1  

Environmental Effects of Tidal Energy Development:  A Scientific Workshop  

  

University of Washington Seattle, Washington March 22‐24, 2010 

  

Workshop Briefing Paper  

  

Compiled by the Workshop Steering Committee: Brian Polagye Andrea Copping Keith Kirkendall George Boehlert Sue Walker 

Michelle Wainstein Brie Van Cleve 

 

 

2  

Acknowledgements  This workshop is modeled after a workshop entitled Wave Energy Ecological Effects held in Newport, Oregon in 2007, led by Dr. George Boehlert of Oregon State University. During that workshop, participants developed an initial assessment of the potential environmental effects of wave energy development off Oregon’s coast.   The 2010 tidal workshop has been organized by a Steering Committee of seven people including Brian Polagye, Research Assistant Professor, Department of Mechanical Engineering, Northwest National Marine Renewable Energy Center, University of Washington; Andrea Copping, Senior Program Manager, Pacific Northwest National Laboratory, Marine Sciences Laboratory; Keith Kirkendall, Chief of the FERC and Water Diversions Branch, Hydropower Division Northwest Region, NOAA Fisheries; George Boehlert, Director of Hatfield Marine Science Center, Oregon State University; Sue Walker, Hydropower Coordinator Alaska Region, NOAA Fisheries; Michelle Wainstein, Senior Program Coordinator, Washington Sea Grant, University of Washington; and Brie Van Cleve, Science and Marine Policy Analyst, Pacific Northwest National Laboratory, Marine Sciences Laboratory. George Boehlert and Keith Kirkendall participated on both the Oregon wave energy workshop Steering Committee and the tidal energy workshop Steering Committee.    This workshop was made possible by generous sponsorship by NOAA Fisheries and the U.S. Department of Energy.    The conclusions and views expressed in this briefing paper do not reflect the views of the sponsoring agencies, workshop Steering Committee members, or workshop participants.  No endorsement of any tidal turbine or other technology is implied by its inclusion in this paper. 

   

          

Cover Image: Eling Tide Mill in England dates to at least 1086 A.D. and possibly to Roman times. The mill currently operates as a flour mill.  Source:www.solarnavigator.net/www.twissellsmill.com/eling_tide_mill.htm  

 

3  

Table of Contents 

Acknowledgements ............................................................................................................................................ 2 

1.0 Introduction ........................................................................................................................................................ 5 

1.2 The Motivation for this Workshop ....................................................................................................... 6 

1.3 Workshop Goals, Process, and Expected Results ........................................................................... 7 

1.4 Planning and Regulatory Context ......................................................................................................... 7 

1.5 Effects of Scaling Up Development ....................................................................................................... 8 

2.0 Tidal Power Technology ................................................................................................................................ 9 

2.1 Device Components ..................................................................................................................................... 9 

2.1.1 Rotor ......................................................................................................................................................... 9 

2.1.2 Power train .......................................................................................................................................... 10 

2.1.3 Mooring ................................................................................................................................................. 10 

2.1.4 Foundation .......................................................................................................................................... 10 

2.1.5 Electrical Transmission ................................................................................................................. 11 

2.1.6 Fouling and Corrosion Protection ............................................................................................. 11 

2.2 Tidal Energy Devices ............................................................................................................................... 11 

2.2.1 Clean Current – Race Rocks (Race Rocks, British Columbia) ........................................ 12 

2.2.2 Hammerfest‐Strom – Tidal Stream Turbine (Hammerfest, Norway) ........................ 12 

2.2.3 Marine Current Turbines – SeaGen (Stranford Lough, Northern Ireland) .............. 13 

2.2.4 Ocean Renewable Power Company – OCGen TGU (Eastport, Maine) ........................ 14 

2.2.5 OpenHydro – Fundy Demonstration (Minas Passage, Nova Scotia) ........................... 15 

2.2.6 Verdant Power – RITE (East River, New York) ................................................................... 16 

2.3 Alternative Approaches .......................................................................................................................... 17 

2.3.1 Tidal Lagoons ..................................................................................................................................... 17 

2.3.2 Oscillating Hydrofoil ....................................................................................................................... 17 

2.3.3 Magnetohydrodynamic Conversion ......................................................................................... 18 

2.3.4 Vortex Induced Vibrations Conversion ................................................................................... 18 

3.0 Tidal Power Siting.......................................................................................................................................... 18 

4.0 Proposed Tidal Power Sites: Case Studies .......................................................................................... 20 

4.1 West Coast—Case Study: Admiralty Inlet, Puget Sound, WA ................................................ 22 

4.1.1 Setting .................................................................................................................................................... 22 

4.1.2 Site Development .............................................................................................................................. 23 

4.2 East Coast—Case Study: Cobscook Bay, Gulf of Maine, ME .................................................... 24 

4.2.1 Setting .................................................................................................................................................... 24 

 

4  

4.2.2 Site Development .............................................................................................................................. 25 

4.3 Alaska—Case Study: Cook Inlet, AK .................................................................................................. 26 

4.3.1 Setting .................................................................................................................................................... 26 

4.3.2 Site Development .............................................................................................................................. 27 

5.0 Environmental Effects of Tidal Power .................................................................................................. 29 

5.1 Conceptual Approach: Stressors and Receptors.......................................................................... 29 

5.2 Foreseeable Effects ................................................................................................................................... 30 

5.3 Installation Effects .................................................................................................................................... 30 

5.4 Operational Stressors .............................................................................................................................. 32 

5.4.1 Presence of devices: static effects ............................................................................................. 32 

5.4.2 Presence of devices: dynamic effects ....................................................................................... 33 

5.4.3 Energy removal effects ................................................................................................................... 34 

5.4.4 Chemicals and toxic contamination .......................................................................................... 36 

5.4.5 Electromagnetic Fields ................................................................................................................... 36 

5.4.6 Acoustics .............................................................................................................................................. 37 

5.5 Maintenance Effects ................................................................................................................................. 38 

5.6 Decommissioning Effects ....................................................................................................................... 38 

5.7 Emergency Incident Effects .................................................................................................................. 39 

5.8 Cumulative Effects .................................................................................................................................... 39 

6.0 Conclusions ....................................................................................................................................................... 40 

7.0 Literature Cited ............................................................................................................................................... 41 

  

 

5  

1.0 INTRODUCTION  The generation of power from the rise and fall of the tides dates back to at least the middle ages and possibly to the early Roman period (Charlier and Finkl 2009). Tide mills consisted of a storage pond, filled by the incoming tide through a sluice and emptied during the outgoing tide through a water wheel. The modern version of this technology is a tidal barrage, in which the waters of an estuary are impounded behind a dam in a manner analogous to conventional hydropower. Tidal barrages enjoyed substantial interest in the middle 20th century, although globally only three sites were developed that continue to operate largely because of the environmental impacts and high capital cost associated with this technology. More recently, development interest has focused on harnessing the kinetic energy in swift moving tidal currents. This approach has the potential to generate power from the tides with fewer environmental impacts or economic challenges.  Tidal power is the only form of energy that is derived directly from the relative motions of the Earth‐Moon‐Sun system. The tidal forces produced by the Moon and Sun, in combination with Earth's rotation, are responsible for the generation of the tides.   Currently, nearly 70% of the U.S. demand for electricity is met by burning fossil fuels that are widely understood to contribute to negative environmental problems including reduced air quality, acid rain, and global climate change. Over the past half decade, the federal government has moved to align taxes, markets, incentives, and research funding to support development and use of renewable energy technologies. States have also played key roles in advancing policy to shift towards renewable energy. Twenty‐seven states plus the District of Columbia have enacted Renewable Portfolio Standards requiring utilities to obtain a minimum percentage of their power from renewable sources by a given date. To satisfy this growing demand for renewable energy, utilities are pursuing a broad range of technologies. Over the past 10 years, land‐based wind power has been the dominant technology, but utilities, regulators, and entrepreneurs are increasingly looking towards emerging technologies. These include attempts to harvest the predictable and consistent power of the ocean.  Renewable ocean energy, which includes tidal current, ocean current, wave, and offshore wind power, represents a significant resource for clean renewable electricity generation. In 2006, the Electric Power Research Institute (EPRI) conducted the North American Tidal Flow Power Feasibility Demonstration Project resulting in a series of tidal power evaluations around the country focusing on technological and engineering issues1. EPRI estimated the U.S. tidal power potential at seven of the most promising sites in the country to be 270 MW of average electricity generation, factoring in power train efficiency losses (Bedard et al. 2007). A more recent estimate indicates that an average electrical production around 9,000 MW may be technically achievable (Polagye 2009). EPRI also estimated wave energy resource to be 30,000 MW of electricity produced annually (Bedard et al. 2005). 

                                                        1 EPR reports available at http://oceanenergy.epri.com/streamenergy.html 

 

6  

The estimated tidal and wave resource is comparable to the total energy generated from conventional hydropower (approximately 33,000 MW).    Hydrokinetic tidal power generation is limited to those areas where tidal currents flow fast enough for generation. In the United States, some of these areas occur close to urban centers—in Washington state’s Puget Sound; the Gulf of Maine, especially near the Bay of Fundy; and Alaska’s Cook Inlet near Anchorage. This proximity may enable tidal power to be the first of the new ocean energy technologies to be commercialized.   This paper is intended to provide background information to participants in a March 22‐24, 2010 workshop in Seattle, WA about the environmental effects of tidal energy development. This paper briefly introduces the goals, objectives, and expected results of the workshop, summarizes the regulatory environment, outlines various tidal power generation technologies, presents three case studies of tidal power exploration, and finally discusses environmental risks associated with tidal power development.   This workshop follows the successful model used to address the ecological effects of wave energy development held in 2007 in Newport, OR. This workshop will focus on building capacity to address the potential environmental impacts of tidal energy from turbines placed in the water column throughout the U.S. The workshop will not address policy issues, details of technology engineering, or the socioeconomic impacts of tidal energy development. Separate meetings to address these topics might be a recommended next step. 

1.2 The Motivation for this Workshop     Ocean energy can provide clean, reliable power and emerging turbine designs are making production of electricity from ocean energy technologically and economically feasible. However, the risk to the marine environment and marine organisms is not well known. In order to appropriately site and operate tidal power installations, we need to better understand the risks of the technology in order to explore the potential contribution tidal power can make to a renewable energy portfolio.  Despite a positive policy environment and modest government investment in tidal power research and development, permitting of tidal device deployment remains a considerable barrier to advancement. The tidal power industry and regulators have identified environmental effects as one of three top barriers to getting tidal devices in the water (Bedard 2008).   This workshop will bring together scientists to develop an analytical framework to assess environmental effects of tidal power. Understanding environmental effects from the standpoint of “stressors” and “receptors” will allow us to understand effects questions and take steps to mitigate environmental risks associated with tidal power development.  

 

7  

1.3 Workshop Goals, Process, and Expected Results  This workshop will bring together scientific expertise to assess environmental effects on the marine systems in which tidal power may be generated, to determine risks to marine organisms and communities, to determine the uncertainties associated with our knowledge base, and to recommend future research and monitoring needs.   The goals of the two‐day meeting are to: 

Develop an initial assessment of the potential environmental effects of installation, operation, and maintenance of tidal power generating devices;  

Determine the specific marine organisms and system components that may be affected; and  

Develop a general framework of interactions against which specific tidal generation projects might plan their environmental assessments and monitoring programs.  

 Workshop participants will share their understanding of tidal system effects, discuss the latest research in their areas of expertise, and contribute to a broad discussion of the potential environmental effects of tidal energy. The workshop format will combine plenary talks and breakout groups targeting specific stressors and marine receptors. Through their discussions, breakout groups will generate summary papers for compilation into a volume of workshop results for wide dissemination.   Many workshop participants may be relatively new to ocean energy; they will bring their expertise and perspectives on vulnerable resources or effects of specific stressors to the discussion. The workshop also will help to make the broader U.S. marine science community aware of the momentum building around tidal energy generation. The community will benefit from understanding the proposed projects and a framework for the environmental context in which they will operate.   Many stakeholders, regulators and the public are interested in the potential renewable electrical power that tidal energy can contribute, but express significant concerns about the uncertainties surrounding potential environmental effects and other impacts. This workshop will take the first step to systematically address the issues of concern, and will help define a methodology for answering questions about the impact that tidal energy may have on the marine environment and marine organisms. The workshop discussions will incorporate knowledge acquired from ocean wind and undersea cable projects and other existing ocean technologies that have established bodies of literature on environmental impacts that may be applicable to tidal generation installations.  

1.4 Planning and Regulatory Context  The regulatory context for tidal power is complex and still evolving. The Federal Energy Regulatory Commission (FERC) has the authority to issue licenses (both commercial and pilot) for all wave and tidal projects located on the outer continental shelf (OCS) and in state waters while Mineral Management Service (MMS) has the authority to issue leases, 

 

8  

easements, and right‐of‐ways for wave and tidal projects located on the OCS. As most tidal energy installations are likely to occur in state waters (within 3 miles of shore), FERC is the federal permitting agency. State resource management agencies and local governments play an important role through Coastal Zone Management Act consistency review, Clean Water Act consistency review, review under state codes, and leasing of state owned bottom lands.   As part of the federal licensing process, National Oceanic and Atmospheric Administration’s National Marine Fisheries Service (NOAA Fisheries), the U.S. Fish and Wildlife Service (USFWS), and the U.S. Army Corps of Engineers (USACE) consult with FERC under the authority of the Federal Power Act, Endangered Species Act, Migratory Bird Treaty Act, Fish and Wildlife Conservation Act, Marine Mammal Protection Act, National Environmental Policy Act, and the Coastal Zone Management Act. The fact that multiple federal and state agencies are involved in permitting and regulating tidal power make for a complex leasing and licensing process. Uncertainty regarding environmental impacts of tidal energy development and impacts to other ocean uses further complicates the permitting process and may hamper expansion of the ocean energy industry.   In response to concerns about environmental and competing ocean uses, the Obama Administration has initiated the development of a comprehensive ocean planning framework, Coastal and Marine Spatial Planning (CMSP). CMSP is seen by many in academia, the policy world, and stakeholders as a roadmap towards careful consideration of the tradeoffs between emerging ocean uses, existing uses, and ecosystem protection and a mechanism to provide regulatory certainty for ocean energy development. Spatial planning consists of two distinct phases: analysis of spatially referenced ocean data including resources and human uses, and a planning process to determine placement of various ocean uses (energy exploration, fishing, shipping, etc.). Several states, in coordination with Federal agencies, have already developed marine spatial plans for state waters and, in some cases, beyond. A Presidential Task Force composed of the leads of multiple Federal agencies released its Interim Framework for Effective Coastal and Marine Spatial Planning in December 2009. This framework, if expanded nationally, will help address management uncertainties and will provide a mechanism to resolve competing or incompatible ocean uses transparently and systematically.  

1.5 Effects of Scaling Up Development   While little has been documented regarding in situ environmental effects of pilot‐scale tidal energy turbines, even less is known about the potential environmental risks associated with commercial‐scale installations. For example, the effects of energy removal of one or even ten tidal turbines may not be detectable, but both analytical approaches and numerical modeling suggest that extraction of tidal energy at commercial scales could significantly alter estuarine tidal regimes (e.g., Blanchfield et al. 2008a, 2008b, Garret and Cummins 2008, Karsten et al. 2008; Polagye et al. 2008, 2009;). These changes could in turn affect the transport and deposition of sediments, population distribution and dynamics of marine organisms, water quality, and marine habitats. Also, the effects of noise generated from tidal energy devices may have minimal, site‐specific impacts at the pilot‐

 

9  

scale while noise produced from a 100‐trubine tidal energy park may be loud enough over a large enough area to alter migration patterns of marine fish, invertebrates, and mammals (DOE 2009).   Workshop breakout groups will attempt to address the relation between project scale and environmental risks for both pilot and commercial developments. 

2.0 TIDAL POWER TECHNOLOGY  Hydrokinetic tidal power is derived from the conversion of the kinetic power in moving water to electricity and depends on the area of water intercepted by the device (a circular area for a horizontal axis rotor, rectangular area for a vertical axis rotor), the cube of the water velocity, and the efficiency at which the device extracts the power in the water and converts it to electricity. Mathematically this is described as 

  AUP 3

2

1 , 

where P is the power generated by the turbine, ρ is the density of seawater (nominally 1024 kg/m3), U is the current velocity, A is the area of water intercepted by the device, and η is the water‐to‐wire efficiency.  There are many approaches to harvesting tidal energy, as described in the following section. 

2.1 Device Components While there are a multitude of tidal energy devices under development, all hydrokinetic turbines include a set of common components: rotors, power train, mooring, and foundation. Additionally, all devices or arrays require electrical transmission to shore and protection against biological fouling. The following summarizes information discussed in a recent report to the U.S. DOE (Polagye and Previsic 2010). 

2.1.1 Rotor 

As with wind turbines, the rotor extracts the power in tidal currents and converts it to rotating, mechanical energy. The axis of rotation may either be parallel to the flow direction (horizontal axis turbine) or perpendicular to the flow direction (cross flow or vertical axis turbine). In both cases, the rotors typically have aerofoil cross‐sections and operate on the principle of hydrodynamic lift. Drag‐style devices are also possible, but inherently less efficient. There are a number of rotor variations that generally trade‐off efficiency against simplicity and capital cost including: variable fixed pitch, asymmetric fixed pitch, and symmetric fixed pitch. Depending on the site characteristics, a horizontal axis turbine may incorporate a yaw control mechanism (active or passive) to keep the rotor aligned with the flow direction. Cross flow turbines do not require yaw control.  For both horizontal axis and cross‐flow turbines, it is theoretically possible to increase device efficiency by incorporating a diffusing duct downstream of the rotor. However, there 

 

10  

are two potential complications. First, in practice, it is very difficult to design a functional diffusing duct, as evidenced by the fact that no commercial wind turbines incorporate diffusers. Second, because it is generally impractical to rotate the diffuser during slack water, diffusers are required both upstream and downstream of the rotor.  The rotational speeds of turbine rotors are limited by efficiency and cavitation considerations. Ideally, a rotation rate is achieved that allows an optimal tip speed ratio (ratio of rotor tip velocity to current velocity). Depending on the rotor design, the optimal tip speed ratio may vary from 5 to 8. However, if the rotor tip speed exceeds a threshold value, cavitation bubbles may form. This is undesirable as cavitation reduces hydrodynamic performance, erodes the blade surfaces, and generates additional noise. While depth dependent, a rule of thumb is that tip speeds should be limited to 12 m/s (27 mph). For a 10m diameter turbine, this corresponds to approximately 23 RPM. 

2.1.2 Power train 

Once the rotor has converted the kinetic power in the currents into mechanical rotation, a power train is required to further convert rotation to electrical energy. Power trains may be generally separated into those incorporating a gearbox speed increaser between the rotor shaft and electrical generator, those in which the rotor shaft is directly coupled to the generator, and those in which the connection is hydraulic. When gearboxes are used, the tonal frequency of the high speed shaft may present a distinctive acoustic signature. In nearly all cases, power electronics are required to condition the power output before transmission to shore and interconnection with the grid. For example, the voltage may be stepped up from a few hundred volts to 11‐35kV to decrease transmission losses between the array and shore. 

2.1.3 Mooring 

The rotor and power train must be moored to a foundation that resists the forces generated by the rotor. In general, this mooring will be either a rigid or flexible connection. Examples of rigid connections include piles similar to those used in the offshore wind industry or tubular trusses. Because the amount of material required for a rigid mooring increases as the turbine moves up in the water column, the maximum hub height for a rigid mooring is limited by technical and economic considerations. Flexible moorings, consisting of cable or chain, have much lower material costs and do not limit hub height. However, a device with a flexible mooring must incorporate floats for buoyancy to offset the downward force generated by the device mass and tension on the mooring line.  

2.1.4 Foundation 

Whether flexible or rigid, the mooring must be anchored to the seabed in a way that secures both the turbine and mooring against movement. One option is a penetrating anchor, such as a driven or drilled pile, that is secured in the seabed. For most consolidated or rocky seabeds, a penetrating anchor provides the most holding power for the smallest footprint. However, because the anchor is generally driven or drilled from the surface, installation in water deeper than 50‐60m may be uneconomical for a large diameter pile. In contrast, a gravity foundation does not significantly penetrate the seabed, but is held in place by its friction alone. Gravity foundations are lowered into position by a surface vessel 

 

11  

and do not have a maximum deployment depth. However, for an equivalent resistive load, the footprint of a gravity foundation is greater than a penetrating foundation. Additionally, scour around a gravity foundation may require seabed preparation, such as laying scour mats, in advance of installation. 

2.1.5 Electrical Transmission 

Electrical transmission from devices to shore is an integral aspect of any tidal energy project. The nearshore area adjacent to a tidal energy project may contain particularly sensitive ecology that could be disturbed by trenching a cable into the seabed. In these cases, the preferred option is to utilize horizontal directional drilling (HDD) from the on‐shore cable termination point (i.e., substation) seaward beyond the nearshore region (i.e., the cable will exit onto seabed at the 15m isobath). The feasibility of directional drilling is site‐dependent, not appropriate in all soil types, and requires a careful geotechnical evaluation.  From the point where the subsea cable emerges on the seabed (either at the waterline or HDD outlet), it is trenched, weighted, or bolted down (depending on the type of substrate) to prevent motion on its path to the device array. A similar approach is used to secure the cable between devices. The umbilical cables required to connect turbines to shore are comparable to those used in the offshore oil and gas industry and for the inter‐connection of different locations or entire islands. 

2.1.6 Fouling and Corrosion Protection 

Fouling from biological growth on devices represents a significant performance risk (Orme et al. 2001). While turbines operating below the photic zone may be at lesser risk, fouling by barnacles, algae, and other organisms remains an issue for devices with long maintenance intervals. As a result, working surfaces are generally treated with an anti‐fouling or foul release coating. Possible coatings include conventional biocide paints and inert, low friction coatings. For economic or environmental reasons, other components of the foundation and support may remain uncoated, with sacrificial anodes providing corrosion protection. 

2.2 Tidal Energy Devices There are currently over 60 distinct technologies included in the DOE’s Energy Efficiency and Renewable Energy (EERE) hydrokinetics database. However, only a handful of these have been deployed at‐sea for extended duration. These devices are discussed in more detail in the following sections. These devices remain under active development and the specifications for these demonstrations should not be inferred to be applicable to all possible site developments. In addition to technical enhancements, site‐specific factors are likely to be incorporated into device designs. In order to simplify the comparisons between different installations, the approximate power output of each device is given at a reference speed (2.5 m/s). Not included is the Marine Current Turbines SeaFlow device, which has been superseded by the larger SeaGen project.   

 

12  

2.2.1 Clean Current – Race Rocks (Race Rocks, British Columbia) 

The Clean Current turbine is a horizontal axis rotor enclosed by a diffusing duct (figure 1). The power train is a direct drive permanent magnet generator around the open center rotor hub. A 6m diameter prototype unit has been intermittently operated at Race Rocks, British Columbia in cooperation with Pearson College. This prototype is secured to the 

seabed by a rigid, penetrating monopile. A larger commercial prototype planned for installation in the Bay of Fundy will utilize a gravity foundation. Environmental studies associated with this project have focused on disturbances associated with device installation (e.g., seabed disturbance associated with foundation and cabling, noise from drilling). This information is not in the public domain. Clean Current is based in Canada.   

 

2.2.2 Hammerfest‐Strom – Tidal Stream Turbine (Hammerfest, Norway) 

The Hammerfest‐Strom Tidal Stream Turbine is a three‐bladed horizontal axis rotor with pitch control (figure 2). The alignment of the rotor to the flow is fixed (no yaw control), but the rotor pitch is changed by 180 degrees during slack water to accommodate bi‐directional tidal flows. The device was installed in 2003 at 50m depth in Kvalsundet, Norway off Hammerfest and has been operational since 2003. Virtually no information regarding this project (device specifications or environmental monitoring) is in the public domain. Hammerfest‐Strom is based in the United Kingdom.   

 

13  

2.2.3 Marine Current Turbines – SeaGen (Stranford Lough, Northern Ireland) 

The Marine Current Turbines SeaGen is a two‐bladed horizontal axis rotor with pitch control (figure 3.). The alignment of the rotor to the flow is fixed (no yaw control), but the rotor pitch is changed by 180 degrees during slack water to accommodate bi‐directional tidal flows. The power train is a variable speed gearbox coupled to an induction generator. 

Each device consists of two rotors connected to a monopile foundation by a wing‐shaped cross‐beam. The monopile is surface piercing and the above‐water structure houses power electronics and an integrated lift mechanism to raise the rotors out of the water for routine inspection and maintenance. For the Strangford Lough project, the monopile is secured to the seabed by a pin‐piled quadrapod. Specifications for the device deployed in Strangford Lough are given in Table 1. Per the requirements of its operating permit, Marine Current Turbines and its partners are carrying out extensive environmental monitoring of the project, including its acoustic footprint and effects on marine mammals. Some of the information being collected is proprietary to Marine Current Turbines, but some is also in the public domain. Marine Current Turbines is based in the UK.   

 Table 1. Marine Current Turbines device specifications (Strangford Lough demonstration). Courtesy of Marine Current Turbines. Specification  ValueRotors per foundation  2Rotor diameter  16mRotor swept area (rotor area x rotors per foundation) 

402m2

Water‐to‐wire efficiency  50%Cut‐in speed  0.7 m/sApproximate power output at 2.5 m/s  1600 kWMaximum operating rotation rate  14.3 RPMHub height (relative to the surface)  11mHydraulic fluids or lubricants  110 L (gearbox lubricant)Total device weight  900 tonnes (in air)Footprint on seabed (direct contact area) 3 m2

Estimated maintenance interval  24 monthsComponent design life  20+ years

  

 

14  

2.2.4 Ocean Renewable Power Company – OCGen TGU (Eastport, Maine) 

The Ocean Renewable Power Company (ORPC) OCGen Turbine Generator Unit (TGU) is a cross‐flow turbine (Figure 4). Power generation is accomplished by a variable speed, direct drive generator. ORPC’s 250kw TidGen device consists of a single TGU anchored to the seabed by a gravity support frame (Figure 5).  ORPC is also developing a larger OCGen module in which individual TGUs are attached together and float in the water column secured to the seafloor by mooring cables.  Specifications for the TIdGen device are given in Table 2.  

   

 

15  

Table 2. ORPC device specifications. Courtesy of Ocean Renewable Power Company. Specification  ValueRotors per foundation  4Rotor length  5.6mRotor diameter  2.6mRotor swept area (rotor area x rotors per foundation) 

58m2

Water‐to‐wire efficiency  30%Cut‐in speed  1 m/sApproximate power output at 2.5 m/s  140 kWMaximum operating rotation rate  40 RPM (at 3 m/s)Hub height (relative to the seabed)  10mHydraulic fluids or lubricants  0 L (3 oz of bearing grease)Total device weight (including foundation) 60 tonnes (in air)Footprint on seabed (direct contact area) 11 m2

Estimated maintenance interval  12 monthsComponent design life  15 years

2.2.5 OpenHydro – Fundy Demonstration (Minas Passage, Nova Scotia) 

The OpenHydro turbine is a high solidity horizontal axis rotor with symmetric, fixed pitch blades. The alignment of the rotor to the flow is fixed (no yaw control). Power generation is accomplished by a variable speed, direct drive permanent magnet generator incorporated into the enclosing shroud. The center section of the rotor is open. The turbine is secured to the seabed by a tripod gravity base. Specifications for the 10m (1 MW peak power) device recently deployed in the Bay of Fundy (figure 6) are given in Table 3. Environmental monitoring of this device is being conducted as an independent activity by the Fundy Ocean Research Centre for Energy (FORCE), a non‐profit institute that owns and operates a facility where tidal turbines are tested and demonstrated. OpenHydro also operates a grid‐connected test facility at the European Marine Energy Centre (EMEC) in Orkney, Scotland where it tests its turbine technology at 6m (250kW) scale. OpenHydro is based in Ireland.

 

 

 

16  

Table 3. OpenHydro device specifications (Bay of Fundy demonstration). Courtesy of Open Hydro Group. Specification  ValueRotors per foundation  1Rotor diameter  10mRotor swept area (rotor area x rotors per foundation) 

78m2

Cut‐in speed  0.7 m/sApproximate power output at 2.5 m/s  200 kWMaximum operating rotation rate  12 RPMHub height (relative to the seabed)  10mHydraulic fluids or lubricants  0 LTotal device weight (including foundation) 360 tonnes (in air)Footprint on seabed (direct contact area) 10 m2

Planned installation period  2 years (Fundy Demonstration specific) Component design life  25 years

2.2.6 Verdant Power – RITE (East River, New York)  The Verdant Power Kinetic Hydropower System (KHPS) is a three‐bladed horizontal axis rotor that passively yaws to keep the rotor aligned with the mean flow direction on ebb and flood (figure 7). For the Roosevelt Island Tidal Experiment (RITE), six turbines were supported by monopile foundations (streamlined pylons) and drilled into the seabed. For economic reasons, and depending on water depth and seabed composition, future deployments will likely be anchored by gravity foundations; either in a single or triframe (three turbines per foundation) configuration. The six turbine array installed for the RITE project is the only demonstration of a tidal turbine array in the world. Specifications for the RITE devices (Gen4) are given in Table 4, as well as specifications for the next generation (Gen5) machines, which are undergoing final design. The Gen5 machines will be installed as part of the next phase of the RITE project (30 KHPS for 1 MW rated capacity; estimated 

in 2012). The RITE project included extensive environmental monitoring such as the use of hydroacoustic arrays to monitor fish presence, abundance and interaction with the KHPS turbines. Data from this monitoring effort is presented in regulatory documents filed for the next phase of the RITE project (available at www.theriteproject.com). Verdant Power is based in the United States.    

 

 

17  

Table 4. Verdant Power KHPS device specifications. Courtesy of Verdant Power. Specification  Gen4 RITE ( 2006‐2008) Gen5 >2009 Rotors per foundation  1 3Rotor diameter  5m 5mRotor swept area (rotor area x rotors per foundation) 

20m2 60 m2 

Water‐to‐wire efficiency  35% 35%Cut‐in speed  0.8 m/s 1 m/s Approximate power output at 2.5 m/s  56kW 168kW Maximum operating rotation rate  35 RPM 40 RPM Hub height (relative to the seabed)  5m 5‐8m Hydraulic fluids or lubricants  ~30 L (gearbox lubricant –

contained within nacelle) ~30 L (each KHPS, gearbox lubricant – contained within nacelle) 

Total device weight  ~7 tons (KHPS only, in air)  ~5 tons (each KHPS only, in air) 

Footprint on seabed (direct contact area) 0.3 m2 12 m2  Estimated maintenance interval  Not applicable (prototype) 3‐5 years Component design life  Not applicable (prototype) 20 years 

2.3 Alternative Approaches In addition to tidal barrages, there are a number of alternative approaches proposed for extracting kinetic power from tidal currents. These are included for completeness, but are further from commercial application than the horizontal and cross‐flow turbines described above. 

2.3.1 Tidal Lagoons 

Tidal lagoons operate on a similar approach to barrages, temporarily impounding water to generate power from the hydrostatic head. However, rather than blocking the mouth of an estuary with a dam, tidal lagoons are self‐contained enclosures. This has the potential to reduce the environmental impacts and improve project economics relative to barrages.  Tidal Electric, a joint U.K. and U.S. company, is currently developing tidal lagoon technology.  

2.3.2 Oscillating Hydrofoil 

Similar to an airplane wing but in water; yaw control systems adjust the angle of an oscillating hydrofoil relative to the water stream, creating lift and drag forces that cause device oscillation. Mechanical energy from this oscillation feeds into a power conversion system.      The Stingray, developed by Engineering Business, Ltd., consists of a hydroplane with an attack angle correctly positioned relative to the approaching water stream. The flow of the current causes the supporting arm to oscillate, which in turn forces hydraulic cylinders to extend and retract. This produces high pressure oil that is used to drive a generator. Development of this device was discontinued following a field test. 

 

18  

2.3.3 Magnetohydrodynamic Conversion 

Magnetohydrodynamic conversion is based on the direct interaction between a magnetic, electric and fluid flow field. When a conductive fluid moves through a magnetic field, electrical power is generated directly, inside the fluid volume. For marine applications, the sea water itself is the conductive fluid. The main advantage of this type of conversion is the absence of moving mechanical (drive‐train) components.  The Tide Current Converter, under development by Neptune Systems, is a type of magnetohydrodynamic convertor. A static antenna‐like structure generates the magnetic fields and at the same time taps the electrical power from the fluid current. The configuration resembles a dynamo, the sea water being the rotor and the antenna the stator. 

2.3.4 Vortex Induced Vibrations Conversion 

Vortex induced vibrations (VIV) results from vortices forming and shedding on the downstream side of a bluff body in a current. Vortex shedding alternates from one side to the other, thereby creating a vibration or oscillation. The VIV phenomenon is non‐linear, which means it can produce useful energy at high efficiency over a wide range of current speeds and directions.  The VIVACE (Vortex Induced Vibrations Aquatic Clean Energy) is being developed by Vortex Hydro Energy to harness this energy. 

3.0 TIDAL POWER SITING   While each tidal energy site is unique, there are a number of common features that will affect deployment. New approaches to power extraction and device anchoring may expand the range of operationally feasible sites.  Because the tidal current boundary layer adjacent to the seabed is less energetic than surrounding current, devices should be positioned far enough above the seabed to avoid this layer. While the boundary layer profile is site dependent, generally the device should be placed above the bottom quarter of the water column. Deployment depths for pile‐anchored foundations are currently limited by economic considerations to 50 m (164 ft) water depth. Gravity‐anchored foundations, in theory, have no maximum deployment depth but, to date, device developers have not recommended deployments deeper than 80 m (263 ft). The shallowest sites that have been considered are approximately 10 m (33 ft) in depth, which can accommodate turbines up to 5 m (16 ft) in diameter. Shallower sites simplify installation and maintenance activities, but increase the risk of biological fouling of the device due to proximity to the photic zone and interaction with vessel traffic. Devices deployed in areas used for commercial shipping, should include clearance distances of 15 to 25 m (49‐82 ft).  The tidal current speed that will support economically viable development depends on site and device‐specific characteristics, but generally current velocities should be greater than 

 

19  

2.5 m/s (5 knots) on ebb and flood. Devices generally begin to generate power around 1 m/s (2 knots), but because kinetic power depends on the cube of velocity, most power generation occurs closer to peak currents. While faster currents are desirable, high speed flows in very narrow channels (e.g., < 100m width) are often accompanied by high levels of turbulence. Wind energy analogues indicate that power production will decrease under strongly turbulent conditions and device lifetimes will be shortened by increased fatigue. The best tidal power generation occurs in channels that are relatively narrow and shallow. Because of irregularities in topography and bathymetry, the high speed flows tend to be localized with significant spatial variability (e.g., 0.5 km). This is in sharp contrast to wave or wind energy, in which energetic resources occur over a broad geographic extent.  Commercial Arrays. To date, most tidal energy installations have been single devices, used to prove the technical readiness and assess environmental effects of a particular design concept. The sole exception is Verdant Power’s RITE project in New York City’s East River, which involved an array of 6 devices arranged in three rows of two. Without experimental data, optimum array layouts at commercial scale are speculative and derived primarily from wind energy analogues. As a consequence of kinetic power extraction, a low speed wake will occur downstream of each device. At some distance downstream of the device the wake will mix back into the flow; that distance depends on the rotor size, device efficiency, and background turbulence. A tidal energy device deployed directly in the wake of another device will suffer significant performance loss and, consequently, wake persistence is a driving factor in device spacing for commercial arrays. Downstream device spacing of 5‐10 rotor diameters has been suggested as the minimum required to prevent wake interactions. The minimum lateral spacing is shorter, perhaps as little as half a rotor diameter. It is theoretically possible to reduce the downstream spacing by staggering successive rows of devices but this has not been demonstrated in the field for either wind turbines or tidal turbines.  Commercial feasibility studies (e.g., Polagye and Previsic 2009) have proposed array layouts consisting of regular rows of turbines with uniform lateral and longitudinal spacing. Devices are assumed to be spread across a channel to the extent allowed by the tidal current resource, bathymetry, rotor diameter, and allowances for navigation. From a resource extraction standpoint, arrangements that maximize the blockage ratio of an array (the ratio of device swept area to channel cross‐sectional area) are desirable, as high blockage ratios enhance turbine performance (Garrett and Cummins 2007). However, this arrangement may not be desirable from the standpoint of environmental risk due to both a greater risk of direct interaction and a heightened wake mixing power losses. Conversely, isolating clusters of turbines in particular areas of a tidal channel may be desirable environmentally, but, at commercial scale, would reduce the power generation potential as high speed flows are diverted around the cluster. Similarly, increasing the lateral and longitudinal separation between devices could reduce environmental risks, but result in inefficient utilization of areas with strong currents.  Without further studies to understand these environmental and performance trade‐offs, these issues cannot be definitely resolved and are presented here as examples of the challenges associated with commercial array siting. 

 

20  

4.0 PROPOSED TIDAL POWER SITES: CASE STUDIES   There are currently a number of proposed tidal energy projects along the U.S. coast. Most projects are pursuing pilot licenses from FERC that allow a site developer to test a limited installation over a period of approximately five years to gain operational knowledge about the technology and environment. Commercial tidal energy development depends largely on the ability of these pilot projects to demonstrate the technical, economic, and environmental readiness of hydrokinetic tidal energy. Pilot projects have been slow to enter the water due to a combination of financing difficulties, an uncertain regulatory process, and both real and perceived environmental risks (Bedard 2008).    While tidal energy is highly predictable it is not uniformly distributed through marine waters (figure 8). Average kinetic power density of 1 kW/m2 is the threshold for economic viability (Bedard et al. 2006). This corresponds to tidal currents with peak velocities of around 3m/s (6 knots). Kinetic power density varies with the cube of current velocity; small changes in velocity can greatly alter power density. Sites with currents of this strength are restricted to areas of the globe where the tidal exchange for a large estuary is constrained by topography (relatively narrow channel) and/or bathymetry (relatively shallow channel). In the U.S., such sites exist in several areas in Alaska, Maine, New York, San Francisco and Washington’s Puget Sound. If tidal energy conversion device technology becomes economical at power densities less than 1 kW/m2, then the available resource in the lower 48 states could be much greater (Bedard et al. 2006). Other areas with significant tidal power potential around the globe include the Bay of Fundy, the west coast of Canada, east coast of Ireland, the western and northern coasts of Scotland, the Strait of Gibraltar, the Bosphorous, areas in the Pacific Islands, Korea, Philippines, Indonesia, Southeast Asia, New Zealand, and Australia.   

 

21  

  Figure 8. U.S. sites with significant tidal current velocity.    There are several other important siting considerations in addition to the strength of tidal currents. If strong currents are accompanied by high levels of turbulence or large‐scale eddies, a site may not be suitable for development. The available space to deploy tidal turbines determines the technically recoverable resource. Water depth, seabed slope, and seabed composition drive foundation cost and technology choices. Existing ocean uses may be compatible with tidal energy development or may create conflicts. Another factor is proximity to population centers to reduce the cost of long‐distance transmission.    The Workshop Steering Committee selected three pilot projects in the U.S. nearing or just having completed license applications to illustrate technology potential, stages of project development, and the environmental effects of development of these sites. While the following projects are all at the pilot or demonstration scale, these sites have sufficient resource potential to support large‐scale development.    Admiralty Inlet, Washington: Snohomish Public Utility District (SnoPUD) #1 is 

partnering with OpenHydro (Ireland) on a pilot project (5‐10 years) and the U.S. Navy is partnering with Verdant Power (U.S.) on a demonstration project (1 year). 

Cobscook Bay near Eastport, Maine: Ocean Renewable Power Company (ORPC, Maine) is continuing to develop their technology after first deploying a demonstration turbine in 2007. 

Cook Inlet, Alaska: ORPC is working to adapt its technology to the Alaskan environment. 

 

 

22  

Project developers in Washington, Maine, and Alaska are seeking FERC pilot licenses for the duration of 5‐10 years. At the end of the pilot license, companies are required to either remove the installation or apply for a conventional 30 – 50 year hydropower license using one of three FERC licensing procedures.  

4.1 West Coast—Case Study: Admiralty Inlet, Puget Sound, WA   At locations in Admiralty Inlet in Puget Sound, there are two distinct efforts to test and develop tidal energy. One project is proposed by Public Utility District #1 of Snohomish County (SnoPUD), using OpenHydro devices. A second project is lead by Navy Region Northwest, using Verdant Power devices. There are several other potential tidal energy sites in Puget Sound (e.g., Tacoma Narrows2) that are not under active development.  

4.1.1 Setting   Puget Sound is a large fjord‐like estuary, encompassing the second largest watershed area in the U.S. From the Canadian border south to Olympia and west to the Pacific Ocean, the Puget Sound basin comprises 7,252 square kilometers (2,800 mi2) of inland marine waters and 4,023 km (2,500 mi) of shoreline. Puget Sound is approximately 160 km (100 mi) long with average depths of 62 m (205 ft) and maximum depths of 280 m (930 ft). Puget Sound’s north‐south configuration is largely a legacy of the Vashon glaciations (15,000‐20,000 BP). Meltwater flowing southward beneath the ice is believed to have scoured the major troughs that define Puget Sound today (Burns 1985).  Puget Sound is connected to the Pacific Ocean through the Strait of Juan de Fuca to the west and the Strait of Georgia and Johnstone Strait in British Columbia, Canada to the north. Together these water bodies are known as the Salish Sea in recognition of Native American inhabitants of the area. The majority of Puget Sound’s marine water enters the Sound through Admiralty Inlet. This inlet is constricted by topography (Point Wilson and Admiralty Head) and vertically constricted by a shallow sill making it an area of swift tidal currents (>3 m/s).   A number of major river systems bring freshwater into Puget Sound to make the Sound one of the most productive estuaries in the country, which in turn has supported the development of one of the largest shipping ports in the country, a robust tourism and recreation industry, a substantial fishing industry, and major military installations. Four and a half million people live in the Puget Sound region. The majority of inhabitants live in major cities on the eastern shore between Bellingham and Olympia with Seattle and Tacoma boasting the largest populations.   Puget Sound supports abundant natural resources, making timber harvest, fishing, and shellfish harvest important regional industries. Puget Sound is also home to five species of Pacific salmon, many populations of which are listed as threatened or endangered under the Endangered Species Act, as well as the endangered Southern Resident Killer Whales. A 

                                                        2 This site was evaluated by EPRI as part of their North American tidal power study (Polagye et al. 2006a).  

 

23  

variety of habitat types (kelp forests, eelgrass beds, mudflats, marshes, and coastal embayments) host rich plant and animal diversity including over 200 species of marine fishes and a variety of species of porpoises and pinnipeds.  

4.1.2 Site Development   In early 2007, SnoPUD received preliminary permits from the FERC to study seven locations in and around Puget Sound for tidal energy development. The seven sites combined could provide up to 100 average‐megawatts (MW) of energy – or enough power for about 70,000 residences. Following a screening process, SnoPUD narrowed its focus to two sites: Deception Pass and Admiralty Inlet. Only Admiralty Inlet is under active development.   In April 2009, SnoPUD selected OpenHydro, an Irish tidal turbine developer, to design, build and install up to two hydrokinetic turbines at a project site in northern Admiralty Inlet, west of Whidbey Island (figure 9). In December 2009, SnoPUD submitted a draft license application to the FERC to install one or two tidal power generation turbines off Admiralty Head. A 10‐meter diameter OpenHydro design is proposed for deployment in >60 meters of water on the cobble seabed in late 2011 or early 2012. This water depth will avoid interactions with shipping traffic and may help to limit environmental impacts. At peak performance, each unit is expected to produce about 600 kilowatts of electricity, enough to power about 500 homes. State law now requires the utility to meet 15% of its load with renewable resources (not including additional traditional hydropower) by 2020.   Since 2007, SnoPUD and its contractors have carried out a number of studies to characterize the physical and biological environment in the project area. Owing to the intense tidal currents in the area, preexisting data are limited. Characterization studies have included:  Tidal currents (Acoustic Doppler Current Profilers)  Ambient noise (recording hydrophones)  Aquatic species abundance (vessel‐based hydroacoustic surveys)  Marine mammal surveys (focusing on the endangered Southern Resident Killer 

Whales, but also including seal, sea lion, and porpoise populations)  High resolution bathymetric surveys (including ROV surveys of the seabed)  Water quality measurements 

These studies suggest significant spatial and temporal variations in the physical and biological environment at the proposed development site.  Navy Region Northwest was directed by Congress to carry out research and development activities in tidal power in Puget Sound. A one‐year demonstration project is planned at a site further south in Admiralty Inlet off Marrowstone Island (figure 9) using Verdant Power turbines. As with the SnoPUD project, deployment of three turbines could take place in late 2011 or early 2012. Each turbine would generate 40 kW of electricity at rated capacity and supply power to one building and the lights in a parking lot at the Navy’s magazine on nearby Indian Island. Although the Navy is not required to obtain a pilot demonstration license from the FERC, the Navy’s environmental planning process follows internal 

 

24  

guidelines and the National Environmental Policy Act (NEPA) that require compliance with applicable federal and state statutes. Consequently, the permitting process and time lines are very similar to the SnoPUD project.     

  Figure 9. Sites of Puget Sound pilot tidal projects.  

4.2 East Coast—Case Study: Cobscook Bay, Gulf of Maine, ME  Cobscook Bay empties into the Bay of Fundy, home to the world’s largest tidal range. Exploration of tidal power in the Bay of Fundy to date has historically focused on the construction of tidal barrages. Currently the Annapolis Royal Generating Station generates electricity (10 MW rating) from a tidal barrage on the Annapolis River at Annapolis Royal in Nova Scotia.   In the 1930s, Cobscook Bay was part of the aborted Quoddy Project that proposed impounding Cobscook Bay and part of Passamaquoddy Bay with a series of dams and control structures to exploit the resulting water level difference to generate electrical power. The electric turbines for power generation would have been located at the isthmus on Moose Island, Eastport, with the water passing between Passamaquoddy Bay and Cobscook Bay, with the "used" generating water released from impoundment at low tide.   Starting in 2007, Ocean Renewable Power Company has pursued development of a tidal power generation installation in Cobscook Bay near Eastport.  

4.2.1 Setting   Cobscook Bay, Maine is a highly productive, high energy estuary located at the U.S.‐Canadian border in the Quoddy region (i.e., the mouth of the Bay of Fundy). It is considered 

 

25  

part of the Bay of Fundy, home to the most extreme tides in the world. The Bay is characterized as a shallow 104 square kilometer (40 mi2) estuary with a narrow opening to the sea and 322 kilometers (200 mi) of rugged, rocky convoluted shoreline. Twice daily tides average 7 m (24 ft). The average water depth is 10 m (33 ft) with the deepest point 45 m (147 ft). One‐third of the area of the Bay is exposed to air during low tides and sunlight reaches the bottom throughout most of the Bay. Cobscook Bay and Western Passage, which are on either side of Eastport, are considered to be the best tidal energy resources on the east coast of the U.S. (Previsic et al. 2006) with peak tidal velocity at 3 m/s (6 knots).  Approximately 40,000 inhabitants live in the Cobscook Bay area. Eastport is the largest city and also the easternmost city in the U.S. Many inhabitants are dependent on fishing, marine transportation, marine tourism, or other marine‐based jobs. The Bay has been spared the degradation caused by heavy development in most other eastern seaboard estuaries and the Bay is central to Maine’s multi‐million dollar finfish aquaculture industry.   Cobscook Bay is known for its extraordinarily high productivity and species richness. The Bay is home to a variety of avian species including bald eagles, migratory shorebirds, and waterfowl. Natural resources of the area include fisheries, lumber, and aquaculture; . commercially important shellfish include sea scallops, sea urchins, lobster, and soft‐shelled clams. The area is also frequently used by endangered right whales.  

4.2.2 Site Development   Ocean Renewable Power Company (ORPC) in partnership with the University of Maine has developed and is testing a tidal generating device in Cobscook Bay near Eastport, ME (figure 10). A prototype was first deployed in 2007 and another is expected to be deployed in March 2010 with a capacity of 60kW. The March deployment will be positioned in 11 m (36 ft) of water from a moored barge. ORPC still lacks the necessary FERC permit to connect to the grid, so power generated at the site will be stored in batteries aboard the barge that will then be used to power a local Coast Guard station. Following FERC approval, ORPC plans to develop a commercial‐scale TidGen Power System in Cobscook Bay with a capacity of 5MW, which would be sufficient to power the entire Eastport area.  Several studies have been conducted or are underway to assess the environment at the project site, including:   Baseline tidal velocity profiles within deployment area (ACDP) (ongoing in Western 

Passage and Cobscook Bay)  Baseline marine geophysical study (completed in Nov 2009)  Thermal monitoring (ongoing during Beta project Mar–Sept 2010   Pre‐deployment seasonal stationary hydroacoustic fish surveys (down‐looking and 

side scan) and netting surveys (ongoing)  Whale, diving bird, and marine mammal ongoing observations and recordings as 

well as acoustic surveys (during Beta project Mar–Sept 2010)   Baseline ambient noise surveys (recording hydrophones) 

 

 

26  

   

4.3 Alaska—Case Study: Cook Inlet, AK  Undeniably rich in natural resources, Alaska is home to the majority of the U.S.’s estimated total tidal power (Polagye et al. 2006b; Alaska Energy Authority and REAP 2009). The Maine‐based Ocean Renewable Power Company (ORPC) is exploring several locations in Alaska where tidal power could supplement electricity generated by natural gas, traditional hydropower, and wind power.   

4.3.1 Setting   Cook Inlet is home to the highest tidal range in the United States. Cook Inlet in south‐central Alaska is a long, narrow water body stretching 290 km (180 miles) from the Gulf of Alaska in the south to Anchorage in the north where the inlet branches into the Knik Arm and the Turnagain Arm. Cook Inlet encompasses 20,720 square kilometers (8,000 mi2) and is one of the most productive ecosystems in the world. It is well‐known for its wild, natural beauty including active volcanoes and natural resources including large oil and gas deposits and abundant fisheries. There are sixteen oil and gas platforms in the Inlet and numerous oil and gas pipelines around and under the Inlet. Turnagain Arm is one of approximately 60 water bodies in the world with a tidal bore that is sometimes more than 2 m (6 ft) high and can travel at 24 kilometers per hour (15 mph) during spring tides. Turnagain Arm has the largest tidal range in the U.S. with a mean of 9.3 m (30 ft) and the fourth largest in the world. Currents regularly exceed 3 m/s (6 knots) at full tidal flow.  

 

27  

 Approximately 400,000 people (nearly two‐thirds of Alaska’s population) live within the Cook Inlet watershed, the majority in the city of Anchorage. Each year, nearly one million visitors come to the Cook Inlet. In addition to oil, natural gas, and commercial finfish species, Cook Inlet is home to Tanner, Snow and Dungeness crabs; the five species of Pacific salmon; migratory birds; sea otters; sea lions; and several species of whales including the endangered Cook Inlet beluga, humpback whale, and killer whale.  

4.3.2 Site Development   ORPC is currently seeking a FERC license to install and test power systems at a site near Fire Island just south of Anchorage, AK (figure 11). ORPC plans to install 250 kW TidGen modules offshore of Fire Island in 2011. Each TidGen Turbine consists of a single Turbine Generator Unit (TGU) with four cross‐flow turbines mounted to a permanent magnet generator on a single shaft attached to a bottom‐mounted, gravity support frame. The TGU itself is 28.7 m (91 ft) long by 4.3 m (14 ft) in diameter with its highest point 9.8 m (32 ft) above the seafloor. During 2012 and 2013, an additional four, 500 kW OCGen modules are proposed for deployment. Each OCGen module consists of two TGU’s that float in the water column and are moored to the seafloor. The OCGen modules would be placed approximately 13 m (43 ft) below the surface at mean lower low water. The full build out of the pilot project includes the installation and operation of eight turbines over the 8‐year license term.   Environmental characterization studies conducted in the project vicinity include:   Baseline tidal velocity profiles within deployment area (ACDP)  1‐D model of velocity and sediment transport  3‐D hydraulic model to assess potential effects to tidal flow velocities, elevations 

and sediment transport  Baseline marine geophysical study (multi beam bathymetry, side scan sonar, sub 

bottom profiler, magnetometer, bottom samples)  Thermal monitoring (transfer of monitoring data from Cobscook Bay site)  Pre‐deployment summer mobile hydroacoustic fish surveys (down‐looking and side 

scan) and netting surveys   Post‐deployment fish monitoring studies (using split beam hydroacoustics, and/or 

DIDSON)  Whale observations (focusing on the endangered Cook Inlet beluga) and acoustic 

surveys (EARS)   Baseline ambient noise surveys (recording hydrophones)  

 

 

28  

  Figure 11. ORPC Cook Inlet tidal energy project site.  

 

29  

5.0 ENVIRONMENTAL EFFECTS OF TIDAL POWER  Little is known about the potential environmental impacts from ocean energy devices and systems (DOE 2009). Tidal power technology is building on lessons learned from conventional hydropower and the wind industry. However, only a limited number of devices have been tested at‐sea and the industry has yet to settle on a clear preferred technology.   Research into device performance, environmental effects, and siting considerations for tidal power has been largely concentrated in the European Union. To date, most research has been industry driven and concerned with technological innovation, but recent peer‐reviewed literature has investigated strategies to assess environmental effects as well (Shields et al. 2008). There are some similarities between tidal power and more mature technologies such as offshore wind, and thus an investigation of the offshore wind environmental impact and monitoring literature (e.g., Carstensen et al. 2006; Nunneri et al. 2008) is useful to anticipate research needed for tidal power environmental effects assessment and siting.   Recent reviews of the potential impacts of tidal power technologies have been conducted (e.g., DOE 2009; Michel et al. 2007; Delvine Tarbell and Associates 2006; Wilson et al. 2007), but still most assessments are not based on in situ monitoring of environmental impacts but rather estimate potential impacts. Furthermore, uncertainties associated with scaling up the impacts from pilot to commercial scale are undocumented.  

5.1 Conceptual Approach: Stressors and Receptors  For the purpose of this workshop, the Conference Steering Committee has divided environmental effects into two groups. The first deals with "stressors", those factors that may occur as hydrokinetic tidal energy systems are installed, operated, or decommissioned. The second focuses on "receptors" or those elements of the ecosystem affected by stressors (Table 5).   Table 5. Environmental stressors and receptors associated with tidal energy development.  

Stressors  Receptors

Presence of devices: static effects  Physical environment: near‐field Presence of devices: dynamic effects Physical environment: far‐field Chemical effects  HabitatAcoustic effects  Fish: migratoryElectromagnetic effects  Fish: residentEnergy removal  Marine mammals and seabirds Cumulative effects  Ecosystem interactions 

 

 

30  

5.2 Foreseeable Effects  Foreseeable environmental effects of tidal power generation are similar in many ways to those of offshore wind power generation. Because tidal power generation occurs underwater as opposed to above the surface, key differences between tidal and wind power generation may be that tidal power generation poses less of a threat to seabirds, but more to underwater organisms.   Available assessments have identified a number of potential adverse environmental impacts from tidal energy development. Gill (2005) described a number of indirect ecological effects that would result from extensive installation of offshore renewable energy developments. These potential impacts include:   Alteration of currents and waves  Alteration of substrates and sediment transport and deposition  Alteration of habitats for benthic organisms  Noise during construction and operation  Emission of electromagnetic fields  Toxicity of paints, lubricants, and antifouling coatings  Interference with animal movements and migrations  Strike by rotor blades or other moving parts  

 Effects on biological resources could include alteration of the behavior of animals, damage and mortality to individual plants and animals, and potentially larger, longer‐term changes to plant and animal populations and communities (Gill 2005; DOE 2009).   Development of tidal energy involves technology testing, site characterization, device/array installation, device/array operation and maintenance, and device/array decommissioning. Beginning with installation, the potential or realized environmental effects associated with each stage of development are outlined in the following sections. Much of the information provided was compiled or summarized in MMS 2007, Michel 2007, Gill 2005, and DOE 2009.  

5.3 Installation Effects  Deployment of tidal power generation devices may cause significant disturbance to the local environment (Gill 2005). However, other than the actual placement of persistent structures (i.e., the device itself, device anchor, and cables) most deployment effects are likely to be temporary (months to years). The presence of persistent structures is treated under section 5.4.1. Direct deployment impacts include mortality of sessile organisms and possibly other organisms during installation. Deployment could be timed to minimize impacts to marine organisms, especially migratory fish, marine mammals, and seabirds. Likely effects of deployment include impact to resident fish (fish kills) due to noise and increased activity at the site, and habitat disturbance and destruction from installation of device platforms, anchors, and cables. Habitat impacts include direct and localized habitat 

 

31  

destruction as well as possible alteration if suspended sediments smoother neighboring habitats (Gill 2005).   Environmental effects associated with installation of components in the marine environment are likely to be similar to effects associated with offshore wind installation. In nearly all instances, installation of tidal devices requires transport of the device by boat or barge to the site, resulting in temporarily increased vessel traffic and associated noise at and around the site. In some cases helicopters may be used. Other general construction noise from use of hand tools and machinery, such as air compressors, and noise from work boats and small craft used for construction would also be expected. It is likely that devices would be assembled on land to the extent possible to minimize operations at‐sea. Minimal assembly may be required using a barge or special‐purpose vessel. Specific components to be installed depend on the particular technology, but all include a method for anchoring the device at the site and transmitting power to shore.    Installation of anchoring devices. Tidal devices are secured to the ocean floor using anchors, weighted moorings or piles, concrete anchors, or slack mooring systems. Monopiles or pin‐piled jackets could be secured to the ocean floor by either driving (i.e., vibratory hammers) or drilling and grouting. If project installation involves pile‐driving, nearby noise levels are likely to exceed threshold values for the protection of fish and marine mammals (MMS 2007). Site preparation might involve the removal of boulders or the installation of a scour protection system (i.e., boulder mounds), depending on site conditions. The area of ocean‐bottom disturbance would depend on the number of devices installed and the mooring systems employed.   Installation of subsea cables. Subsea cable installation could include both medium‐voltage cables to collect the electricity generated from the individual devices, and high‐voltage cables for transmission from subsea junction boxes to the shore. If sediment is present in the area, special cable‐laying vessels designed specifically for both transport and installation would bury cables in the seafloor 1 to 3 m (3 to 10 ft) deep, using a jet‐plow technique. This technique simultaneously lays and embeds submarine cable in one continuous trench. In scoured areas, cable will be bottom‐laid. Additional precautions would be needed if it were deemed necessary to transmit the power over rocky or seismically active areas. Where cables cross the near‐shore environment, horizontal directional drilling may be appropriate to minimize disturbances. This involves drilling a conduit from an onshore location out to an offshore location (e.g., 15 m isobaths). Directional drilling depends on the geologic conditions at the site; the total conduit length is economically limited to a few hundred meters (Polagye and Previsic 2010).  Water quality. In addition to temporary water quality impacts due to potential spills from increased boat traffic in the area, installation could increase local water turbidity from suspended sediments and mobilization of contaminants associated with those sediments (Gill 2005). However, many tidal energy sites have coarse sediments (cobble or rock) so that sediment resuspension will not occur.  

 

32  

5.4 Operational Stressors  Operation of a tidal power generation installation includes movement of turbine blades in the tidal current and the conversion of mechanical energy into electricity for transmission to shore. Normal operations would involve some regular maintenance activities. These are treated separately under section 5.5. Most tidal energy generation devices would be controlled and monitored remotely. Site monitoring would likely track conditions, reliability, structural integrity, and repair needs, as well as a suite of environmental indicators.    Underwater noise, emission of electromagnetic fields, and collision/avoidance are most frequently cited as stressors associated with operations, although the degree of impact associated with these stressors is not well understood. Other important effects even less well understood are those associated with energy removal and cumulative, ecosystem effects. Stressors due to operations are considered under several categories below. First, we consider the presence of the device in the marine environment and consider static effects and dynamic effects. Energy removal effects include system‐wide impacts of slowing tidal currents including consideration of water quality and sediment transport. Effects associated with noise, electromagnetic energy, and use of chemicals, such as paints, coatings, or lubricants, are also treated as separate sections below. Finally, consideration is given to cumulative effects.   

5.4.1 Presence of devices: static effects  Impact to habitat and benthic organisms. Device presence coupled with energy removal effects (see below) could cause changes in the habitat in the vicinity of the installation, depending on the nature of the device and proximal habitat. Device presence can directly displace benthic plants and animals or change their habitats by altering flow, wave structure, water quality, or substrate composition. Resulting plant and animal population changes (declines in some, increases in others) would be expected (DOE 2009). Tidal energy generation structures would supplant existing habitats possibly adding to the amount of hard‐bottom habitat available to benthic algae, invertebrates, and fish. This substrate change could attract a rocky reef community of fish and invertebrates not previously present at the site, which could either increase biodiversity at the site or enable the introduction of invasive species.   Changes in water velocities will impact sediment transport, erosion, and deposition, which may have a more long‐lasting effect on benthic habitats than installation impacts (DOE 2009). Increased turbidity or sediment deposition may negatively affect seagrass beds located in shallow water in the vicinity of the tidal installation by smothering plants or decreasing growth rates. For devices that are moored to the seabed with slack lines, movement of mooring cables (or sweeping) may cause increased turbidity and cause persistent habitat alteration or destruction.   The presence of tidal generating devices on the seabed may provide benefits to some marine species and habitats, most immediately by limiting access and fishing at the site. 

 

33  

Studies of marine reserves or protected areas have found greater total species richness and biomass of benthic communities in reserves compared with fished sites (Blyth et al. 2004). Species benefiting from this protection depend on reserve size; larger areas are required to positively impact long‐lived, late‐maturing, or migratory fish species (DOE 2009). However, as with marine reserves, fishing activity may increase directly outside the boundary of the energy installation.    Animal movement/migration. Placement of new tidal energy generation structures in the water, especially at the scale required for commercial operations, would likely interfere to some degree with animal movements and migrations. Presence of devices may cause avoidance by some organisms and attraction by others. For example, device structures in the pelagic environment may act as fish aggregation/attraction devices (DOE 2009), which may in turn increase predation on aggregated species. Sea turtles are also known to be attracted to floating objects (Arenas and Hall 1992). If artificial light is used at the site, illumination at night may also attract marine animals. Most tidal power turbines are gravity mounted to the seabed or secured on pilings, but for those moored to the seabed, mooring lines could pose a threat of entanglement for some animals, especially larger whales (DOE 2009; Boehlert et al. 2008; Michel et al. 2007). Diving birds may also be harmed by underwater components of the devices. Migrating animals (e.g., anadromous fish, Dungeness crabs, sea turtles, marine mammals, birds) could be impacted negatively if the installation is placed in the migration path (DOE 2009). Tidal energy devices with above water structures could entice seabirds to use the structures as temporary roosts. Collision of seabirds with structures at night (especially if lighted) or in storms is another possible impact (Boehlert et al. 2008).  Ultimately, whether tidal energy installations will enhance populations of marine organisms (e.g., through the reef effect), have no effect (e.g., because animals simply will be drawn from neighboring areas), or have negative effects (e.g., by facilitating harvest by predators or fishermen) will require long‐term monitoring to determine.  

5.4.2 Presence of devices: dynamic effects 

Dynamic effects of device presence include strike, impingement, or entrainment of animals as a result of moving turbine blades. A variety of marine species use acoustic, magnetic, chemical, and hydrodynamic cues for navigation or communication. An operational tidal power generation installation could have negative impacts on some or all of these mechanisms that in turn could impact local movements or long‐distance migrations of these animals. Electromagnetic effects and noise are treated in sections 5.4.5 and 5.4.6, respectively. Possible dynamic effects of device presence on benthic habitat including “sweeping” by mooring lines and changes in sediment transport, erosion, and deposition are covered in section 5.4.1.   Strike. The presence of rigid, moving structures, and possible cavitation near blades from the sudden water pressure change from front to back of the blade could result in animal strikes or mortality. Although collisions are possible with any of the hard surfaces or cables associated with the device, collision with the turbine rotors is the most intuitive risk to 

 

34  

marine vertebrates (Wilson et al. 2007). Strike mortality is a product of the strike probability and force. Force is proportional to turbine velocity. Different turbine designs offer different potential for strike mortality. For example, the speed of a vertical axis turbine rotor is equal along the blade while the speed of a horizontal axis turbine rotor is faster towards the blade tip (DOE 2009). Although there is no direct evidence of marine animals’ ability to avoid spinning tidal turbine rotors, Wilson et al. (2007) suggest that marine mammals and fish may see or hear the device and either avoid the area or take evasive action at close range.   When compared with rates of fish strike in conventional hydro dams, it is expected that the likelihood of strike is far less for un‐ducted tidal turbines than for conventional hydropower turbines, because animals have little opportunity to avoid conventional hydro turbines and the rotational speed is much greater than that of tidal turbines. Exposure to conventional hydro turbines is a single, high‐probability event while exposure to turbines in a tidal energy array has a low likelihood but could be repeated for different devices within the array (DOE 2009). Turbine strike can also be compared to those of ship propellers, although generally ship propellers move much more quickly (greater power density) and, unlike tidal turbines, ship hulls generate a suction that can pull animals towards the ship and increase the likelihood of a strike (Fraenkel 2006).    Entrainment. Indirectly, the extraction of tidal energy would affect circulation patterns that convey larval fish and invertebrates to preferred habitats. Movement of animals with planktonic life stages could be impacted by reduced water velocities, which would impact recruitment of some species. Therefore, there is a risk of negatively affecting the ecosystem that relies on the movement provided by the flood and ebb tides. The optimum location of a tidal power plant consisting of a number of turbines in parallel and/or serial mode to maximize energy extraction is at a narrow channel. Unfortunately this likely is also a location where most juveniles are carried through by passive transport. Within a narrow tidal channel, flow speed is very high and cross‐sectional flow area is relatively limited. Therefore, concerns related to fish entrainment and impingement are highest during the migration, particularly for small juvenile fishes that cannot effectively escape impingement and entrainment caused by strong ambient currents and vortex shedding due to rotating turbines (DOE 2009).  

5.4.3 Energy removal effects  Removal of hydrokinetic energy from tidal currents will reduce water velocities in both the immediate vicinity due to the wake  and on a regional level due to the additional drag (Bryden et al. 2004). Current velocities, tidal amplitude, and water exchange will be reduced in proportion to the scale of the tidal array. While it is unlikely that far‐field energy removal effects will be measurable from pilot or demonstration scale projects, estimates for commercial‐scale arrays are needed. In some cases, analytical approaches (e.g., Garrett and Cummins 2008) may be sufficient, but for large, topography complex sites, numerical modeling is generally required. Previous studies performed and reported in 1974 indicate that a honeycomb of turbines producing 1,000 MW of continuous power from the Florida Current would extract about 4% of its total kinetic energy (25,000 MW) (von Arx et al. 

 

35  

1974). In the Bay of Fundy, Karsten et al. (2008) estimate that extracting the maximum of 7 gigawatts (GW) of power from the Minas Passage with hydrokinetic tidal turbines could result in large changes in the tides of the Minas Basin (greater than 30 percent). Extracting 4 GW of power is predicted to cause less than a 10 percent change in tidal amplitudes, and 2.5 GW could be extracted with less than a 5 percent change. Changes to currents and tidal range could affect temperature of the water, behavior of aquatic organisms, animal population dynamics, interactions with estuaries, inlets, bays, and other near shore waters, water quality, sediment transportation, erosion, and deposition (MMS 2007).   Water quality. If tidal energy is developed in semi‐enclosed bays or estuaries, there is a risk of reduced water circulation that could create or exacerbate existing water quality concerns, including accumulation of effluent, eutrophication, and hypoxia. Installation of a small number of tidal turbines for a pilot or demonstration project will almost certainly not create measureable changes in water quality; however, estimates of changes in water circulation that might occur as commercial sized arrays are developed might paint a different picture. In addition, many of the water quality issues that could be caused by the removal of energy from large arrays of tidal devices are likely to be cumulative, manifesting over long periods of time.   Specific outcomes of tidal energy removal could include changes in stratification in the water column, affecting sea surface temperature, and in turn affecting seasonally influenced biological processes such as phytoplankton growth. Changes to phytoplankton biomass and seasonal patterns of growth and species composition could ensue, causing reverberations throughout the marine food web.   Nearshore habitats. Installation of tidal turbines in coastal waters could affect tidal heights by small amounts. While not large in relation to total tidal range, these small changes could have a profound effect on nearshore habitats. For example, tide flats can be enormously important to the productivity of an estuary; the low relief of these areas could be altered by a small change in tidal height. Similarly, changes in the tidal height of only a few mm to cm could change the strength and timing of the estuarine plume from rivers and streams, further altering nearshore habitats.   Sediment transport, erosion, and deposition. The placement of tidal power facilities such as pilings, turbines, and electrical conduits will change the velocity field immediately around the structures. Slower currents will increase sediment deposition but decrease sediment transport. These changes may cause altered bottom substrates in locations downstream of the tidal energy installation. Substrate changes and resulting habitat changes could cause moderate, localized changes to plant and animal communities (DOE 2009). During operation, the formation of eddies in the wake of tidal devices may promote the deposition of sediment, while accelerating velocity around the structures may promote sediment scour, resulting in significant changes in sediment that may disrupt the benthic community. Scouring can also be expected to occur on a larger scale, in the areas between multiple tidal devices. Substrate changes and resulting habitat changes could cause moderate, localized changes to plant and animal communities (DOE 2009) (see also section 5.4.1).  

 

36  

 Like water quality effects, change in sediment transport is most likely to be measureable over long periods of time, distant from devices (Neill et al. 2009). Increased sedimentation has the potential to increase the accumulation of sediment toxins, especially near discharge locations, storm drains, and other point sources.  

5.4.4 Chemicals and toxic contamination  Depending on the tidal energy technology, several types of hazardous materials could be present. These primarily include hydraulic fluids for hydraulic power trains, dielectric fluids, anti‐biofouling paints and coatings, and lubricants. Chronic release of these chemicals could cause minor avoidance behavior from animals, but over the long term could result in toxicity and bioaccumulation of toxins including heavy metals. Larger releases due to an accident or spill during maintenance could cause larger behavioral or toxicity impacts. Section 5..7 provides further discussion of possible environmental effects of accidents.   Most of the tidal energy structures will be submerged in saltwater where biofouling (growth of marine organisms) could occur rapidly. To protect the device support structure from corrosion or rotors from decreased mechanical performance, most components would be treated with antifouling coatings. Some energy technology developers propose to use copper‐based antifouling coatings similar to those used as bottom paint on recreational boats. Copper‐based antifouling paints must be renewed approximately each year. Alternative, non‐toxic antifouling paints and materials are being developed that may provide an effective replacement with a low‐friction surface that discourages adherence by fouling organisms. Physical removal of surface fouling may be accomplished by high‐pressure water jets once a device is recovered to the surface or transported to shore.   At soft‐bottom sites, toxic materials used to maintain or repair the tidal generation structure could contribute toxins to localized sediments. Toxins may also leach into the water column where low concentrations may not be directly lethal, but could cause sublethal effects on sensory systems, growth, and behavior of animals, and may bioaccumulate in the marine food web (DOE 2009; Boehlert et al. 2008).   The materials needed to provide corrosion protection are a possible source of toxic metals. Lubricants and paints are possible sources of toxic organics; however, it is important to note that many tidal energy devices use water‐based lubricants. Therefore, potential impacts associated with release of lubricants are accordingly less severe than for wind turbines, which typically employ petrochemical lubricants.  

5.4.5 Electromagnetic Fields  Electromagnetic fields (EMFs) associated with tidal energy devices have not been quantified and the effect they may have on living organisms is poorly understood. Both terrestrial (e.g., birds, bats, and honeybees) and marine animals (e.g., finfish, eels, sharks, and sea turtles) use the earth’s DC magnetic field for orientation, navigation, and migration 

 

37  

(Kirschvink et al. 2001). Weak electric fields can be exploited by certain fishes (rays, sharks) for orientation and prey location. EMF may alter feeding behavior or migration of animals near tidal installations, although injury or mortality due to EMF is expected to be small (DOE 2009). Aside from orientation and navigation, other potential effects of low‐frequency electric and magnetic fields on ecological systems have been investigated (NRC 1997), but there is no consistent evidence to establish an adverse‐effect level. However, Gill et al. (2005) note that networks of cables associated with a tidal power generation facility would be in close proximity to each other, and might have overlapping and potentially additive EMF fields.   Electric power is carried from the tidal generator to land via submarine power cables that are either direct current (DC) or alternating current (AC). The advantages of DC cables are that they lose less power per length of cable than AC cables and require only one or two conductors, whereas AC cables require three. However, a DC system might affect ship navigational systems through magnetic disturbance.   The marine environment already has many electrical cables used for power transmission, communications and other uses. Adding EMF signals from tidal devices and associated cabling must be viewed against the existing fields. Shielded submarine cables generally emit very low levels of EMF. Cables that become damaged and emissions from tidal turbines and other components will constitute new sources of EMF, although it is not clear that these will be of consequence to organisms.   EMF fields vary over time as the current and voltage change. The electrical fields are highly attenuated by the metal shielding around the cables. The magnetic fields, however, penetrate most materials, but their strength decreases with increasing distance from the cable. The static fields from DC cables are unlikely to harm marine mammals, however, the time‐varying EMF (mainly the magnetic fields) associated with AC cables may be of concern (Michel et al. 2007). 

5.4.6 Acoustics    Sound is produced by underwater acoustic waves generated by displacement of water particles that travel through water with a given sound velocity and may affect marine animals (DOE 2009). Observed effects include changes in responsiveness to other stimuli, masking, temporary threshold suppression, and injury, as well as the general effects on communication, echolocation, spawning, and shoaling behavior (Michel et al. 2007).  There are four fundamental properties of sound transmission in water relevant to the consideration of the effects of noise on aquatic animals (NRC 2000):    The transmission distance of sound in seawater is determined by a combination of 

geometric spreading loss and an absorptive loss that is proportional to the sound frequency. 

The speed of a sound wave in water increases with water temperature and salinity.  The sound intensity decreases with distance from the sound source.   The strength of sound is measured on a logarithmic scale. 

 

38  

Installation, operation, maintenance and decommissioning of tidal power projects each contribute to noise within the project area, generally propagated above and below the water. It has been widely demonstrated that marine animal response to sound is very species‐specific, and that circumstantial factors such as ambient ocean noise levels can affect an animal’s sensitivity to sound impulses. Operational noise measurements from tidal turbines tested to date indicate source levels that may exceed the 120 dB threshold of marine mammal harassment, but are below the 180 dB threshold for hearing loss or injury (Southall et al. 2007). The cumulative noise production from large numbers of tidal turbines has the potential to mask the communication and echolocation sounds produced by aquatic organisms in the vicinity of the project (DOE 2009).  Various activities and processes, both natural and anthropogenic, combine to form the sound profile within the ocean, generally referred to as ambient ocean noise. Except for sounds generated by some marine animals using active acoustics for echolocation, most ambient noise is broadband (composed of a spectrum of numerous frequencies without a differentiating pitch) representing virtually the entire frequency spectrum. Distant shipping is the primary source of ambient noise in the 20‐to‐500‐Hz range (OMP 2006). Spray and bubbles associated with breaking waves are the major contributions to ambient noise in the 500‐to‐100,000‐Hz range. At frequencies greater than 100,000 Hz, “thermal noise” caused by the random motion of water molecules is the primary source. Noise from wave and tidal action can cause coastal environments to have particularly high ambient noise levels. Anthropogenic activities that contribute to ambient ocean noise include: ship traffic (commercial and recreational boating as well as military training exercises), aircraft flying over water, dredging, nearshore construction activities, mineral/oil/gas exploration and extractions (Gulf Coast), geographical surveys, and seismic surveys.  

5.5 Maintenance Effects  Maintenance activities include performing a variety of periodic repairs to above water or submerged structures such as removal of fouling organisms, lubrication of moving parts, repainting structures, and carrying out needed repairs. Maintenance activities will involve temporary impacts similar to those described under section 5.3 (installation effects) including increased vessel traffic, increased noise, and disturbance to marine life that may have colonized the components removed for maintenance. Maintenance activities may affect marine habitats and organisms periodically, but the effects are likely to be short lived. 

5.6 Decommissioning Effects  Once a facility has reached the end of its useful life, it will be decommissioned. Decommissioning entails dismantling and removal of the energy conversion devices, electric service platforms (e.g., subsea junction boxes), scour protection devices, and transmission cables. These materials must be transported to the shore for reuse, recycling, or disposal. The devices and equipment will be dismantled in the same manner as they were assembled, resulting in a temporary increase in vessel traffic and noise at the site.   

 

39  

Special vessels and equipment may be needed to remove, disassemble, and haul tidal power system components or debris to shore (MMS 2007). As with deployment, decommissioning effects could be significant, although most effects would be temporary. Removal of infrastructure that had been in place for some time might have a negative effect on habitat and benthic communities by reducing habitat heterogeneity. For this reason, leaving fully colonized foundations in place as artificial reefs may be considered.  

5.7 Emergency Incident Effects  Depending on the technology, several types of hazardous materials could be present during installation, operation, and decommissioning. In the event of an accident or natural disaster these could be released into the marine environment. Earthquakes or severe storm events could also cause physical damage to the installation itself. If a device broke loose or detached from the seabed it could cause damage to marine transportation or shoreline infrastructure as well as to marine and nearshore habitats and marine organisms. Also, if a device broke free or split open, chemical contaminants could be released into the environment.  

5.8 Cumulative Effects  The cumulative impact of tidal energy device deployment, operation, maintenance, and decommissioning must be considered but will be extremely difficult to determine. Cumulative impacts on the environment are those that occur throughout a project’s lifetime as well as synergistic effects of individual stressors. Both can be associated with tidal energy development and stressors already existing in the environment. For example, noise associated with tidal turbines may have a disproportionate impact on communication between marine mammals if turbine noise occupies a set of frequencies already crowded by other background and industrial noise. Or, for another example, in semi‐enclosed bays where tidal energy arrays may be developed, it may be necessary to evaluate the installation’s impacts due to energy removal on existing water quality concerns including poor flushing, effluent accumulation, eutrophication, and hypoxia.   Also of concern is the impact of multiple installations in close proximity or within the same water body. Installations will have different effects depending on placement; the cumulative effect of additional installations may not be simply additive. For example, in Puget Sound, power extraction from Admiralty Inlet (near the outlet to the Pacific Ocean) would reduce the tidal range in the other basins of the estuary (Hood Canal, South Sound, and Whidbey Basin). Power extraction from Tacoma Narrows (further inland) would not significantly affect the range in Hood Canal and Whidbey Basin, but will increase tidal range in the Main Basin (Polagye et al. 2008).   Cumulative effects become especially important when scaling up from pilot projects to full‐scale, commercial installations. In order to begin to understand the cumulative impact of stressors, it will be necessary to rank stressors by their relative potential to negatively 

 

40  

impact the ecosystem, and to assess the synergies of effects that may result as stressors act upon the marine system.  

6.0 CONCLUSIONS  The generation of electricity from tidal currents is a promising component to meet 21st century energy challenges, but technological aspects and our understanding of associated environmental impacts are nascent compared to traditional energy sources. Many likely environmental effects of tidal energy exploitation are similar to those associated with offshore wind energy generation. Lessons learned from the offshore wind, offshore oil, and other industries will provide critical information while new studies and intensive monitoring of pilot project and commercial scale installations will be required in the coming months and years.    The March 22‐24th workshop on the environmental effects of tidal energy development will collect much needed information that can be used by regulators and technology developers to explore the potential contribution tidal power can make to a renewable energy portfolio. The results of the workshop will be compiled into a report and disseminated widely.  

 

41  

7.0 LITERATURE CITED  Alaska Energy Authority and REAP (Renewable Energy Alaska Project). 2009. Renewable Energy 

Atlas of Alaska: A Guide to Alaska’s Clean, Local and Inexhaustible Energy Resources. Available at www.akenergyauthority.org.  

 Arenas, P. and M. Hall. 1992. The association of sea turtles and other pelagic fauna with floating 

objects in the eastern tropical Pacific Ocean. In: M. Salmon and J. Wyneken (compilers). Proceedings of the Eleventh Annual Workshop on Sea Turtle Biology and Conservation. U.S. Department of Commerce, NOAA Technical Memorandum NMFS‐SEFSC‐302. 

 Bedard, R., G. Hagerman, M. Previsic, O. Siddiqui, R. Thresher, B. Ram. 2005. Offshore Wave Power 

Feasibility Demonstration Project: Final Summary Report. Electric Power Research Institute, E2I EPRI Global WP 009 – US Rev 2. September 22, 2005.   

 Bedard, R., M. Previsic, B. Polagye, G. Hagerman, A. Casavant. 2006. North American tidal in‐stream 

energy conversion technology feasibility study. Electric Power Research Institute, EPRI TP‐008‐NA. June 11, 2006. 

 Bedard, R., M. Previsic, G. Hagerman, B. Polagye, W. Musial, J. Klure, A. von Jouanne, U. Mathur, C. 

Collar, C. Hopper, and S. Amsden. 2007. North American Ocean Energy Status – March 2007. Proceedings of the 7th European Wave and Tidal Energy Conference, Porto, Portugal. September 11‐14, 2007.  

 Bedard, R. 2008. Prioritized research, development, deployment and demonstration (RDD&D) needs: 

Marine and other hydrokinetic renewable energy. Electric Power Research Institute. December 2008.   

 Blanchfield, J., Garrett, C., Rowe, A., and Wild, P. 2008a. Tidal stream power resource assessment for 

Massett Sound, Haida Gwaii. Proc IMechE, Part A: J. Power Energy, 222(5): 485‐492.  Blanchfield, J., Garrett, C., Wild, P., and Rowe, A. 2008b. The extractable power from a channel 

linking a bay to the open ocean. Proc IMechE, Part A: J. Power Energy, 222(3): 289‐297.  Blyth, R.E., M.J. Kaiser, G. Edwards‐Jones, and P.J.B. Hart. 2004. Implications of a zoned fishery 

management system for marine benthic communities. Journal of Applied Ecology, 41:951‐961. 

 Boehlert, G.W., G.R. McMurray, and C.E. Tortorici (eds.). 2008. Ecological Effects of Wave Energy 

Development in the Pacific Northwest. U.S. Department of Commerce, NOAA Technical Memorandum NMFS‐F/SPO‐92.  

 Bryden, I.G., T. Grinstead, and G.T. Melville. 2004. Assessing the potential of a simple tidal channel to 

deliver useful energy. Applied Ocean Research 26:198‐204.  Burns, R. 1985. The Shape and Form of the Puget Sound. Washington Sea Grant Program, University 

of Washington. University of Washington Press, Seattle, WA.  

 

42  

 Carstensen J., O.D. Henrikson, J. Teimann. 2006. Impacts of offshore wind farm construction on 

harbor porpoises: acoustic monitoring of echolocation activity using propose detectors (T‐PODs). Marine Ecology Progress Series, 321:295‐308.  

 Charlier, R.H. and C.W. Finkl. 2009. Ocean Energy: Tide and Tidal Power. Chapter 2: Medieval 

Engineering that Lasted. Springer, Berlin, Germany.   Devine Tarell and Associates, Inc. 2006. Instream tidal power in North American: environmental and 

permitting issues. Electric Power Research Institute, EPRI‐TP‐007‐NA. June, 2006.   DOE (U.S. Department of Energy). 2009. Report to Congress on the Potential Environmental Effects of 

Marine and Hydrokinetic Energy Technologies: Prepared in Response to the Energy Independence and Security Act of 2007, Section 633(B). Wind and Hydropower Technologies Program, Energy Efficiency and Renewable Energy, U.S. Department of Energy. December, 2009.  

 EERE (Energy Efficiently and Renewable Energy). 2010. Marine and Hydrokinetic Technology 

Database. U.S. Department of Energy. Available at www1.eere.energy.gov/windandhydro/hydrokinetic/default.aspx. 

 Fraenkel P.L. 2006. Tidal current energy technologies. Ibis, 148:145‐151.  Garrett, C. and Cummins, P. 2007. The efficiency of a turbine in a tidal channel. J. Fluid Mechanics, 

588: 243‐251.  Garrett, C. and Cummins, P. 2008. Limits to tidal current power. Renewable Energy, 33: 2485–2490.  Gill, A. 2005. Offshore renewable energy: ecological implications of generating electricity in the 

coastal zone. Journal of Applied Ecology. 42:605‐615.   Karsten, R., McMillan, M., Lickley, M., and Haynes R. 2008. Assessment of tidal current energy in the 

Minas Passage, Bay of Fundy. Proc IMechE, Part A: J. Power Energy, 22(5):493‐507.  Michel, J., Dunagan, H., Boring, C., Healy, E., Evans, W., Dean, J.M., McGillis, A. and Hain, J. 2007. 

Worldwide Synthesis and Analysis of Existing Information Regarding Environmental Effects of Alternative Energy Uses on the Outer Continental Shelf. U.S. Department of the Interior, Minerals Management Service, Herndon, VA. MMS OCS Report 2007‐038. 

 MMS (Minerals Management Service). 2007. Programmatic Environmental Impact Statement for 

Alternative Energy Development and Production and Alternate Use of Facilities on the Outer Continental Shelf. U.S. Department of the Interior. Minerals Management Service, Herndon, VA. OCS EIS/EA MMS 2007‐046. October, 2007.   

 NRC (National Research Council). 1997. Possible Heather Effects of Exposure to Residential Electric 

and Magnetic Fields. National Academy Press, Washington, DC.  NRC (National Research Council). 2000. Marine Mammals and Low Frequency Sound. National 

Academy Press, Washington, DC.  

 

43  

Neill, S.P., E.J. Litt, S.J. Couch, A.G. Davies. 2009. The impacts of tidal stream turbines on large‐scale sediment dynamics. Renewable Energy, 34(12):2803‐2812.  

 Nunneri, C., H.J. Lenhart, B. Burkhard, and W. Windhorst. 2008. Ecological risk as a tool for 

evaluating the effects of offshore wind farm construction in the North Sea. Regional Environmental Change, 8(1):31‐43.  

 OMP (Office of Marine Programs). 2006. Discovery of Sound in the Sea. University of Rhode Island, 

Narragansett Bay, RI.  Orme, J., Masters, I., and Griffiths, R. 2001. Investigation of the effect of biofouling on the efficiency 

of marine current turbines. Proc. MAREC 2001 (Institution of Marine Engineers).  Polagye, B., M. Previsic, R. Bedard. 2006a. System Level Design, Performance, Cost, and Economic 

Assessment – Tacoma Narrows Washington Tidal In‐Stream Power Plant. Electric Power Research Institute, EPRI‐TP‐006‐WA. June 10, 2006.  

 Polagye B., M. Previsic M., R. Bedard. 2006b. System Level Design, Performance, Cost and Ecnomic 

Assessment – Knik Arm Alaska Tidal In‐Stream Power Plant. Electric Power Research Institute, EPRI‐TP‐006‐AK. June 10, 2006.  

 Polagye, B., Malte, P., Kawase, M., and Durran, D. 2008. Effect of large‐scale kinetic power extraction 

on time‐dependent estuaries, Proc. IMechE, Part A: J. Power and Energy, 222 (5):471‐484.  Polagye, B., Kawase, M., and Malte, P. 2009. In‐stream tidal energy potential of Puget Sound, 

Washington, Proc. Inst. MechE, Part A: J. Power and Energy, 223(5).  Polagye, B. 2009. United States National Tidal In‐stream Resource Estimate. Technical Report to 

USDOE by Northwest National Marine Renewable Energy Center, University of Washington, Seattle, WA.  

 Polagye, B. and Previsic, M. 2010. Scenario Based Analysis of Environmental and Navigation Impacts: 

Tidal Power Scenario Descriptions. Technical Report to USDOE by Revision Consulting, LLC, Sacramento, CA.  

 Previsic, M., B. Polagye, R. Bedard. 2006. System Level Design, Performance, Cost, and Economic 

Assessment – Maine Western Passage Tidal In‐Stream Power Plant. Electric Power Research Institute, EPRI‐TP‐006‐ME. June 10, 2006.  

 Shields, M.A., A.T. Ford, D.K. Wolff. 2008. Ecological considerations for tidal energy development in 

Scotland. Proceedings of the World Renewable Energy Congress X.          von Arx, W.S., H.B. Stewart, Jr, J.R. Apel. 1974. The Florida Current as a Potential Source of Useable 

Energy,” presented at MacArthur Workshop on the Feasibility of Extracting Usable Energy from the Florida Current, Palm Beach Shore, FL, Feb. 27. 

 Wilson, B., R.S. Batty, F. Daunt and C. Carter. 2007. Collision risks between marine renewable energy 

devices and mammals, fish and diving birds. Report to the Scottish Executive. Scottish Association for Marine Science, Oban, Scotland, PA37 1QA.