazifische Ozean soll künftig Haushalte im Nordwesten der USA mit Strom versorgen. Das US-Unternehmen Ocean Power Technologies (OPT) will vor der Küste von Reedsport im US-Bundesstaat Oregon ein Wellenkraftwerk bauen. Eine entsprechende Vereinbarung hat OPT mit staatlichen und US-Bundesbehörden getroffen. Es wird nach OPT-Angaben das erste kommerzielle Wellenkraftwerk in den USA sein.

Wellen erzeugen Strom

Die Anlage soll aus zehn Powerbuoys bestehen. Das sind von OPT entwickelte Wellengeneratoren. Wie herkömmliche Bojen sehen sie aus, und wie diese tanzen die Powerbuoys auch auf den Wellen. In ihrem Inneren befindet sich eine hydraulische Pumpe. Durch die Bewegung der Wellen wird der Kolben angetrieben, der dann eine Flüssigkeit durch eine Turbine pumpt.

Video: Wellenkraftwerk von Ocean Power Technologies (2:39)

Auf dem Meeresgrund ist eine Trafostation installiert, an die alle Generatoren angeschlossen sind. Über diese Station wird die elektrische Energie per Unterwasserkabel ans Festland übertragen. Die Anlage soll eine Leistung von 1,5 Megawatt haben. Das sollte laut OPT ausreichen, um 1.000 Haushalte mit Strom zu versorgen. Wann das Kraftwerk ans Netz gehen soll, teilte OPT nicht mit.

1/2 Wellengenerator Powerbuoy (Foto: Ocean Power Technologies)
[urlZur Bildergalerie]http://www.golem.de/1008/77011.html[/url]

Die größte Gefahr für Wellengeneratoren sind Stürme. Damit die hohen Wellen die Powerbuoys nicht beschädigen, verfügen diese über Sensoren, die die Höhe der Wellen messen. Ab einer bestimmten Wellenhöhe wird das System automatisch gesperrt. Hat sich der Seegang wieder beruhigt, werden die Powerbuoys wieder aktiviert.

Energie aus dem Meer

Die Ozeane sind riesige Energiespeicher der Erde. Bisher ist es aber noch nicht gelungen, diese adäquat anzuzapfen. Es gibt verschiedene Möglichkeiten, die Energie der Meere in elektrische Energie umzuwandeln. Dazu gehören schwimmende Wellengeneratoren wie die Powerbuoys oder die Pelamis, die Google für sein schwimmendes Rechenzentrum einsetzen will oder am Festland installierte wie der Limpet.

Eine andere Möglichkeit, Strom mit der Energie aus dem Meer zu erzeugen, ist die Nutzung des Gezeitenstroms, wie etwa in der Rance-Mündung nahe dem bretonischen St. Malo oder in der Meerenge von Strangford in Nordirland. (wp)
"Smart Shit" ... :rolleyes: ...wie dumm sind wir wirklich ... :p

14.08.2010
Neue Elektrogeräte

Schlaue Stromzähler kommen teuer


Waschmaschine mit Handy-Verbindung: Das Smart Grid soll beim Sparen helfen

Intelligente Strommesser können längst nicht so viel sparen helfen wie angenommen: Nach Informationen des SPIEGEL kommen mehrere Studien zu dem Ergebnis, dass entsprechende Geräte sogar höhere Kosten verursachen.

Elektrogeräte sollen dabei helfen, die Stromkosten niedrig zu halten - und sich beispielsweise erst dann einschalten, wenn gerade Strom günstig verfügbar ist. "Smart Grid" nennt sich die Technologie, die ersten Geräte, die sich auf das Stromsparen verstehen sollen, kommen nun auf den Markt. Die Verbraucher können kräftig sparen, so das verlockende Versprechen - doch dafür ist die Anschaffung ein bisschen teurer.

Doch mehrere Studien kommen nach Informationen des SPIEGEL zu einer weniger optimistischen Einschätzung: Der Aachener Energieberater Peter Klafka hat eine Summe von 21,50 Euro errechnet, die ein Haushalt im Jahr einsparen kann. Das Wissenschaftliche Institut für Infrastruktur und Kommunikationsdienste in Bad Honnef kommt auf einen Betrag von 9 bis 42 Euro. Die Bonner Bundesnetzagentur kalkuliert mit 12 bis 50 Euro.

Diesem Nutzen stehen allerdings hohe Kosten gegenüber. Den Austausch des Zählers stellen die Versorger laut Deutscher Energie-Agentur einmalig mit 35 bis 100 Euro in Rechnung. Dazu kommt eine jährliche Dienstleistungsgebühr: Sie rangiert je nach Anbieter zwischen 60 Euro für ein Basismodell und 240 Euro für das Komplettangebot.

Unter dem Strich legt der Verbraucher also oftmals drauf. Das Sparpotential des intelligenten Stromnetzes werde "enorm überschätzt", sagt Energieberater Klafka. Zuweilen verursache ein intelligenter Zähler sogar erst einmal zusätzlichen Stromverbrauch, weil die Tarifdaten rund um die Uhr übertragen werden müssen. Eine dazu nötige permanente DSL-Verbindung verschlingt pro Jahr rund 131 Kilowattstunden. Zum Vergleich: Ein moderner Kühlschrank benötigt weniger als 100 Kilowattstunden. ... :rolleyes: ... bei 50 Liter Inhalt oder wie oder was ... :cry:

Seit Jahresbeginn müssen Hausbesitzer in allen Neubauten und komplettsanierten Objekten intelligente Stromzähler installieren, die Energieverbrauch und Nutzungszeit anzeigen. Zugleich sind die Netzbetreiber verpflichtet, vom kommenden Jahr an Stromtarife anzubieten, deren Preis je nach Angebot und Nachfrage schwankt.

Die Idee: Konsumenten sollen mit Hilfe der neuen Zähler und variablen Tarife ihren Stromverbrauch in billigere Zeiten verlagern. Die Praxis zeigt allerdings, dass nur wenige Elektrogeräte dafür in Frage kommen.

ore

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Smart Metering
Viele "intelligente" Stromzähler sind wenig intelligent

16.08.2010

Weniger Stromverbrauch und damit auch weniger Umweltbelastungen: Mit den neuen "intelligenten" Stromzählern sind große Hoffnungen verbunden.

Generationswechsel: Links der "intelligente" Stromzähler (Foto: EnBW)

Seit Januar müssen sie bei Neubauten und Vollrenovierungen eingebaut werden. Doch Verbraucherschützer und Experten des Preisvergleichsportals Verivox dämpfen die Erwartungen an die digitalen Messgeräte deutlich. Probleme gibt es aus ihrer Sicht bei Kosten, Datenschutz und durch fehlende einheitliche Standards.

"Die meisten intelligenten Stromzähler sind nicht so intelligent, dass der Verbraucher daraus einen Nutzen ziehen könnte", sagte der Energieexperte Christian Michaelis von der Verbraucherzentrale Baden- Württemberg der dpa. Die Zähler erfüllten gerade einmal die vom Energiewirtschaftsgesetz vorgeschriebenen Mindestanforderungen, Verbrauchswerte in ihrem zeitlichen Verlauf zu speichern. Der Verbrauch einzelner Stromfresser im Haushalt lasse sich daraus jedoch nicht ablesen. "Die Daten, die Geräte mit Mindeststandard liefern reichen nicht aus, um die erwarteten Stromeinsparungen von bis zu zehn Prozent zu erreichen", sagt auch Thorsten Storck von Verivox.

Ein weiteres Problem: Es gibt bisher keine einheitlichen Standards, welche Daten die Stromzähler in welcher Form liefern müssen. "Jeder Wechsel des Versorgers führt daher zu einem Wechsel des Stromzählers, und jedes Mal entstehen dabei Kosten", erläutert Michaelis. Der Verbraucherschützer fordert daher Zähler, die universell verwendbar sind. Die Industrie müsse sich auf einheitliche Standards einigen.

Zwar sind bereits intelligente Stromzähler auf dem Markt, die mehr können, als die Mindestanforderungen zu erfüllen. Denn damit es für den Stromversorger wirtschaftlich wirklich sinnvoll ist, variable Tarife anzubieten, muss er die genaue Verbrauchsstruktur seiner Kunden kennen. Allerdings sind die Kosten für die "Luxusversion" auf das Jahr gerechnet für das Gerät und die Installation deutlich höher. Laut Verivox liegen sie für das Standardmodell nach Berechnungen der Bundesnetzagentur bei derzeit etwa sechs Euro, bei den besseren Geräten bei 14 bis 24 Euro jährlich.

Wie der "Spiegel" berichtet(siehe oben), legen Verbraucher unterm Strich oft drauf: So würden etwa jährliche Dienstleistungsgebühren zwischen 60 und 240 Euro fällig. Laut verschiedenen Berechnungen könne ein Haushalt mit einem intelligenten Strommesser aber nur zwischen neun und 50 Euro pro Jahr sparen, schreibt das Magazin.

Hinzu kommt: "Ein Stromzähler, der Messwerte im Sekunden- oder Minutentakt liefert, ist eine Art Überwachungskamera im grundgesetzlich geschützten Wohnbereich", sagte Michaelis. Aus den Daten, wann und in welchem Umfang die verschiedenen Haushaltsgeräte genutzt werden, ließen sich Rückschlüsse auf die Bewohner ziehen. "Dass auf diese Daten gleich drei Firmen, nämlich Stromversorger, Netzbetreiber und gegebenenfalls auch Messstellenbetreiber zugreifen können, verdreifacht die Wahrscheinlichkeit ihres Missbrauchs." Wer nur Stromfresser im Haushalt identifizieren will, für den reicht nach seiner Einschätzung ein Stromverbrauchsmessgerät völlig aus.

Auf ein ganz praktisches Problem weist schließlich Storck hin: Bei nicht allen Geräten ist es sinnvoll, sie zu Uhrzeiten laufen zu lassen, in denen Strom besonders günstig ist. "Niemand wird nur noch nachts kochen, weil der Strom dann weniger kostet." (dpa/tc)
Antwort auf Beitrag Nr.: 39.878.871 von teecee1 am 26.07.10 20:36:0221. Dezember 2010
Alternative Energiequellen

Energie aus Meereswellen - 2000 TWh sind möglich

Aus Meereswellen lässt sich Energie gewinnen. So schätzt der Weltenergierat das Potenzial in Gebieten mit guten Wellenbedingungen auf 2000 TWh weltweit. Ein hierzu laufendes Projekt nutzt eine bojenähnliche Konstruktion, die mit einem Ankerseil auf dem Meeresgrund fixiert ist. Sorgt eine Welle für Auftrieb, hebt sich die Boje und diese Energie kann geerntet werden.

Statistisch gesehen lassen sich für beliebige Standorte in Küstennähe durchschnittliche Wellenzustände ermitteln und Anlagen entsprechend optimieren. Gezeiten, Winterstürme, laue Sommerbrisen: Alles hat Einfluss auf die Meeresoberfläche. Ein Wellenkraftwerk muss deshalb so flexibel konzipiert sein, dass es diesen Veränderungen extrem dynamisch folgen kann. Wie aber lassen sich Wellen so authentisch wie möglich simulieren und daraus Schlüsse für zukünftige Kraftwerke ziehen?

Diese Frage galt es für die Testeinrichtung der Ocean Harvesting Technologies zu lösen. Als Grundlage wurden Wellenmodelle des Blekinger Technologieinstituts verwendet. Herzstück bilden Servoregler der Reihe »9300« von Lenze mit Kurvenscheibentechnologie. Die Testeinrichtung ist darauf ausgelegt, robuste Systeme zu konzipieren, mit denen sich die Wellenenergie auf den Ozeanen möglichst effizient ernten lässt. Das Prinzip des »Ocean Harvester« nutzt dafür eine bojenähnliche Konstruktion, die mit einem Ankerseil auf dem Meeresgrund fixiert ist (Bild 1).



Sorgt eine Welle für Auftrieb, hebt sich die Boje und erreicht so ein höheres Energieniveau. Dieses wird auf zweierlei Art genutzt: Zunächst treibt das Ankerseil direkt eine erste Trommel an, die wiederum einen in die Boje eingebauten mechanischen Nebenantrieb in Vorwärtsrichtung speist, der den Generator antreibt. Dann wird eine zweite Trommel mit einem an einem Gegengewicht befestigten Kabel in eine Richtung gedreht, die das Gegengewicht anhebt, während im Nebenantrieb ein konstantes Drehmoment aufrechterhalten wird. Senkt sich die Boje im nächsten Wellental wieder, wird die Antriebswelle im Nebenantrieb am Rücklaufen gehindert, während das Gegengewicht weiterhin den Generator mit der zuvor gespeicherten kinetischen Energie antreibt.

Der oszillierende Seegang wird energetisch begradigt, sodass der Generator gleichmäßig ausgelastet wird, was für eine effiziente Energieumwandlung und entsprechende Stromqualität sorgt. Gleichzeitig reduzieren sich die Größe und Kosten der Komponenten. Die Energieentnahme des geplanten Wellenkraftwerks wurde mit Computersimulationen und einem Versuchsaufbau an Land getestet, wobei elektronische Kurvenscheiben der Servoregler vom Typ »9300« von Lenze die Intensität und Frequenz von Meereswellen nachbilden.

Zentrale Herausforderung der mittels Kurvenscheibentechnologie gelösten Antriebsaufgabe sind sich ständig wieder neu anpassende Geschwindigkeiten und Fahrwege entlang einer Zeitachse. So gesehen sind Kurvenscheiben prädestiniert dafür, Wellen zu simulieren. Was in den Industrieanwendungen zu butterweichen und mechanikschonenden Fahrprofilen führt, dient bei Ocean Harvesting der Nachahmung der Natur. Auf Seite der Elektromechanik sind dafür MCA-Asynchron-Servomotoren mit einem hochpräzisen Planetengetriebe eingebaut.

Da bis zu acht Kurvenscheiben im Antriebsregler speicherbar sind, erfolgt die Umschaltung zwischen diesen Kurven während der Tests verzögerungsfrei. Durch Dehnen und Stauchen der Kurven lässt sich der Prozess zudem einfach feinabstimmen. Dafür stellt Lenze den »Cam Editor« zur Verfügung, der die Eingabe und das Importieren von Bewegungsprofilen, Kennlinien und Nocken sowie deren Optimierung per Mausklick erlaubt.

Ocean Harvesting Technologies entwirft momentan ein Modell für Seeversuche, das bereits 2011 eingesetzt werden und eine Nennleistung von 50 kW abgeben soll. Dabei stellt sich die Anlage auf die widrigsten Bedingungen ein: Wenn der Seegang die Kapazität des Wellenenergieumwandlers übersteigt, lässt man die überschüssige Energie »überlaufen«. Eine Systemüberlastung wird vermieden. So lässt sich eine stabile Energieproduktion unter verschiedensten Bedingungen gewährleisten. Auch sind Wellenenergieanlagen skalierbar. Mehrere Wellenenergieumwandler lassen sich in Gruppen einsetzen, bis die gewünschte Kapazität im Bereich von 100 MW bis 200 MW erreicht wird. Zudem können sie mit Offshore-Windanlagen kombiniert werden, da beide Energiearten nicht um die gleichen Energieressourcen buhlen, sondern sich ergänzen.
Zentralheizung statt Nachtspeicherheizung: Mieter muss Umbauarbeiten akzeptieren

Für Nachtspeicherheizungen, die vor 1990 eingebaut wurden, gilt im Rahmen der Energieeinsparverordnung 2009, dass diese ab 2020 nicht mehr in Betrieb sein dürfen. Für Vermieter bedeutet dies, dass spätestens 2020 eine Umstellung von einer Nachtspeicherheizung auf eine Zentralheizung vorgenommen werden muss. Nach Ansicht des Amtsgerichts Frankfurt sind Maßnahmen zum vorzeitigen Ausbau der Nachtspeicherheizung, um diese durch eine umweltfreundliche Zentralheizung zu ersetzen, als vorausschauend und ökologisch sinnvoll zu erachten und müssen vom Mieter geduldet werden.

Im aktuellen Fall hatte das Amtsgericht Frankfurt zu entscheiden, ob ein Mieter diese Modernisierung dulden muss und gab mit dem Urteil Az.: 33 C 4250/09 – 26 dem Vermieter Recht. Der Vermieter hatte den Mietern angekündigt, dass die komplette Heizungsanlage im Gebäude erneuert und anstelle der Nachtspeicherheizung eine Zentralheizung eingebaut werden soll. Die Nachtspeicheröfen in dem Wohnhaus waren bereits seit den 70er-Jahren in Betrieb. Einer der Mieter wollte nicht akzeptieren, dass die komplette Heizung umgebaut werden soll, worauf der Vermieter diesen verklagte, um die Duldung der Umbaumaßnahmen zu erwirken.

Die Richter am Amtsgericht Frankfurt entschieden für den Vermieter. Der Mieter muss die Umbaumaßnahmen akzeptieren, da der Vermieter sich durchaus ökologisch angemessen verhält, wenn ein veraltetes Heizsystem mit Nachtspeicheröfen gegen eine Zentralheizung ausgetauscht wird, auch denn die Nachtspeicherheizung noch fast 10 Jahre hätte betrieben werden dürfen.

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In Deutschland haben sich Strom- und Benzinpreis gleich entwickelt: Beide haben sich ungefähr verdoppelt.

Da ist Deutschland ein Sonderfall. In Amerika ist der Strompreis sogar etwas gesunken...

... nein, er ist ebenfalls leicht gestiegen.

Dafür sinken die Kosten für die Akkus. Der richtige Hebel für unser Geschäft ist ein hoher Ölpreis, während die Akkus billig werden.


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Artikel verschwunden ... :look: ...
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