Hochschule für Angewandte Wissenschaften Hamburg Fakultät Life Science
Technische Voraussetzungen für den Rückbau und die Entsorgung von Offshore-Windenergieanlagen am Standort Mukran
Bachelorthesis Umwelttechnik
vorgelegt von Philipp Josef Tremer
Hamburg am 13.03.2020
Gutachter: Prof. Dr. Heiner Kühle (HAW Hamburg) Gutachter: Dr. Sven Rausch (Nehlsen AG)
Diese Bachelorarbeit wurde in Zusammenarbeit mit der Stiftung Offshore-Windenergie und dem Mukran-Port erstellt.
Abstract
Um dem Klimawandel und seinen Folgen entgegenzuwirken, setzt die deutsche Bundesregierung immer mehr auf die Erzeugung von Strom durch erneuerbare Energien. Um ihre selbstgesteckten Ziele, bis zum Jahr 2050 weitestgehend treibhausgasneutral zu werden, zu erreichen, ist der Einsatz von Offshore-Windenergieanlagen (OWEA) unabdingbar. Seit dem ersten deutschen Windpark alpha Ventus 2010 wurde der Offshore-Windenergie-Ausbau immer weiter vorangetrieben, sodass sich heute bereits 1.469 Windräder in der deutschen Nord- und Ostsee drehen. Ein Großteil dieser Anlagen hat die Hälfte seiner Lebensdauer von 20 - 25 Jahren bereits erreicht und nun ist es an der Zeit, ein nachhaltiges Konzept für den Rückbau der Anlagen zu erstellen und zu prüfen.
Für den Rückbau von OWEA wird, wie auch bei der Installation, ein Basishafen benötigt. Dieser Hafen muss für den Schiffsverkehr, den der Offshore Rückbau mit sich bringt, geeignet sein und genügend Fläche für die Lagerung und Zerlegung der Anlagenteile bieten.
Ziel dieser Bachelorarbeit ist es zu prüfen, ob der Hafen Mukran auf Rügen als Basishafen für den Rückbau von OWEA in Frage kommt. Dazu wurde zuerst der allgemeine Prozess des Rückbaus und der Status Quo der Verwertungsverfahren für die Anlagenteile betrachtet.
Anschließend wurde der Hafen auf Rügen besichtigt, um dort die Gegebenheiten zu untersuchen.
Die Vor-Ort-Begehung hat ergeben, dass der Hafen über ausreichend Wassertiefe und Hafenfläche für den Rückbau bietet. Auch die Verkehrsanbindungen sind mehr als ausreichend, sodass eine zerlegte Anlage ohne Probleme an Verwertungsunternehmen weitergegeben werden kann. Die geografische Nähe zu den Ostsee-Windparks ist ein weiterer Vorteil, der für Port Mukran als Basishafen spricht. Aus diesen Gründen kommt der Autor zu dem Entschluss, dass Port-Mukran alle nötigen Voraussetzungen erfüllt und als Basishafen für den Rückbau von OWEA geeignet ist.
Auf dieser Grundlage ist dem Hafen zu empfehlen, frühzeitig alle erforderlichen Genehmigungen einzuholen, sodass diese zum Zeitpunkt der Ausschreibungen für den Rückbau vorliegen. Möchte Mukran-Port als Basishafen für den Rückbau ebenfalls von den weit entfernten Nordseeanlagen infrage kommen, muss beim Transport der
Windenergieanlagen (WEA) auf eine besonders preisgünstige Variante zurückgegriffen werden. Hier ist der Transport via Barge zu empfehlen.
Danke…
Ich möchte mich zu Beginn dieser Bachelorarbeit erst einmal bei allen bedanken, die bei dieser Arbeit mitgewirkt, mich betreut oder mich während dieses Zeitraums unterstützt haben.
Als Erstes möchte ich mich bei meinem Betreuer Herrn Dr. Rausch bedanken, der mich mit seiner Frage „Wie geht Hafen?“ auf einem Workshop der Hochschule Bremen zu dem Thema dieser Arbeit inspiriert hat und mich während des gesamten Arbeitsprozesses unterstützt hat.
Des Weiteren möchte ich mich beim Hafen Mukran und ganz besonders bei Robert Krüger, für die hilfreiche Unterstützung, die gute Zusammenarbeit und die Gastfreundschaft während dieser Bachelorarbeit, bedanken. Auch für die interessante und detailreiche Führung über das Hafengelände möchte ich mich bedanken.
Ein weiterer Dank geht an die Stiftung Offshore-Windenergie, die mich beim Erstellen dieser Arbeit nicht nur finanziell unterstützt hat, sondern auch immer mit Rat und Tat an meiner Seite stand.
Zu guter Letzt geht mein Dank an meine Familie und ganz besonders an meine beiden Kinder Ada Marie und Piet, die mich auch schon zum großen Teil durch das Studium begleitet haben und für mich immer eine Quelle der Inspiration sind.
1
Inhalt
Abbildungsverzeichnis ... 3
Tabellenverzeichnis ... 4
Abkürzungsverzeichnis ... 5
1 Einleitung ... 6
1.1 Hintergrund ... 6
1.2 Ziel ... 7
1.3 Methode ... 7
2. Rückbau ... 8
2.1 Einführung ... 8
2.2 Vorbereitung ... 9
2.3 Planung ... 9
2.4 Offshore Rückbau ... 10
2.4.1 Demontage ... 10
2.4.2 Arbeits- und Gesundheitsschutz ... 15
2.5 Entsorgung ... 16
2.6 Abschluss ... 17
3. Stoffströme... 18
3.1 Einführung ... 18
3.2 Eisenmetalle ... 18
3.3 Nicht-Eisenmetalle ... 19
3.3.1 Einführung ... 19
3.3.2 Kupfer ... 19
3.3.3 Aluminium ... 20
3.4 Glasfaserverstärkter Kunststoff (GFK) und Kohlenstofffaserverstärkter Kunststoff (CFK) ... 21
3.5 Beton ... 24
3.6 Batterien und Akkumulatoren... 25
3.6.1 Einführung ... 25
3.6.2 Bleiakkumulator ... 25
3.6.3 Nickel-Cadmium-Batterien ... 26
3.7 Elektro- und Elektronikaltgeräte (EAG) ... 26
2
3.8 Öle und Hydraulik- und Kühlflüssigkeiten ... 27
3.9 Sonstiges ... 28
3.9.1 Seltene Erden (Neodym, Dysprosium) ... 28
3.9.2 Lacke ... 28
3.9.3 Schotter ... 28
4 Massenbilanz ... 29
5 Methodik/Grenzen ... 30
6 Der Windpark (Baltic 1) ... 31
7 Mukran-Port ... 33
7.1 Der Hafen ... 33
7.1.1 Lage ... 34
7.1.2 Anbindung ... 35
7.2 Logistik auf See ... 37
7.3 Demontage ... 39
7.4 Logistik im Hafen ... 40
7.4.1 Bewegfahrzeuge ... 41
7.4.2 Zerlegfahrzeuge ... 43
7.4.3 Abtransport ... 44
7.5 Genehmigung ... 46
8 Anwendung (Offshore Terminal Nord) ... 48
8.1 Fläche ... 48
8.2 Infrastruktur ... 50
9 Fazit ... 52
Anhang ... 54
Anhang 1: Tabelle für zur Massenbilanz von OWEA ... 54
Literaturverzeichnis ... 55
Erklärung ... 59
Einverständnis ... 59
3
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Phasen des Rückbaus nach DWT………...………3
Abbildung 2: Betonmatten zur Abdeckung von Unterseekabeln……….13
Abbildung 3: Hochofenroute und des Elektrostahlverfahrens (Fraunhofer UMSICHT, 2016).18 Abbildung 4: Querschnitt eines Rotorblatts (BWE, 2017)………....…21
Abbildung 5: Massenbilanz einer 3,6 MW OWEA (Nehlsen, 2019)………...27
Abbildung 6: Offshore Terminal Süd (Mukran-Port)……….30
Abbildung 7: Standort Mukran (Mukran-Port)……….31
Abbildung 8: Kraftverkehrsanbindung Mukran………32
Abbildung 9: Normalspur Verläufe Hafen Mukran (Mukran-Port)……….32
Abbildung 10: Funktionsweise eines Raupenkrans (Elkinton, 2014)……….39
Abbildung 11: Eanos-x mit 4 Radsätzen (DB Cargo, 2017)………43
Abbildung 12: Offshore Terminal Nord………..47
4
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Rückbaukonzepte von WEA (Kaiser, 2010) ... 12
Tabelle 2: Richtwerte und Abbruchkriterien für den Offshore Einsatz (DWT) ... 16
Tabelle 3: Technische Daten einer Siemens SWT-2,3-93/2300 kW WEA nach EnBW ... 31
Tabelle 4: Auftragnehmer der Hauptkomponenten des Windpark Baltic 1 (Stiftung OFFSHORE-WINDENERGIE, 2013) ... 32
Tabelle 5: : Schiffskosten für den Rückbau von WEA (Kaiser, 2010) ... 38
Tabelle 6: Kosten für den Nord- Ostsee Kanal (Kielkanal, 2016)... 39
Tabelle 7: Schiffsliegeplätze Offshore Terminal Nord (Mukran-Port) ... 51
5
Abkürzungsverzeichnis
AbfAblV = Abfallablagerungsverordnung
BRZ = Bruttoraumzahl
BSH = Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie
Cd = Cadmium
CFK = Kohlenstrofffaserverstärkter Kunststoff
DepV = Deponieverordnung
DWT = Deutsche Windtechnik
Dy = Dysprosium
EAG = Elektronikaltgeräte
Fe = Eisen
GFK = Glasfaserverstärkter Kunststoff
GW = Gigawatt
Kn = Knoten
LKW = Lastkraftwagen
MW = Megawatt
MVA = Müllverbrennungsanlage
Nd = Neodym
Ni = Nickel
OWEA = Offshore Windenergieanlage
OWP = Offshore-Windpark
SchSiKo = Schutz- und Sicherheitskonzept
Sm = Seemeile
UBA = Umweltbundesamt
WEA = Windenergieanlage
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1 Einleitung
1.1 Hintergrund
Mit dem 2016 verabschiedeten Klimaschutzplan 2050, hat die Bundesregierung als eines der ersten Länder eine Klimaschutzstrategie zur Einhaltung der Ziele des Pariser Abkommens den vereinten Nationen vorgelegt. Damit hat sich die Bundesrepublik zum Ziel gesetzt, bis zum Jahr 2050 weitgehend CO2-neutral zu werden. Mittelfristig sollen die Treibhausgasemissionen bereits bis zum Jahr 2030 bis zu 55 Prozent gegenüber dem Niveau von 1990 gesenkt werden.
(Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit, 2019).
Um diese ambitionierten Ziele zu erreichen, muss die Bundesregierung vermehrt auf erneuerbare Energien setzen. Hierbei spielt vor allem die Erzeugung von Energie aus Windkraft an Land und auf dem Meer eine große Rolle. Bereits 1987 ging der erste deutsche Onshore-Windpark „Westküste“ ans Netz. 2010 folgte dann mit alpha Ventus der erste Offshore-Windpark (OWP) in der deutschen Nordsee, der ans Netz angeschlossen wurde. Der Windpark besteht aus 12 WEA, mit einer Gesamtleistung von 60 Megawatt und ist bis zum heutigen Tage in Betrieb.
So drehten sich in der deutschen Nord- und Ostsee im Januar 2020 bereits 1.469 Windräder mit einer Gesamtleistung von insgesamt 7,5 Gigawatt. Zudem fordert die Branche im Einklang mit den Gewerkschaften den weiteren Ausbau der Windenergie auf See.Die Bundesregierung hat in ihrem Klimaschutzprogramm 2030, am 9.10.2019, die Erhöhung des Offshore- Windausbaus von 15 GW auf 20 GW bis 2030 beschlossen. Allerdings fehlt dafür immer noch die gesetzliche Anpassung, insbesondere im WindSeeGesetz (Boie S, 2020). Nichtsdestotrotz wird die Bundesregierung weiterhin auf Offshore-Windenergie setzen müssen, um Engpässe in der Stromversorgung zu vermeiden und um ihre selbst gesteckten Ziele zu erreichen.
Die Lebensdauer von WEA beträgt in der Regel 20-25 Jahre. Laufen die Windräder also wie geplant, müssen die ersten OWEA im Jahr 2030 zurückgebaut werden. Es gibt allerdings von einigen Betreibern die Überlegung, ihre alten Anlagen aus wirtschaftlichen Gründen vorzeitig zurückzubauen, um diese durch neuere und effizientere Anlagen zu ersetzen. So ist es schon jetzt an der Zeit sich über ein wirkungsvolles Rückbaukonzept Gedanken zu machen.
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1.2 Ziel
Als Teil der klimafreundlichen erneuerbaren Energien, sollte beim Rückbau von OWEA immer der Aspekt der Nachhaltigkeit und Umweltverträglichkeit mitberücksichtigt werden. In diesem Sinne betrachtet die Branche eine vollständige Demontage auf hoher See für unrealistisch, da sonst Verunreinigungen des Meeres durch Betriebsflüssigkeiten, Anlagenteile oder sonstigen Immissionen nur schwer auszuschließen sind. Nach dem Gespräch mit einem Vertreter der Firma Nehlsen AG wurde klar, dass auch für den Rückbau ein Basishafen benötigt wird, an dem die Anlagenkomponenten in ihre Einzelteile zerlegt werden können, um sie anschließend an erfahrene Recyclingunternehmen zu übergeben. Durch engen Kontakt zu Vertretern der maritimen Wirtschaft fiel der Blick schnell auf den Hafen Mukran auf der Insel Rügen. Der Hafen Mukran ist bereits ein etablierter Basishafen für die Installation und den Betrieb von OWEA in der deutschen Ostsee. Es kann also davon ausgegangen werden, dass der Hafen auch beim Rückbau eine wichtige Rolle spielen kann.
In Hinblick dessen wird in dieser Bachelorarbeit der Hafen Mukran genauer betrachtet, um am Ende eine Aussage darüber zu treffen, ob Port Mukran als Basishafen für den Rückbau von OWEA geeignet ist.
1.3 Methode
Im Rahmen dieser Forschungsarbeit wird zuerst der Prozess des Rückbaus beschrieben.
Grundlage hierfür bildet ein Gespräch mit der Deutschen Windtechnik AG (DWT), die bereits Erfahrungen beim Rückbau von Onshore-Anlagen sammeln konnte. Im Anschluss werden anhand von Literaturrecherche die gängigsten Recyclingverfahren für die beim Rückbau anfallenden Stoffe beschrieben. Danach folgt die detaillierte Betrachtung des Hafens. Hierfür wurde der Hafen auf Rügen besucht und ein Gespräch mit dem Manager Port Operation, Robert Krüger, geführt. Es wurden die Verkehrsanbindungen, die Lage und die Fläche des Hafens genauer untersucht, um so zum Schluss eine Aussage darüber zu treffen, ob der Hafen Mukran als Basishafen für den Rückbau geeignet ist.
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2. Rückbau
2.1 Einführung
Der Rückbau von WEA ist ein komplexer Vorgang, welcher präzise geplant werden muss.
Gerade bei Anlagen auf hoher See können wetterbedingt immer wieder unvorhergesehene Ereignisse den Rückbauprozess verzögern oder ganz stoppen. Aus diesem Grund ist eine ausführliche Planung im Vorfeld die Grundlage für einen reibungslosen Ablauf bei Rückbauarbeiten auf hoher See.
Der Rückbau von Offshore-Windenergielagen (OWEA) lässt sich in unterschiedliche Phasen bzw. Arbeitsschritte aufteilen. Diese Arbeitsschritte umfassen in der Regel die Demontage, den Transport und die Verwertung der Anlagenteile. Die Aufteilung muss dabei nicht zwangsläufig immer gleich sein und die Praxis kann von der Theorie abweichen. So beschreibt beispielsweise Eva Topham von der University of Strathclyde (UK) in ihrem Bericht
„Sustainable decommissioning of an offshore wind farm“ drei unterschiedliche Phasen des Rückbaus: Planung / Management, Demontage und Verbleib. Das Unternehmen deutsche Windtechnik (DWT), welches bereits mehrfach Erfahrungen im Rückbau von WEA onshore sammeln konnte, unterteilt den Rückbauprozess hingegen in fünf Phasen (Abbildung 2.1):
Vorbereitung, Planung, Demontage/Rückbau, Wiederverwendung/Entsorgung und Abschluss.
Im Folgenden sollen die fünf Phasen in Kürze beschrieben werden. Die Informationen basieren auf einem persönlichen Gespräch, dass während eines Workshops an der Hochschule Bremen am 02. Dezember 2019 mit DWT geführt wurde.
Vorbereitung
Informations-/
Datenzusammenstellung Voruntersuchungen
Planung
Projektplanung Vergabe Detaillierte Rückbau-
planung
Offshore Rückbau
Außerbetriebnahme Demontage Transport
Entsorgung
Demontage, Vorbe-
handlung & Aufberetung Verwertung / Beseitigung
Abschluss
Abschließende Untersuchungen
Abbildung 1: Phasen des Rückbaus nach DWT
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2.2 Vorbereitung
In einem ersten Schritt sollten alle wichtigen Informationen eingeholt werden, die für eine ausführliche Planung (Phase zwei) benötigt werden. Zu den wichtigen Informationen gehört:
• Eine umfassende technische Dokumentation von Gewichten und Volumen, Abmessungen und stoffliche Zusammensetzung von den Komponenten inkl. Angabe zu Gefahrstoffen.
• Die Demontageanleitungen des Anlagenherstellers und technische Zeichnungen, aus denen unter anderem die vorhandenen Anschlagpunkte und Lastaufnahmemittel und deren Tragfähigkeit hervorgehen
• Geotechnische Informationen zur Windparkfläche (z.B. Bodengutachten, Survey- Daten)
Zudem sollten alle erforderlichen Genehmigungen und für die Betriebsfreigabe relevanten Auflagen und Bestimmungen für den Rückbau zusammengestellt werden. Im Vorfeld sollte auch geklärt werden, welche Komponenten wiederverwendet oder als Ersatzteil gelagert oder verkauft werden sollen. Diese sind bei der Planung besonders zu berücksichtigen. Laut der DWT ist es von Vorteil, sich bereits in dieser Phase mit möglichen Problemen, wie z. B.
Veränderungen an den Gründungstrukturen während der Betriebsphase oder abweichende Massen der zu transportierenden Komponenten, zu beschäftigen.
2.3 Planung
Ziel dieser Phase ist es, durch detaillierte Planung, die Freigabe für den Rückbau durch das BSH zu erhalten und einen reibungslosen Ablauf des Rückbauprozesses zu gewährleisten.
Grundlage für diese Phase ist das sogenannte Rückbaukonzept, welches bereits Bestandteil des Genehmigungsverfahrens ist. Das Rückbaukonzept gibt Auskunft über Techniken und Vorgehen und muss bei der Planung berücksichtigt werden. Allerdings ist hier immer zu prüfen, ob das Konzept noch dem aktuellen Stand der Technik entspricht. Sind einige der Techniken bereits überholt, ist das Rückbaukonzept während der Planungsphase dem aktuellen Stand anzupassen.
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Während der Planung soll ein Rückbauhandbuch erstellt werden, was das Vorgehen in den darauffolgenden Phasen vereinfachen soll. In dem Handbuch sind Abläufe und technische Rahmenbedingungen plausibel zu beschreiben. Das BSH beschreibt im Standard Konstruktion, welche Inhalte mindestens Bestandteil des Rückbaukonzepts bei der Beantragung sein sollten:
• Ein Rückbauphasenplan und die dazugehörigen Arbeitsschritte
• Konzept zur Absicherung der Baustelle
• Transportmöglichkeiten
• Konzept zur Reinhaltung des Meeresbodens und ordnungsgemäßen Entsorgung von baustellenbedingten Abfällen und Abwässern.
Darüber hinaus ist ein detaillierter Ausführungsplan zu erarbeiten. Die Anforderungen an diesen Plan werden ebenfalls im Standard Konstruktion beschrieben. Während der Planungsphase ist zudem ein Schutz- und Sicherheitskonzept (SchSiKo) für den Rückbau zu erstellen. Hierfür können bereits bestehende Konzepte aus der Betriebs- und Errichtungsphase herangezogen und überarbeitet werden.
2.4 Offshore Rückbau 2.4.1 Demontage
In dieser Phase kommt es zur eigentlichen Außerbetriebnahme und Demontage der WEA. Auf Seite 54 im Standard Konstruktion wird das Führen eines Rückbautagebuches verlangt. Es ist dafür zu sorgen, dass es an geeigneter Stelle zur Einsicht bereitliegt.
Es ist zu erwarten, dass sich die Demontageprozesse, für Anlagen die zwischen 2011 und 2020 errichtet wurden, ähneln werden. Ein Großteil der Anlagen sind auf Monopiles gebaut und befinden sich in Gewässern unter 50 m Wassertiefe. Das Gewicht der Gondeln und der Turbinentürme beträgt in der Regel 200 – 600 Tonnen und die Nabe befindet sich in einer Höhe von 65 – 90 m. Die Kosten für den Rückbauprozess lassen sich zum jetzigen Zeitpunkt nur schwer einschätzen. Da es sich beim Rückbau von WEA um einen noch neuen und selten erprobten Prozess handelt, ist davon auszugehen, dass sich der Stand der Technik in den nächsten Jahren noch rasant entwickeln wird und somit auch die Kosten fallen werden (Kaiser, 2010).
11 2.4.1.1 Demontage der WEA
Die WEA, bestehend aus Gondel, Rotor und Turm, ist nach der Stilllegung als Erstes zurückzubauen. Hierbei kann sich am Installationsprozess orientiert werden, nur in umgekehrter Reihenfolge. Vor dem Rückbau ist es wichtig zu klären, ob die Anlage im Ganzen, oder in Teilen verkauft werden soll, oder ob die Anlage nach Ende ihrer Betriebsdauer verschrottet wird (UBA, 2019). Da nach dem Rückbau ein Großteil der Anlage verschrottet und recycelt wird, ist davon auszugehen, dass sich der Rückbau erheblich einfacher gestaltet als die Installation der Anlage. Im Wesentlichen besteht der Rückbau der WEA aus folgenden Schritten (Kaiser, 2010):
1. Hebe- und Frachtschiffe zum Standort bringen 2. Turbine von Kabeln trennen
3. Entfernen der Turbine
4. Transport der Turbine an Land
So wie es bei der Installation der WEA mehrere Möglichkeiten gibt, so lässt sie sich auch auf unterschiedliche Art und Weise zurückbauen (Tabelle 1). Die Methoden unterscheiden sich hauptsächlich in der Anzahl der Hebevorgänge, die für das Abbauen der Anlage notwendig sind. Jeder Hebevorgang beansprucht Zeit und verursacht somit Kosten. Der Hauptkostenfaktor besteht aus den angemieteten Hebe- und Frachtschiffen. Es ist damit zu rechnen, dass für den Rückbau die gleichen Schiffe, welche schon für die Installation genutzt wurden, wieder zum Einsatz kommen. Basierend auf Größe und Gewicht der WEA und auf der ausgewählte Rückbaumethode, wird ein Hebeschiff mit einer Hubkapazität von 200 t oder mehr benötigt. Hierfür können Errichterschiffe oder Bargen mit Hebevorrichtung verwendet werden. Für den Transport an Land werden Frachtschiffe oder Bargen in Verbindung mit Schleppern benötigt. Es ist davon auszugehen, dass für die Schiffe im Nord- und Ostseebereich auf regionale Anbieter zurückgegriffen werden kann. Durch die Installation der Windparks über das letzte Jahrzehnt sollten genügend davon zur Verfügung stehen.
Eine Alternative Rückbaumethode ist das sog. Felling. Hier wird die Anlage wie ein Baum im Ganzen gefällt und anschließend in einem Stück in den Hafen transportiert.
12 2.4.1.2 Demontage des Fundamentes
Ist die WEA erst einmal entfernt, kann das Fundament und das entsprechende Verbindungsstück (Transition Piece) zurückgebaut werden.
Nach aktuellem Stand sieht es so aus, als ob die Fundamente bis zu 1 - 2 m unterhalb des Meeresbodens abgeschnitten werden müssen. Die Tiefe, in der angeschnitten wird, hängt dabei von der Mobilität des umgebenen Sediments ab. Der Rest des Fundaments darf nach aktueller Rechtsauffassung im Meeresboden verbleiben. Für den Schneidevorgang stehen verschieden Methoden zur Verfügung. Am gängigsten ist das Abschneiden mit Hilfe eines Wasserstahlschneiders oder eines Diamantdrahtes. Die Monopiles können so von innen oder von außen abgeschnitten werden. Da sich außerhalb des Monopiles noch der Kolkschutz befindet, der einen Abtrennvorgang von außen erschwert, ist es wahrscheinlicher, dass die Anlage von innen geschnitten wird. Die Option des Sprengens wird in diesem Zusammenhang
Tabelle 1: Rückbaukonzepte von WEA (Kaiser, 2010)
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häufig diskutiert. Sprengungen werden aber aufgrund von strengen Auflagen als unrealistisch betrachtet. Die Auswahl der Methode wird von der Durchführbarkeit, den Kosten, den Umgebungsbedingungen und den, im Genehmigungsbescheid beschriebenen, Regularien abhängig sein. In der Regel ist davon auszugehen, dass das Entfernen von Fundament und Transition Piece in folgenden Schritten abläuft (Kaiser, 2010):
1. Zugang zum inneren Des Monopiles einrichten 2. Schlamm aus dem inneren des Monopiles pumpen
3. Abschneiden des Monopiles 1 m unterhalb des Meeresbodens 4. Durchtrennen des Turbinenkabels
5. Transport zum onshore Standpunkt 6. Zerlegung an Land
Bei der Auswahl der Schiffe sollte beachtet werden, dass es sich bei der Bergung um ein Gewicht von bis zu 500 t handelt. Für den Hebevorgang können hier beispielsweise Errichterschiffe, die auch schon bei der Installation der WEA zum Einsatz kommen, genutzt werden. Für den Transport wird voraussichtlich auf Bargen zurückgegriffen, da diese häufig kostengünstig sind.
2.4.1.3 Demontage der Umspannplattform und des Messturms
Beinahe jeder Offshore Windpark besitzt eine Umspannplattform und einen Messturm. Die Umspannplattform dient in der Regel dazu, die Übertragung der elektrischen Energie an Land möglichst Verlustfrei zu halten. Sie dient aber auch als Stützpunkt für die Aufbau- und Servicearbeiten und ist daher häufig mit Mannschaftsquartieren und Servicebereichen ausgestattet. Für den Rückbau dieser Strukturen werden als Erstes die an der Außenseite angebrachten Bauten wie Hubschrauberplattform, Leitern und Bootsplattformen entfernt (Januário, 2007). Meist besitzen Plattform und Mast die gleichen Gründungsstrukturen wie die Windturbinen. Daher gestaltet sich der Rückbau ähnlich wie bei den WEA.
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1. Entfernen der Umspannplattform und des Messturms
2. Das Fundament wird 1 m unterhalb des Meeresbodens abgeschnitten und gehoben 3. Transport an Land
4. Zerlegung und Recycling an Land
Bei dem Transport der Umspannplattform sollte beachtet werden, dass es sich dabei um eine extrem schwere und sperrige Fracht handelt und spezielle Schiffe für den Transport nötig sein werden. Der Messturm kann für den Transport in der Mitte halbiert, oder im Ganzen abtransportierte werden.
2.4.1.4 Demontage des Unterseekabels
Unterseekabel haben die Aufgabe, den Offshore-Windpark mit dem Festland zu verbinden und so die Übertragung der elektrischen Energie zu ermöglichen. Aber auch innerhalb des Windparks verläuft die sogenannte Innerpark Verkabelung, um die Anlagen mit der Umspannplattform zu Verbinden. Bei der Installation werden die Kabel etwa 2 m unterhalb des Meeresbodens eingespült und zum Schutz vor Ankern und Fischereigeräten werden die Kabel meist noch zusätzlich mit Betonmatten (Abbildung 2) abgedeckt. Der Umfang der Kabelentfernung ist noch nicht abschließend geklärt. Sollte das Kabel nachweislich keine weiteren Meeresnutzer beeinträchtigen, gibt es Überlegungen, das Kabel am Meeresboden zu belassen. Nach Kaiser (2010) gibt es prinzipiell drei Möglichkeiten:
1. Das Kabel wird komplett entfernt 2. Das Kabel bleibt am Meeresboden
3. Teilabschnitte des Kabels werden entfernt
Nach der Aussage des BSH auf einem Workshop zum Rückbau von OWEA am 02. Dezember 2019 an der Hochschule Bremen, ist aber der vollständige Rückbau der Kabel am wahrscheinlichsten. Auch hier kann für die Entfernung ähnliches Gerät wie bei der Installation verwendet werden (Januário, 2007). Für die Bergung sind Taucher notwendig, die das Kabel an einer Winde befestigen, um es anschließend aufzuwickeln und so an Bord des Schiffes zu holen. Soll das Kabel so an einem Stück geborgen werden, ist eine entsprechend große Spule nötig. Es wird davon ausgegangen, dass das Unterseekabel im Anschluss nicht wiederverwendet, sondern vollständig recycelt wird.
15 2.4.2 Arbeits- und Gesundheitsschutz
Bei den Demontagearbeiten auf hoher See stellen mechanische, elektrische, thermische und explosive Gefährdungen ein großes Risiko für die Mitarbeiter dar.
Zusätzlich ist der Offshore-Einsatz auch immer mit wetterbedingten Gefahren und Risiken verbunden. Aus diesem Grund wird vom BSH im Standard Konstruktion auf Seite 55 die Vorlage eines Sicherheitskonzeptes verlangt. Hierfür soll die Logistik für alle wesentlichen Bauteile und Demontagen, vom Aufstellungsort bis zum Basishafen, dargestellt werden.
Außerdem ist nachzuweisen, dass keine Gefahren für Personen oder Umwelt entstehen. Um dies sicher zu stellen, müssen wetterbedingte Abbruchkriterien unbedingt eingehalten werden. So dürfen Seilzugangstechniken nur bei einer Windgeschwindigkeit von bis zu 15 m/s, im 10 Minuten Mittel, durchgeführt werden. Auch für den Taucheinsatz und den Einsatz von Kränen herrschen strenge Auflagen und Abbruchkriterien (Tabelle 2).
Abbildung 2: Betonmatten zur Abdeckung von Unterseekabeln (Eigene Aufnahme)
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2.5 Entsorgung
Die Entsorgung umfasst die Demontage, die Vorbehandlung, die Aufbereitung sowie die anschließende stoffliche bzw. thermische Verwertung. Ist die Verwertung nicht möglich, sind die Abfälle gesetzeskonform zu beseitigen. Die Entsorgung schließt auch den Transport von Abfällen mit ein.
Es ist davon auszugehen, dass die demontierten OWEA Anlagen zu einem Hafen gebracht und dort weiter zerkleinert werden. Auf diese Weise kann das Einbringen von Abfällen und sonstigen Stoffen, welches nach dem Hohe-See-Einbringungsgesetz § 4 verboten ist, am besten verhindert werden. Anschließend werden sie weiter zu entsprechenden Recyclinganlagen gebracht. Für das Zerkleinern ist sicherzustellen, dass der Hafen mit allen benötigten Zerlegewerkzeugen ausgestattet ist. Da es sich dabei um eine Abfallbehandlung handelt, muss gemäß BImSchG § 4 Abs.1 für die „Errichtung und der Betrieb von Anlagen, die
auf Grund ihrer Beschaffenheit oder ihres Betriebs in besonderem Maße geeignet sind, schädliche Umwelteinwirkungen hervorzurufen oder in anderer Weise die Allgemeinheit oder die Nachbarschaft zu gefährden, erheblich zu belästigen“ eine Genehmigung eingeholt werden. Auch für die Lagerung von gefährlichen und nicht-gefährlichen Abfällen sowie von Eisen- und Nichteisenschrott muss der Hafen ab einer bestimmten Kapazität gemäß 4.
BImSchV, eine Genehmigung einholen. Außerdem erfordert das Verfahren entsprechend Anlage 1 des UVPG eine Umweltverträglichkeitsprüfung. Anlage 4 des UVPG gibt die Inhalte der Umweltverträglichkeitsprüfung vor. Hierzu gehören Untersuchungen zu:
Strömung >0,5 m/s
Wellenhöhe >1,20 m max.
Knallzeit bei Gewitter <10 s
Sicht über Wasser <500 m
Lufttemperatur <-5°C
Windgeschwindigkeit bei Kranarbeiten >12 m/s
Wetter-/Umwelteinflüsse Empfohlener Richtwert
Tabelle 2: Richtwerte und Abbruchkriterien für den Offshore Einsatz (DWT)
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• Energiebedarf und –verbrauch
• Art und Menge der verwendeten Rohstoffe
• Art und Menge der natürlichen Ressourcen (insb. Fläche, Boden, Wasser, Tiere, Pflanzen und biologische Vielfalt)
• Erwartete Rückstände und Emissionen (z.B. Verunreinigung des Wassers, der Luft, des Bodens und Untergrunds, Lärm, Erschütterungen, Wärme und Strahlung)
• Erzeugte Abfälle
Es gibt aber auch die Möglichkeit einer Vorprüfung. Sollte diese feststellen, dass keine nachteiligen Umweltauswirkungen zu erwarten sind, kann von einer Umweltverträglichkeitsprüfung abgesehen werden (UVPG § 3c und 3f).
2.6 Abschluss
Nach aktuellem Stand, sind keine anschließenden Untersuchungen zur Reinheit des Bodens durchzuführen. Es wird allerdings vom BSH explizit darauf hingewiesen, dass der endgültige Umfang eines standardisierten Monitorings für den Rückbau zu gegebener Zeit festgelegt wird. Für den Abschuss des Rückbauprojekts sind folgende Unterlagen dem BSH einzureichen
• Bestandsplan (Final As-Rebuilt Report)
• Inspektionsberichte und Konformitätsbescheinigung nach Durchführung des Rückbaus
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3. Stoffströme
3.1 Einführung
Eine moderne WEA besteht aus einer Vielzahl an unterschiedlichen Materialien und Stoffen, die ordnungsgemäß verarbeitetet oder entsorgt werden müssen. Für einige Abfallfraktionen bestehen bereits etablierte Entsorgungs- und Recycleverfahren. Andere wiederum können zur echten Herausforderung werden. Der Rückbau sollte immer unter den Aspekten der Nachhaltigkeit und Umweltverträglichkeit betrachtet werden. Im folgenden Kapitel sollen die aus dem Rückbau resultierenden Abfallfraktionen beschrieben und die aktuellen Entsorgungswege aufgezeigt werden.
3.2 Eisenmetalle
Unter den Begriff Eisenmetalle fällt in erster Linie der Werkstoff Stahl. Baustahl ist einer der Hauptkomponenten von OWEA. So findet der Werkstoff in fast allen Teilen der Anlage (Fundament, Turm, Gondel, Getriebe und Generator) Verwendung. Insgesamt können Eisenmetalle 80 % der gesamten Anlage ausmachen.
Was seine Recycling Eigenschaften angeht, ist Stahl ein gut verwertbarer Werkstoff. Je nach Literatur lassen sich bis zu 99% des Stahls ohne Qualitätsverlust wiederverwerten. Im Allgemeinen wird Stahl durch eine schmelzmetallurgische Recyclingtechnik wiederaufbereitet und gelangt so zurück in den Werkstoffkreislauf.
Bei der Gewinnung von Rohstahl über das sogenannte Elektrostahlverfahren (Sekundärroute) wird der Stahlschrott als Rohstoff genutzt. In Lichtbogenöfen wird über Graphitelektroden mittels elektrischer Energie der Stahlschrott zum Schmelzen gebracht und kann anschließend weiterverarbeitet werden (Abbildung 3). Dieser Prozess kann mit zu 100% Stahlschrott betrieben werden.
Aber auch die Stahlgewinnung aus Primärrohstoffen (Erz, Koks und Zuschlagstoffe) in Hochöfen (Oxygenstahlverfahren, oder auch Primärverfahren) benötigt Stahlschrott, beispielsweise zum kühlen (Fraunhofer UMSICHT, 2016).
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3.3 Nicht-Eisenmetalle 3.3.1 Einführung
Beim Rückbau von OWEA sind auch die Nicht-Eisenmetalle Kupfer und Aluminium zu erwarten. Das Leichtmetall Aluminium befindet sich in der Regel in den Rotorblättern, der Gondel und dem Generator. Das Schwermetall Kupfer ist meist im Generator und im Netzanschluss verbaut. Beide Nicht-Eisenmetalle lassen sich nahezu verlustfrei wieder in den Roh- beziehungsweise Werkstoffkreislauf zurückführen, sofern sie vorher sortenrein erfasst wurden (Wieberneit, 2015).
3.3.2 Kupfer
Es ist zu erwarten, dass das beim Rückbau anfallendes Kupfer meist in reiner Qualität vorliegen wird (Schaltregler, Generatoren, Kabel, Drähte, Kontakte) (UBA, 2019), da in der Elektrotechnik in großem Umfang reines Kupfer (99,98%...99,99% Cu) oder niedriglegierte Cu- Knetlegierungen eingesetzt werden. Diese Kupferabfälle könne gemeinsam mit reinem Kupfer durch Umschmelzen in Induktionstiegelöfen recycelt werden. Durch die geringe Sauerstoffaffinität von Kupfer spielen geringe Verunreinigungen des Metalls nur eine untergeordnete Rolle. Bei größeren Verunreinigungen sind mechanische
Abbildung 3: Schema der Hochofenroute und des Elektrostahlverfahrens (Fraunhofer UMSICHT, 2016)
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Vorkonditionierungsmaßnahmen erforderlich. Durch die günstigen chemischen Eigenschaften (geringe Sauerstoffaffinität) und den hohen Metallpreis für Kupfer ist auch die Nutzung von Abfällen mit geringen Kupfergehalt durchaus noch lohnenswert (Martens 2011, 114-116).
3.3.3 Aluminium
Aluminium gehört neben Stahl zu den wichtigsten Werkstoffen der Industrie und wird heute zu über 50% aus Schrotten produziert. Liegt Aluminium in reiner Form vor, so lässt es sich ohne Qualitätsverluste recyceln. Als unedles Metall besitzt Aluminium allerdings eine hohe Sauerstoffaffinität, was den Recyclingprozess sehr aufwendig gestaltet, wenn es verunreinigt ist. Das Metall lässt sich nur sehr schwer von edleren Verunreinigungen und Legierungselementen durch physikalisch und chemisch reaktive Verfahren trennen und lässt sich deshalb nur beschränkt reinigen. Aus diesem Grund kommt der Schrottaufbereitung zur Abtrennung von Verunreinigungen eine große Bedeutung zu. Auch Kenntnisse über die genaue Legierungszusammensetzung können den Verarbeitungsprozesserleichtern.
In WEA kommt Aluminium meist als Legierung vor, die zu etwa 99,5% aus Aluminium besteht und der weiteren Elemente (Mangan, Magnesium, Kupfer, Silicium und Zink) beigemischt wurden (UBA, 2019).
In einem ersten Schritt werden die Metalle freigelegt und getrennt. Der Aufschluss erfolgt meist durch Zerkleinerung. Hierfür verwendet man bevorzugt Hammerbrecher, Hammerreißer, Rotorscheren oder auch Versprödungstechniken. Anschließend wird das aufgeschlossene Material vorsortiert. Dabei ist darauf zu achten, das feinteilige Schrotte überdacht zu lagern sind, da sonst eine ungewollte Oxidation eintreten kann. Die Sortierung des aufgeschlossenen Materials erfolgt meist durch folgende Sortierverfahren (Martens, 2011, S. 101 – 103):
Nichtmetallabtrennung von Metallen
Ein wichtiges Verfahren bei der Abtrennung von Nichtmetallen ist die Windsichtung (Zick- Zack-Sichter). Das Verfahren macht sich den Dichteunterschied und die unterschiedlichen Sinkgeschwindigkeiten von Teilchen im Fluid zu nutze.
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Allerdings wird empfohlen eine Siebklassierung vorher durchzuführen, da sonst feinkörnige und flächige Partikel (Alufolie) höherer Dichte mit ausgetragen werden können. Alternativ kann die Windschichtung auch mit einem Schredder kombiniert werden, in dem das Leichtgut vorher ausgeblasen wird. Hierbei kommt es zu Verlusten.
Schwermetall und Eisenabtrennung:
Aufgrund der ferromagnetischen Eigenschaften von Fe- und Ni-Werkstoffen kommen bei der Schwermetall- und Eisenabtrennung meist Magnetsortierungsverfahren zum Einsatz. Stoffe die keine magnetischen Eigenschaften besitzen (z. B. hochlegierte Stähle) werden zusammen mit Cu-, Zn-, und Pb-Werkstoffen durch Dichtesortierung (z. B. Schwimm-Sink-Schneider) abgetrennt.
Abtrennung der Mg-Werkstoffe
Auch bei der Abtrennung der Mg-Werkstoffe wird sich wieder der Dichteunterschied der beiden Stoffe zunutze gemacht. Aluminiumlegierungen besitzen mit 2,6 bis 2,9 kg/m3 eine höhere Dichte als Magnesiumlegierungen (1,7 bis 1,9 kg/m3). Einsetzbare Apparate sind beispielsweise Schwimm-Sink-Scheider.
3.4 Glasfaserverstärkter Kunststoff (GFK) und Kohlenstofffaserverstärkter Kunststoff (CFK)
Bei der Herstellung von Rotorblättern kommt es auf eine möglichst optimale Materialzusammensetzung an, um mit möglichst wenig Gewicht hohe Kräfte auszuhalten. Aus diesem Grund sind Rotorblätter und teilweise auch Teile der Gondel von WEA zu einem großen Teil aus glasfaserverstärkten (GFK) oder kohlefaserverstärkten (CFK) Verbundwerkstoffen gefertigt. Auf die gesamte Anlage gesehen machen die Verbundwerkstoffe zwar nur 2 – 3% des Massenanteils aus, in der Summe ergeben sich dennoch relevante Materialmengen, die in den Stoffkreislauf zurückgeführt werden sollten.
So wurden alleine in Europa im Jahr 2015 1.069.000 Tonnen glasfaserverstärkte Kunststoffe produziert. 34 % davon wurden in der Konstruktionsbrache, zu der auch die Windenergie gehört, verbaut (BWE, 2017). Derzeit werden im Onshore‐Bereich überwiegend Rotorblätter aus GFK hergestellt. CFK ist erheblich leichter als GFK, aber dafür wesentlich teurer, weshalb es eher bei größeren WEA an besonders kritischen Blattstellen angewendet wird. Blätter mit CFK‐verstärkten Teilen finden vor allem im Offshore-Bereich Verwendung.
22 Energetische Verwertung
Die Rotorblätter als Ganzes besitzen, je nach Zusammensetzung, einen hohen Heizwert, was sie attraktiv für eine thermische Verwertung macht. Für die thermische Verwertung werden die Rotorblätter am Ort der Abfall Entstehung zerkleinert, um so einer Sondergenehmigung für den Transport zu entgehen. Beim Zerkleinern ist zu beachten, dass gesundheitsgefährdende Stäube entstehen können. Um das zu verhindern, erfolgt das zerkleinern üblicherweise unter einem Wassernebel. Für das Zerkleinern werden in der Regel Wasserstrahlschneiden, Diamantseilsägen oder hydraulischen Scheren genutzt (BWE, 2017).
Anschließend können die zerkleinerten Kunststoffteile in Müllverwertungsanlagen (MVA) verwendet werden. Allerdings kommt es hierbei zu Problemen, da die Verbrennung den Filtern der Anlagen häufig schadet. Bei der Verwertung in einer MVA bleiben zudem ca. 60%
des Materials als Asche zurück, die dann wieder auf Deponien entsorgt werden muss.
Dem Umweltbundesamt (2019) zufolge, bietet sich GFK auch für die energetische Verwertung in Zementfabriken an. Hier bietet der Faserverbundwerkstoff eine Alternativ zu fossilen Brennstoffen. Um die Rotorblätter energetisch zu verwerten, müssen sie zuerst in Stücke kleiner als 50 Millimeter zerkleinert werden. Anschließen werden die Metallreste abgeschieden. Die Verbundwerkstoffe werden danach mit anderen Stoffen gemischt und so für die Verbrennung in den Zementwerken bereitgestellt. Die mineralischen Komponenten die nach der Verbrennung übrigbleiben, können der Zementmasse als Rohstoffsubstitut beigemischt werden.
Abbildung 4: Querschnitt eines Rotorblatts (BWE 2017)
23 Pyrolyse
Ein pyrolysebasiertes Verfahren ist derzeit einer der wenigen, industriell verfügbaren, Verfahren für das Recycling von faserverstärkten Kunststoff. Hierfür werden die Verbundfasern getrocknet, zerkleinert und zusammen mit anderen End-of-Life-Bauteilen in einem Pyrolyseprozess auf 400 bis 1.000 °C erhitzt. Dabei verdampft das Matrixmaterial und eine vollständige Zersetzung der Kohlenwasserstoffverbindungen wird erreicht. Dieser Vorgang findet unter Sauerstoffausschluss mit Hilfe eines Schutzgases statt. Die so entstandenen Fasern sind relativ kurz und entsprechen nicht der Qualität des ursprünglichen Materials. Allerdings können die Fasern durch weitere Prozessschritte zu qualitativ hochwertigen Fasern verarbeitet werden und so fast ohne Qualitätsverlust wieder in den Stoffkreislauf zurückgeführt werden (VDI, 2013). Da es sich dabei um ein sehr energie- und kostenintensives Verfahren handelt, lohnt es sich in der Regel nur für CFK. Die Produktion von GFK ist kostengünstiger und ein derartiger Energie- und Kapitaleinsatz lohnt sich in diesem Fall nicht.
Chemisches Recycling (Solvolyse)
Ein weiterer Ansatz zum Recycling von Faserverstärkten Kunststoffen ist ein Verfahren auf Basis einer Solvolyse, also die Reaktion mit einem Lösungsmittel, sodass es zum Bruch der chemischen Verbindungen kommt. Die Matrix des Kunststoffes wird mit Hilfe des Lösungsmittels (z. B. überkritische Fluide) zu einem flüssigen Recyclat aufgelöst und so von der Kohlenstofffaser gelöst. Die so gelösten Fasern können dann wieder in den Stoffkreislauf zurückgeführt werden.
Bei diesem Verfahren muss allerdings noch geklärt werden, ob es sich im industriellen Maßstab umsetzen lässt. Ein Forschungsprojekt an der University of Nottingham (UK) wird vom Flugzeugbauer Boeing finanziert und könnte auch für die Wind-Branche von besonderem Interesse sein (VDI, 2013).
Für eine fachgerechte Entsorgung, im industriellen Maßstab, gibt es derzeit nur wenig Möglichkeiten. Die Firma neocomp GmbH aus Bremen ist einer der wenigen Entsorgungsunternehmen, die eine nachhaltige Lösung für die Entsorgung von GFK anbietet.
Hierfür wurde ein neuartiges Verfahren entwickelt, bei dem die vorzerkleinerten GFK Teile mit feuchten Spuckstoffen (nicht verwertete Stoffe aus der Altpapieraufbereitung) vermischt
24
werden. Anschließend wird dieses Gemisch auf eine Korngröße von ca. 10 mm zerkleinert und dem Drehofen eines Zementwerks zugeführt. Innerhalb des Drehofens kommt es zum Schmelzvorgang der Glasfasern. Die aufgeschmolzenen Fasern werden als Siliziumquelle für die Herstellung von Zementklinker verwendet. Das in den Fasern enthaltene Kunstharz verbrennt im Drehofen und liefert so einen Beitrag zum Beheizen der Anlage.
In der Vergangenheit wurden die Faserverbundteile oft auf Deponien entsorgt. Durch eine Änderung der der Abfallablagerungsverordnung (AbfAblV) und der Deponieverordnung (DepV) ist diese Praxis heute unzulässig (Bundesministeriums der Justiz und für Verbraucherschutz, 2009).
3.5 Beton
Beton besteht aus einer Gesteinskörnung aus Sand und Kies die mit Hilfe von Zement gebunden wird. Im Gegensatz zu Windrädern an Land, wo das Fundament und auch einzelne Segmente oder gar der ganze Turm aus Beton bestehen, kommt das Material bei Offshore- OWEA nicht ganz so häufig zum Einsatz. Hier findet man Beton vor allem beim Kolkschutz und modellbedingt, auch in der Grout-Verbindung. Hinzu kommen Schwerkraftfundamente, die aus Beton gegossen werden und insbesondere bei geringen Wassertiefen, wie Beispielsweise in der Ostsee, eingesetzt werden.
Beim Recyclingverfahren von Beton unterscheidet man zwischen Festbetonrecycling und Frischbetonrecycling. Da beim Rückbau von WEA nur Festbeton anfällt, werden die Verfahren zur Verarbeitung von Frischbeton hier außen vor gelassen.
Beim gängigen Recyclingverfahren wird der Betonabbruch in Bauschuttaufbereitungsanlagen zerkleinert und anschließend in einzelne Kornfraktionen getrennt. So entsteht Betonsplitt der wieder für die Herstellung von Frischbeton genutzt werden kann. Allerdings ist der so entstandene Betonsplitt durch Zementreste verunreinigt, was die Eigenschaften des Frischbetons beeinflussen kann (beton, 2019). Aus diesem Grund werden die Gesteinsfraktionen mit spezieller Körnung häufig im Straßenbau als Schotter verwendet/deponiert. Durch den Verlust von bestimmten Eigenschaften und Qualität des Materials spricht man bei diesem Vorgang von Downcycling.
An effizienteren Methoden für das Recycling für Beton arbeitet derzeit das Fraunhofer-Institut für Bauphysik, wo mittels elektrodynamischer Fragmentierung die mineralischen Rohstoffe
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von der Zementmatrix getrennt werden sollen. Bei dieser Methode wird ein Blitz (Hochleistungsimpuls) generiert, der entlang der Korngrenzen durch den Beton läuft. So entsteht ein Plasmakanal im Beton, der wie eine Druckwelle von innen nach außen wächst und so den Beton an den Phasengrenzen auseinanderzieht. Dieses Verfahren könnte, laut dem Fraunhofer IBP, in Zukunft zu einem der wichtigsten für die Verarbeitung von Altbeton werden.
3.6 Batterien und Akkumulatoren 3.6.1 Einführung
Neben gefährlichen Bestandteilen wie Blei, Cadmium und Quecksilber besitzen Altbatterien auch ein hohes Wertstoffpotenzial. So wurden laut dem Umweltbundesamt im Jahr 2018 insgesamt 219.055 t Altbatterien speziellen Recyclingverfahren unterzogen, was zu einem Gewinn von 177.206 t Sekundärrohstoffen geführt hat.
Für den folgenden Text wird zwischen diesen Batterietypen unterschieden:
- Bleiakkumulator
- Nickel-Cadmium-Batterien
Die Batterietypen werden häufig gemeinsam entsorgt und als Batteriegemisch gesammelt.
Daher müssen sie vor dem Recyclingprozess sortiert werden. Die gängigsten Methoden sind dabei das elektromagnetische Sortierverfahren und das Sortieren via Röntgenverfahren.
3.6.2 Bleiakkumulator
In einem ersten Schritt wird die Säure aus der Batterie entlassen. Die Säure wird anschließend mit NaOH neutralisiert (H2SO4 + 2 NaOH → Na2SO4 + 2 H2O) und so verkaufsfähiges Natriumsulfat, was zur Waschmittelherstellung genutzt werden kann, hergestellt. Im Anschluss wurden früher häufig die entleerten Akkumulatoren am Stück in Schachtöfen eingeschmolzen. Dies führt aber zu erheblichen gesundheitlichen und umweltschädlichen Risiken. Aus diesem Grund durchlaufen die entleerten Akkumulatoren, in Ländern mit hohen Umweltstandards, heute eine Aufbereitungsphase die aus sechs Prozessstufen besteht (vgl.
Martens 2011, S. 137 – 138).
26 1. Zerkleinerung mit einem Schredder 2. Abtrennung der Eisenmetalle
3. Abtrennung der Paste durch Nasssiebung 4. Schwimm-Sink-Sortierung
5. Entschwefelung der Paste (PbSO4 + 2 NaOH → PbO + Na2SO4 + H2O) 6. Verwertung der Kunststofffraktionen
Das im Schritt 5 entstandene Natriumsulfat (Na2SO4) wird wieder in den Stoffkreislauf eingeführt. Die Pb-Oxide werden dagegen in einem schmelzmetallurgischen Verfahren weiterverarbeitet.
3.6.3 Nickel-Cadmium-Batterien
Für die Rückgewinnung der Rohstoffe werden die Nickel-Cadmium Batterien in einem ersten Schritt zerkleinert. Anschließend werden Wasser und flüchtige organische Stoffe durch das Erhitzen auf 100-150 °C in einem Vakuumdestillationsofen entfernt. In einem weiteren Schritt wird das Material auf 750 °C erhitzt und durch die Zugabe von Reduktionsmittel wird das Cd- Metall vollständig verdampft. Zurück bleibt ein festes Gemisch aus Ni und Fe das für die Stahlmetallurgie geeignet ist.
3.7 Elektro- und Elektronikaltgeräte (EAG)
EAG haben auf der einen Seite ein hohes umweltbelastendes Schadstoffpotential (z. B. PCB’s, Quecksilber, Blei, Cadmium etc.), auf der anderen Seite ist Ihr Wertstoffpotential durch Stoffe wie Kupfer, Zink, Aluminium usw. beachtenswert. Es besteht also erheblicher Anlass EAG ordnungsgemäß zu sammeln und zu erfassen, um die Wertstoffe wieder zurückzuführen (Martens, 2011, S. 274 - 277). Laut dem Elektro- und Elektronikgerätegesetz zählen folgende Gerätschaften zu den EAG:
1. Geräte, die zu ihrem ordnungsgemäßen Betrieb elektrische Ströme oder elektromagnetische Felder benötigen.
2. Geräte zur Erzeugung, Übertragung und Messung solcher Ströme und Felder, die für den Betrieb mit Wechselspannung von höchstens 1000 Volt oder Gleichspannung von höchstens 1500 Volt ausgelegt sind.
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Eine Umfrage des UBA hat zudem ergeben, dass elektronische Geräte aus WEA in der Praxis die gleichen Erfassungs-, Entsorgungs- und Behandlungspfade durchlaufen, wie herkömmliche Elektroaltgeräte die aus privaten Haushalten stammen.
Für den Recyclingprozess müssen im Rahmen einer Erstbehandlung alle Flüssigkeiten aus den Gerätschaften entfernt werden. Anschließend werden die EAG zerkleinert. In den Recyclinganlagen werden die EAG dann zerlegt und nach Materialien sortiert. Moderne Anlagen sind häufig hoch spezialisiert und zielen meist auf bestimmte, hochwertige Materialien ab, wie zum Beispiel bestimmte Metalle oder edel-metallhaltige Fraktionen. Grob vereinfacht sind die Geräte folgendermaßen zusammengesetzt:
• Metalle: 61%
• Kunststoffe: 21%
• Glas: 5%
• Elektronische Teile: 3%
• Andere Materialien: 10%
Für den Recyclingprozess selber stehen nach Martens (2011, S.286 -288) verschiedenste Verfahren, wie zum Beispiel Schmelztechnikverfahren, Pyrolyse oder Löseprozesse, zur Verfügung.
3.8 Öle und Hydraulik- und Kühlflüssigkeiten
Bei der Entsorgung der Flüssigkeiten steht die Aufbereitung von Altölen zu sogenannten Basisölen für die Herstellung von Schmierstoffen im Vordergrund (Basisöl + Additive = Schmierstoffe). So gelingt es einer Raffinerieanlage in Sachsen-Anhalt bereits Altöle zu Basisölen der höchsten Qualitätsstufe (API Gruppe III) aufzubereiten. Es können laut dem UBA 60 % der CO2 Emissionen bei der Herstellung eingespart und die natürlichen Ölreserven geschont werden. Altöle der Kategorie 1 (z. B. Motoren-, Getriebe- und Hydrauliköle) können in der Regel uneingeschränkt aufbereitet werden. Für alle anderen Kategorien gilt vorher zu prüfen, welche Schadstoffe (z. B. PCB) sie enthalten und ob diese bei der Aufbereitung sicher zerstört werden können (UBA, 2014). Andernfalls werden die Flüssigkeiten als Ersatz für andere Brennstoffe energetisch verwertet.
Hydraulikflüssigkeiten bestehen in der Regel aus Mineralöl und werden daher nicht gesondert behandelt.
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3.9 Sonstiges
3.9.1 Seltene Erden (Neodym, Dysprosium)
Es gibt aktuell keinen, im industriellen Maßstab anwendbaren, Recyclingprozess für Nd und Dy. Die Rückführung dieser Stoffe findet daher nicht statt. Die relevanten Masseflüsse dieser Stoffe finden sich derzeit noch in der Gebrauchsphase und werden erst in den kommenden Jahren zum Abfall (UBA, 2019). So werden immer wieder neue Recyclingmethoden für die Rückführung in den Stoffkreislauf entwickelt und erprobt. Zu erwähnen ist hier ein Forschungsprojekt der Innovationsallianz Baden-Württemberg (innBW) das die Rückgewinnung der Werkstoffe Nd und DY aus Magnetschrott und die Herstellung von hochwertigen Sekundärrohstoffen untersucht (Fleuchaus, 2016).
3.9.2 Lacke
Als Beschichtung der Rotorblätter werden Lacke nicht gesondert erfasst und mit samt den Rotorblättern entsorgt.
3.9.3 Schotter
Gesteinsschotter kann prinzipiell ohne Behandlung wiederverwendet werden.
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4 Massenbilanz
Für die Erstellung eines effizienten Logistikkonzepts beim Rückbau von OWEA, ist es nicht nur wichtig zu wissen welche Materialien und Stoffe zu erwarten sind, sondern auch die Menge wird entscheidend sein. Für die Massenbilanz (Anhang 1) wurde eine 3,6 MW Anlage, wie sie in der deutschen Nordsee zu finden ist, betrachtet. Es wurden die einzelnen Baugruppen (Antrieb, Gondel, Turm etc.) betrachtet und die entsprechenden Massen den Wertstoffgruppen zugeordnet. Hierfür wurde vorausgesetzt, dass das Monopile 1 m unterhalb des Meeresbodens abgeschnitten wurde. Der Kolkschutz (ca. 500 t) der zum größten Teil aus Beton besteht wurde nicht mitberücksichtigt.
Das zu entsorgende Gesamtgewicht einer ordinären 3,6 MW beträgt in etwa 1180 t. Bei der Aufteilung der Massen auf die einzelnen Werkstoffe (Abbildung 5) wird deutlich, dass Eisenwerkstoffe mit ca. 1000 t den größten Teil (ca. 85 %) einer OWEA ausmachen. Dadurch unterscheiden sich die Anlagen auch von den WEA an Land, deren Eisenanteil geringer ist, dafür mehr Beton verbaut wird. Der Betonanteil bei OWEA hingegen beträgt weniger als 2 % (ohne Kolkschutz). Die wertvollen Metalle Kupfer und Aluminium machen nur knapp 2,5 % der Anlage aus. Der schwer zu recycelnde Glasfaser Kunststoff (GFK) macht auch gerade einmal 5
% der Gesamtmasse aus. Hinzu kommen noch etwa 6,5 % an alten Elektronikbauteilen, die wiederum aus verschiedenen Metallen, Kunststoffen und auch alten Leuchtmitteln bestehen.
Der Anteil an gefährlichen Abfällen wie z. B. Bleibatterien oder Öle fällt mit unter 0,1 % sehr gering aus (Rausch, 2019).
Eisen-werk-stoffe [t/WEA]
Al [t/WEA]
Cu [t/WEA]
GFK [t/WEA]
Elektro-schrott [t/WEA]
Beton / Steine [t/WEA]
Abbildung 5: Massenbilanz einer 3,6 MW OWEA (Nehlsen, 2019)
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5 Methodik/Grenzen
Der Rückbau von OWEA ist ein sehr komplexes Unterfangen, welches von unterschiedlichsten Faktoren beeinflusst wird. Die Struktur des Rückbaus, die verwendete Ausrüstung, die Techniken und das logistische Konzept sind nach Kaiser, M. (2010, S. 63) stark von den folgenden Merkmalen abhängig:
• Art der Anlagen
• Anzahl der Anlagen
• Standortsmerkmale
• Entfernung zum Hafen
• Genehmigungsbescheid
• Präferenz des Betreibers
So ist jedes Rückbauprojekt einzigartig und gesondert zu betrachtet. Um den Rahmen dieser Bachelorarbeit nicht zu sprengen, wird in diesem Bericht nur der Rückbau der WEA des Ostsee-Windparks Baltic 1 betrachtet. Die Demontage der Umspannplattform wird nicht gesondert aufgeführt. Da der Umfang für den Rückbau von Unterseekabeln noch nicht feststeht, wird auch er außen vorgelassen. Sowohl in der Umspannplattform als auch in den Unterseekabeln sind dieselben Materialien und Stoffe wie in den WEA verbaut, daher muss hier auch auf keine neuen Beseitigungs- und Verwertungsmethoden eingegangen werden. Bei dem Konzept für die Logistik auf See wird sich für ein Model entschieden, bei dem ausschließlich Bargen für den Transport der Anlagen verwendet werden. Schiffe mit Hebevorrichtung bleiben den kompletten Zeitraum über im Windpark, um die Anlagenteile auf die Bargen zu heben. Der marine Bewuchs, der sich auf den Anlagen befindet, wird in diesem Szenario nicht entfernt. Hier ist nur anzumerken, dass in warmen Sommermonaten auf Geruchsentwicklung durch den Bewuchs zu achten ist. Für den Transport vom Hafen zu den Entsorgungs- und Verwertungsunternehmen, soll komplett auf Schwerlasttransporte verzichtet werden. Dazu müssen die Anlagenteile am Hafen soweit zerkleinert werden, dass sie mit dem handelsüblichen Lastenverkehr abtransportiert werden können.
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6 Der Windpark (Baltic 1)
Baltic 1 ist der erste kommerzielle Windpark in der deutschen Ostsee und ging am 3. April 2011 ans Netz. Der Windpark befindet sich etwa 16 Kilometer nördlich der Halbinsel Fischland- Darß-Zingst (54° 36′ 50″ N, 12° 40′ 0″ O) und liegt innerhalb der 12-Seemeilen-Grenze und damit im Küstenmeer von Mecklenburg-Vorpommern. Dort stehen 21 Siemens Anlagen vom Typ SWT-2,3-93/2300 kW (Tabelle 3) in einer Wassertiefe von 16 - 19 m. Der 7 km2 große Windpark wird vom süddeutschen Energieversorgungsunternehmen Energie Baden- Württemberg (EnBW) betrieben. Nach dessen Aussage erzeugt der Park 185 GWh/a und somit Strom für 50.000 Haushalte jährlich (EnBW, 2020).
Tabelle 3: Technische Daten einer Siemens SWT-2,3-93/2300 kW WEA nach EnBW
Siemens SWT-2,3-93/2300 kW:
Größe
Nabenhöhe: 67 m
Rotordurchmesser: 93 m
Gewicht:
Rotor: 60 t
Gondel: 82 t
Turm: 158 t
Monopiles
Länge: 37 m
Durchmesser: 4,3 m
Gewicht: bis zu 215 t
Transitionpieces
Länge: 27 m
Durchmesser: 4,2 bis 4,6 m
Gewicht: 250 t
Bei der Installation von Baltic 1 wurde auf mehrere Installationshäfen für die unterschiedlichen Komponenten zurückgegriffen (Tabelle 4). So wurden zum Beispiel Segmente der Umspannplattform und die dazugehörige Monopile-Gründung durch den Nord- Ostsee-Kanal nach Rostock transportiert und dort vormontiert. Die Siemens OWEA wurden in Dänemark produziert und am Hafen Nyborg, Dänemark vormontiert. Anschließend wurden sie von dort zum Baufeld gebracht. Bei der Installation der Monopiles wurde das Rammverfahren angewendet. Dafür werden die Monopiles in den Seeboden eingerammt und
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anschließend das Transition Piece angebracht (vgl. Stiftung OFFSHORE-WINDENERGIE, 2013).
Nach Angaben des Herstellers wurden für die Installation des Windparks 89 Schiffe eingesetzt, die insgesamt 2.463 Schiffsbewegungen durchführten.
Tabelle 4: Auftragnehmer der Hauptkomponenten des Windpark Baltic 1 (Stiftung OFFSHORE-WINDENERGIE, 2013)
Komponente Ort Unternehmen
Umspannwerk Bremerhaven WeserWind
Monopiles Umspannplattform Rostock Erndtebrücker Eisenwerke (EEW)
Transition Pieces Aalbor, DK
Rotorblätter Brande, DK Siemens
Türme Verschiedene
Gondeln Brande, DK Siemens
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7 Mukran-Port
7.1 Der Hafen
Der Hafen Mukran auf Rügen wurde im Jahr 1980 als eines der letzten großen Infrastruktur- Projekte der ehemaligen DDR erbaut. Erdacht und ausgerichtet wurde der Hafen für den Güterverkehr und sollte Ausgangspunkt einer leistungsstarken Fährverbindung zwischen der DDR und der Sowjetunion sein. Bis Ende der 1980er Jahre wurde der Hafen durch Eisenbahnfähren erweitert und verfügt so bis heute über eine überregionale Schienenanbindung über die Drehkreuze Seddin und Maschen. Eine Besonderheit hierbei ist, dass der Hafen als einziger in Mitteleuropa, eine russische Breitspur Gleisanlage besitzt.
Während der Hafen anfangs ausschließlich für den Güter- und Militärverkehr genutzt wurde, ist Mukran heute ein wichtiger Ausgangspunkt für den Personenverkehr in die Länder Schweden, Dänemark und Russland. Aber auch die Offshore-Windindustrie hat im Hafen Mukran einen idealen Dreh- und Angelpunkt für die Errichtung, den Betrieb und die Wartung der OWEA gefunden. Als Tiefwasserhafen im Nordosten Deutschlands, bietet der Hafen Mukran ideale Bedingungen, um als Basishafen für die Offshore-Windindustrie zu dienen. So kann der Hafen aufgrund seiner Wassertiefe von 10,5 m bis maximal 12,5 m ohne Probleme von den gängigen Offshore-Wasserfahrzeugen angefahren werden. Dank der einfachen Hafenansteuerung ohne Revierfahrten und Lotsenpflicht bietet der Hafen so einen Kostenvorteil gegenüber anderen Standorten. Über den Hafen wurde bereits die Installation der Windparks Wikinger (ScottishPower Renewables), Baltic 1 (EnBW) und Arkona Becken (RWE) abgewickelt. Mit der Errichtung eines neuen Offshore-Terminals Süd (Abbildung 6) wurde speziell auf die Belange der Offshore-Betreiber eingegangen. So dient der Hafen, dank des völlig neuen Areals, nicht nur als Installationshafen, sondern bietet RWE und Iberdrola einen perfekten Ausgangspunkt für den Betrieb der OWEA und weitere Offshore- Servicedienstleistungen (Mukran-Port, 2019). Aber auch über die Windbranche hinaus besitzt Mukran über viel Erfahrung mit Großprojekten. Derzeit lagern dort beispielsweise Teilabschnitte der Pipeline Nord Stream 2, welche Russland und Deutschland verbinden soll.
Ursprünglich sollte die Pipeline bis Ende 2019 fertiggestellt sein. Durch politische Verwerfungen verzögert sich allerdings das Bauprojekt und wird nach Meinung der beteiligten bis 2021 fertiggestellt (Handelsblatt, 2020). Durch die langjährige Erfahrung mit großen Infrastrukturprojekten und dem engen Kontakt zur Offshore-Windindustrie hat der Standort
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Mukran bereits mehrfach seine Wandlungsfähigkeit unter Beweis gestellt und so immer wieder neue Geschäftsfelder erschlossen. Mit einem effizienten Konzept für den Rückbau von OWEA hat der Hafen die Möglichkeit, sein Geschäftsfeld erneut zu erweitern und so noch attraktiver für die Offshore-Windindustrie zu gestalten.
7.1.1 Lage
Der Hafen Mukran befindet sich im Nord-Osten Deutschlands auf der Insel Rügen. Die Insel liegt in der Arkonasee im südlichen Bereich der Ostsee. Rügen ist mit 926 km2 Deutschlands größte Insel und gehört zum Bundesland Mecklenburg-Vorpommern. Der Hafen Mukran liegt an der Nordostküste der Insel und befindet sich etwa 3,5 km südlich der Stadt Sassnitz und 5 km nördlich von Binz. Nach dem World Geodetic System 1984 liegt der Hafen auf dem Breitengrad 54° 29′ 11″ N und dem Längengrad 13° 35′ 19″ O.
Durch diese gute seegeografische Lage ist Mukran nicht nur ein wichtiges Drehkreuz zwischen den Ländern Skandinaviens, dem Baltikum, Russland und Mitteleuropas, sondern bietet auch einen idealen Ausgangspunkt für den Betrieb und den Service der OWEA in der deutschen Ostsee (Abbildung 7). Die deutschen Windparks Arcadis, Arkona, Baltic 1, Baltic Eagle, Gennaker, Windanker, Wikinger 1 und Wikinger 2 liegen direkt im Einzugsgebiet und sind so
Abbildung 6: Offshore Terminal Süd (Mukran-Port)
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ohne weiteres vom Hafen Mukran aus erreichbar. Der Windpark Baltic 2, der eine Teilfläche des dänisch-schwedisch-deutschen Großprojekts Kriegers Flak ist, ist ebenfalls vom Hafen Mukran aus gut ansteuerbar. Diese günstige Lage im „Zentrum“ der deutschen Windparks der Ostsee bietet einen logistischen Vorteil und macht Mukran deshalb für die Offshore-Branche so attraktiv.
7.1.2 Anbindung
Die Insel Rügen verfügt durch ihre geografische Nähe zum Festland und eine gute Anbindung über einen erheblichen Standortsvorteil. Durch die sogenannte Strelasundquerung beseht eine fährfreie Verbindung, sowohl für den Straßen- als auch für den Schienenverkehr, zum deutschen Festland. Von der ostdeutschen Stadt Stralsund aus führt der Rügendamm und die Rügenbrücke über eine Meerenge der Ostsee nach Rügen. Der Rügendamm war die erste Festlandverbindung, über welche die Bundesstraße 96, sowie die Bahnstrecke Stralsund – Sassnitz führt. Die Rügenbrücke ist eine Hochbrücke, die ausschließlich für den Kraftfahrzeugverkehr konzipiert ist. Diese Festlandverbindungen sind der Ausgangspunkt für die gute regionale Süd-, West- und Ostanbindung des Hafens und verbinden ihn mit den großen Bundesautobahnen A20, A11, A14, A19 und A24. Durch diesen guten Anschluss an das Straßennetz ist es dem Kraftfahrzeugverkehr möglich innerhalb von 3,5 Stunden die beiden größten deutschen Städte Berlin und Hamburg zu erreichen (Abbildung 8).
Abbildung 7: Standort Mukran (Mukran-Port)
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Wie oben beschrieben, ist der Hafen Mukran als größter deutscher Eisenbahnfährhafen auch über den Schienenverkehr bestens angebunden. Ursprünglich für den Warenverkehr zwischen der DDR und Sowjetunion ausgerichtet, besitzt der Hafen als einziger in Mitteleuropa neben dem normalen Gleisbett auch eine russische Breitspur. Insgesamt laufen ca. 78 Km Gleisanlagen durch den Hafen. Davon besitzt die Fährhafen Sassnitz GmbH etwa 23 Km (ca. 8 Km Normalspur und 18 Km Breitspur). Die Normalspur zieht sich ca. 60 Km durch den Hafen (Abbildung 9) und hat die in Europa übliche Spurweite von 1435 mm mit der Streckenklasse D4. Damit haben die Gleise eine in Deutschland übliche Radsatzlast von 22,5 t und somit eine zulässige Last je Längeneinheit von 8 t/m (vgl. DB Netze, 2020). Die Abschnitte der Normalspur sind teilweise elektrifiziert. Die Breitspur, mit ihren 18 Km Gleisanlagen, hat dagegen eine Spurweite von 1520 mm und ebenfalls die Streckenklasse D4. Die Gleisanlagen der Breitspur sind nicht an das elektrische Netz angeschlossen. Der Hafen besitzt eine eigene Umspuranlage direkt auf dem Gelände, um so einen schnellen Wechsel der Spurbreite zu gewährleisten. Für die Abfertigung von Eisenbahnfähren stehen 3 Anleger am Hafen bereit. Zwei davon sind doppelstöckig und besitzen sowohl Normal-, als auch Breitspur. Angebunden sind die Gleise an die Eisenbahnstrecke Sassnitz-Stralsund, die über die Strelasundquerung auf das mecklenburgische Festland führt und von dort Anschlüsse an die Strecken nach Rostock und Berlin, bis zu den wichtigen Drehkreuzen Seddin in Brandenburg und Maschen bei Hamburg hat.
Abbildung 8 (links) und 9 (rechts): Kraftverkehrsanbindung Mukran und Normalspur Verläufe (grün) Hafen Mukran (Mukran-Port)
