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Herzstück der Energiewende

Ohne Stromwandler gelangt die auf See erzeugte Windenergie nicht an Land. Wie funktioniert die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung  (HGÜ) und welche Risiken sind mit ihr verbunden? 

Eine detaillierte Analyse von unseren Engineering Experten Oliver Höck, Maximilian Mock und Joachim Eichhorn.

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Die im Rahmen der EU-Richtlinie für erneuerbare Energien verfolgten Ziele werden sich nur mit einem massiven Ausbau der Windenergie erreichen lassen. Die Windenergie ist mit derzeit rund 8 % die größte Leistungsquelle unter den erneuerbaren Energien, wobei vor allem der Offshore-Bereich zunehmend an Bedeutung gewinnt. In diesem Zusammenhang wird viel über die Errichtung neuer Offshore-Windparks (OWPs) und die entsprechende Seeverkabelung diskutiert.

Vernachlässigt wird hingegen, dass der effiziente Stromtransport an Land nicht ohne Netzanbindung und entsprechende Konverter-Stationen möglich ist. Mit der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) wird eine im Onshore-Bereich erprobte Technologie auf den Offshore-Bereich übertragen, was eine weitgehend verlustarme Netzanbindung von OWPs ermöglicht. Im Folgenden werden die technischen Grundlagen, Chancen und Risiken der HGÜ unter versicherungstechnischen Aspekten betrachtet.

Weiter – tiefer – größer: Herausforderungen für die Netzanbindung

Die Bedeutung und Komplexität des Netzanschlusses von OWPs steigen mit der Entfernung zur Küste. In Europa und anderen dicht besiedelten Regionen mit begrenzten Onshore-Kapazitäten wurde zunächst der sogenannte Nearshore-Bereich entlang der Küsten für Windparks erschlossen; mittlerweile ist diese Region jedoch „gesättigt“.

In der Folge werden OWPs immer weiter auf das offene Meer hinaus verlagert. In Deutschland besteht dieser Trend aufgrund baurechtlicher Vorschriften schon länger. Manche der geplanten Anlagen liegen über 100 km vor der Küste und in Wassertiefen bis zu 50 m. Zudem sind die geplanten Projekte mit durchschnittlich 340 MW Nennleistung rund 70 % größer als die Anlagen im Betrieb (200 MW), weshalb die zu transportierenden Strommengen stetig zunehmen. Damit wächst gleichzeitig der Bedarf an HGÜ-Konvertern. Allein für die 13 bis ins Jahr 2030 geplanten Windpark-Cluster in der Nordsee sieht der Bundesfachplan Offshore insgesamt 25 HGÜ-Konverter-Plattformen vor, von denen bislang erst wenige errichtet worden sind.

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Abb. 1: HGÜ-Plattform Borwin Beta vor Transport an den Montageort (Foto: O.Höck)


AC/DC - Warum die Stromwandler auf See so wichtig sind

Der effiziente Stromtransport von See an Land bedarf einer anspruchsvollen technischen Infrastruktur. Grundsätzlich ist es am ökonomischsten, den in den Windkraftanlagen erzeugten Wechselstrom (33kV) durch Feldkabel in Umspannplattformen zu sammeln und dort vor dem Transport an Land auf Hochspannung (110kV und höher) zu bringen.

Nachdem jedoch bei der Übertragung von Wechselstrom durch Seekabel ab einer Länge von 80 km, die von vielen Windparks längst übertroffen wird, signifikante Energieverluste entstehen, reicht das Hochspannen allein nicht aus. Vielmehr muss der Strom auf See umgewandelt werden. Hierzu wird der Wechselstrom (AC) aus den Umspannstationen in HGÜ-Plattformen geleitet, in denen er in Gleichstrom (DC) konvertiert und per Seekabel zum nächstgelegenen Knotenpunkt, einer landseitigen HGÜ-Konverter-Station, transportiert wird; von dort aus fließt er dann als Wechselstrom in das Verbundnetz.

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Abb 2: Aufbau und Anbindung eines Windparks (Quelle: AGCS)

Neben der erheblichen Verringerung des Übertragungsverlustes durch die Umwandlung in Gleichstrom kommt bei langen Strecken positiv hinzu, dass die HGÜ im Gegensatz zur Wechselstrom-Technik statt 3 nur 2 Leiter benötigen, die bei gleichem Querschnitt mehr Leistung übertragen. Nachteilig ist hingegen der hohe Kostenaufwand für die Konverter und die Tatsache, dass hier nur eine Punkt-zu-Punkt Übertragung möglich ist, d.h. dass ein Netz wie aus der AC-Technik nicht aufgebaut werden kann. Daher muss der Strom am Zielort wieder umgewandelt werden.

Giganten auf See: HGÜ-Konverter

Die neueste Generation der HGÜ-Technik (sogenannte Multilevel-Technik) setzt auf IGBTs (Insulated Gate Bipolar Transistor) – Transistoren, die beliebig ein- und ausgeschaltet werden können. Im Vergleich zur an Land gebräuchlichen HGÜ zeichnen sie sich u.a. durch eine kompakte Bauweise aus und eignen sich damit für den Einsatz auf begrenztem Raum wie Offshore-Plattformen. Zudem ermöglicht sie auch die Verwendung von XLPE-Kabeln (Kunststoff-isolierte Kabel), die herkömmlichen Massekabeln (ölgetränkte Isolation) unter Umwelt- und Kostengesichtspunkten überlegen sind. Trotz des vergleichsweise raumsparenden Designs handelt es sich bei HGÜ-Plattformen um „Megastrukturen“.

Die erste HGÜ-Plattform auf See ist die 2009 errichtete BorWin Alpha, die BARD Offshore 1, den ersten Windpark im BorWin-Cluster vor Borkum, an das Festland anbindet. Auf einem im Meeresgrund verankerten Stahlgerüst („Jacket“) ist rund 20 Meter über dem Meeresspiegel die sogenannte „Topside“ montiert. Dieser Technik- und Versorgungsblock füllt die Fläche eines halben Fußballfeldes und beherbergt auf sieben Decks nicht nur Konverter und Leittechnik, sondern auch den Wohnbereich für die mehr als 10 Mitglieder des Serviceteams, die über den eigenen Heliport eingeflogen werden. Bemerkenswert ist, dass BorWin Alpha, verglichen mit geplanten Projekten wie etwa SylWin Alpha, noch überschaubar ist (siehe Abb.3). Schließlich wachsen mit der Leistung der OWPs auch die HGÜ-Konverter.

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Abb.3. Vergleich von BorWin Alpha und SylWin Alpha (Quelle: 4C Offshore)

[1] Ungefähre Angaben ohne Gewähr. Quelle: http://www.4coffshore.com/windfarms/converters.aspx


Montagerisiken – nicht nur offshore

Bis eine HGÜ-Plattform den Betrieb am Zielort aufnehmen kann, sind eine Vielzahl technischer Risiken zu bedenken. Beachtenswert ist, dass längst nicht alle dieser Risiken offshore liegen. HGÜ-Plattformen werden in der Regel individuell auf einen bestimmten Kunden zugeschnitten, womit kaum Ersatz- oder Ausweichmöglichkeiten bestehen. Insofern bringt jedes Schadenereignis während der Montage in der Werft, z.B. ausgelöst durch Naturgefahren oder Feuer, das jeweilige Projekt in Gefahr.

HGÜ-Plattformen weisen eine sehr hohe Wertekonzentration auf und machen ca. 50 % der gesamten Anschlusskosten von OWPs aus, die unter anderem auch die Landstation und die Seekabel beinhalten. Besonders beim finalen Transport über hunderte Kilometer zur Montagestelle auf See, etwa auf besonderen Transportpontons, aber auch beim anschließenden Installationsprozess (Lift der Plattform vom Ponton auf das Fundamt oder Selbsthebeverfahren) ist ein Totalverlust denkbar. Gerade das Hebeverfahren ist besonders heikel, vergegenwärtigt man sich, dass das Setzen der Topside auf das Jacket Millimeterarbeit bedeutet – mit Tausenden von Tonnen am Haken.
Nur wenige Spezialschiffe weltweit verfügen über eine entsprechende Kapazität. Eines davon ist der rund 200 m lange und 88 m breite Schwimmkran  Thialf1, der bei der Montage von BorWin Alpha eingesetzt wurde. Mit einer Tandemhebekapazität von 14.200 t an zwei Kränen ist die Thialf der leistungsfähigste Schwimmkran der Welt.

Erschwert wird die Montage durch die Wetteranfälligkeit auf See. Die nötigen Wetterbedingungen (Wind, Wellenhöhe und -spektren, Strömung, Sicht) sind sehr restriktiv, womit nur ein kurzes Zeit- bzw. Wetterfenster für die wesentlichen Arbeitsschritte bis zum „Touchdown“, dem Setzen des Fundaments oder der „Topside“, besteht. Dies wiegt umso schwerer, als verlässliche Wetterprognosen nur etwa drei Tage im Voraus erstellt werden können und daher Montagecrew und Spezialausrüstung auf Standby gehalten werden müssen. Mitunter bedeutet dies, tagelang auf geeignete Montagebedingungen zu warten, was beträchtliche Kosten verursacht.

Sicherheit auf See – der Marine Warranty Surveyor

Um die besonderen Risiken bei Offshore-Projekten besser bewältigen zu können, werden von den Versicherungen spezielle Auflagen und Bedingungen, auch Warranties genannt, mit den Versicherungsnehmern vereinbart. Zur Spezifizierung und Kontrolle der Einhaltung dieser Warranties werden hierfür qualifizierte Sachverständige eingesetzt. Diese sogenannten Marine Warranty Surveyors (MWS) prüfen und zertifizieren die Prozessablaufpläne (Method Statements) und alle relevanten Fahrzeuge und Ausrüstungen für den Transport und die Installationen der Plattformen (z.B. Heavy Lifts). Für den Versicherungsnehmer ist der MWS eine weitere unabhängige Kontrollinstanz, die das Gelingen der Abläufe gewährleistet. Dabei stehen neben den Risiken für die Plattform auch der technische Arbeitsschutz und der Schutz der Umwelt im Vordergrund.


Gefahren auf See – Korrosion, Riesenwellen und Schiffsprall

Neben den inhärent technischen Risiken der Anlage, z.B. Serienschäden an Konvertern oder Brandgefahr, und dem Montagerisiko birgt die maritime Umgebung ganz eigene Gefahren. Offshore-Projekte sind anderen geophysikalischen Bedingungen ausgesetzt als Projekte an Land. Aus der Seefahrt liegen jahrhundertealte Erfahrungen vor, die unter dem Begriff "Gefahren der See" zusammengefasst werden. Darunter fallen beispielsweise die fortwährende Gefahr des Untergangs, die Abgeschiedenheit wie auch die ungebremste Gewalt von Stürmen. Nennenswert ist in diesem Zusammenhang auch die feuchte, salzhaltige Luft, die zur Korrosion an Anlagen führen kann. Um dem zu begegnen, wird die Atmosphäre in den Konverter-Stationen aufbereitet und konstant bei geringem Überdruck gehalten.

Gefahr droht darüber hinaus von Schiffen. Die Küstengebiete Europas zählen zu den meist befahrenen Gewässern der Welt. Eine Kollision, etwa mit einem Containerschiff der Emma-Maersk-Klasse (bis zu 400 m Länge), hätte zweifelsohne schwere Schäden oder gar den Totalverlust der Plattform zur Folge. Insofern müssen schon während der Planung und Lagebestimmung der HGÜ-Plattform die entsprechenden Seefahrtsrouten berücksichtigt werden. Dies gilt vor allem für den Transport, zumal  der Schleppzug auf dem Weg vom Bauplatz zum Montageort verkehrsreiche Schifffahrtsstraßen queren muss.

Eine weitere Gefahrenquelle stellen Riesenwellen dar. Hierbei handelt es sich um Wellen, die auf hoher See plötzlich auftreten und die durchschnittliche maximale Wellenhöhe deutlich übersteigen können. Lange Zeit als „Seemannsgarn“ abgetan, wurde eine solches Phänomen erstmals am 1. Januar 1995 an der norwegischen Draupner Ölplattform in der Nordsee zweifelsfrei registriert. Während eines starken Sturms mit durchschnittlichen Wellenhöhen von rund 12 m wurde die Plattform plötzlich von einer 26 m hohen Welle erfasst und leicht beschädigt. Sofern derartige Wellenhöhen beim Gründungs- bzw. Plattformkonzept, insbesondere der Auflagehöhe der Topside,  nicht bedacht werden, können schwere Schäden die Folge sein.

Schlüsselstellung – viele Windparks, wenige HGÜ-Konverter

Um die Kosten für die Übertragungsnetzbetreiber (TSO – Transmission System Owner) möglichst gering zu halten, werden OWPs zu Clustern zusammengefasst, die sich eine oder mehrere HGÜ-Plattformen teilen. Insofern sind die Konverter-Stationen ein wichtiges Verbindungselement, das allerdings beträchtliche Risiken birgt. Während Störungen an Windrädern oder Umspannplattformen aufgrund vorhandener Redundanz nicht zwingend zur Betriebsunterbrechung führen, kann ein Ausfall des HGÜ-Konverters mehrere OWPs oder sogar den gesamten Cluster betreffen. Insbesondere lange Instandsetzungszeiten von bis zu 24 Monaten können dann Rückwirkungsschäden (Contingent Business Interruption) wegen entgangener Einspeisevergütung verursachen.

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Abb 4: Ausfallrisiken (Quelle AGCS)


Maßgeschneiderte Versicherungskonzepte

Angesichts des im Offshore-Business üblichen Multi-Contractings umfassen die HGÜ-Konverter-Stationen in aller Regel viele Projektpartner, deren individuelle Bedürfnisse und Interessen sowohl beim Risikomanagement als auch bei der Konzipierung der Versicherungslösung zu berücksichtigen sind.

Damit Hersteller und Betreiber den Bau einer HGÜ-Plattform versichern können, müssen neben Transport- und Schiffskasko-Risiken auch Errichtungs- und Haftpflichtrisiken bewertet werden. Hierfür benötigt der Versicherer u.a. detaillierte Informationen zum Logistikkonzept (für Transporte und Bau) der Plattform. Weitere risikorelevante Faktoren sind Kumulrisiken, wie z.B. Sturm oder Serienschäden. Die Herausforderung für den Engineering-Versicherer besteht darin, die oben geschilderten Risikoszenarien im Rahmen einer Police abzudecken, um im Schadenfall Abgrenzungsdiskussionen zu vermeiden. Dies ist mit der „Offshore-Police“ auf Basis des englischsprachigen WindCar Wordings aus Sicht der AGCS gut gelungen. Folgende Risiken sind bis zur vorläufigen Abnahme der Offshore-Plattform durch den Besteller/Auftraggeber im Rahmen des PAC (Provisional Acceptance Certificate) gedeckt:

  • die Montagen der ausführenden Unternehmen in deren Werken
  • die Transporte von diesen Werken zu den Vormontageplätzen, z.B. an der Nordseeküste
  • der Zusammenbau der einzelnen Komponenten an den Vormontageplätzen
  • die Transporte von den Vormontageplätzen an der Nordseeküste zum eigentlichen Montage-/Bestimmungsort in der Nordsee
  • die anschließende Montage in der Nordsee

Die für den Offshore-Bereich speziell ausgebildeten Ingenieure des Allianz Risk Consulting (ARC) begleiten die oben angeführten Prozesse und unterstützen den Versicherungsnehmer beim Risikomanagement. Darüber hinaus ist eine enge Abstimmung zwischen dem MWS des Versicherungsnehmers und dem Versicherer für die erfolgreiche Projektabwicklung erforderlich.

Mit der Technologie wachsen

Als führender Versicherer bei der Errichtung von HGÜ-Plattformen hat Allianz Global Corporate & Specialty (AGCS) weitreichende Erfahrungen im Offshore-Business erworben. Insbesondere schätzen die  Kunden die enge Kooperation zwischen den Allianz Risiko-Ingenieuren (mit ihren Spezialkenntnissen in den  Bereichen Transport und Engineering)  und den Underwriting-und Claims-Experten der AGCS.

Wie eingangs erwähnt, ist der Markt für offshore HGÜ-Konverter im Wachstum begriffen. Die stetig steigende offshore Stromproduktion erfordert Expertise in Sachen Netzanbindung und vor allem immer größere und effizientere Anlagen. Als Versicherer entwickelt sich AGCS mit der Offshore-Technologie stetig weiter und wird seine Kunden auch im Rahmen künftiger Projekte mit Versicherungskapazitäten, technischem Know-how und exzellentem Service unterstützen.

Unsere Experten

Oliver Höck, Diplom-Ingenieur und Diplom-Wirtschaftsingenieur, ist als Allianz Risk Consultant bei AGCS mit der Beurteilung von elektrotechnischen Risiken (u.a. Prototypen)  und mit der Regulierung elektrotechnischer Schäden betraut. HGÜ-Technik (onshore und offshore) und Kabel gehören zu seinem Spezialgebiet. E-Mail: Oliver.Hoeck@allianz.com

Maximilian Mock, Diplom-Ingenieur, ist Risk Consultant Engineering bei AGCS und auf Offshore Wind Risiken spezialisiert.  Er besichtigt Windenergie-Anlagen und nimmt für sie Risikobewertungen vor.  E-Mail: Maximilian.Mock@allianz.com

Joachim  Eichhorn, Expert Engineering Underwriter bei AGCS, verfügt über langjährige Praxiserfahrung im Bereich Offshore-Wind. Im Rahmen des Center of Competence für Offshore-Wind betreut er internationale Kunden bei der Deckung ihrer Risiken. Zu seinen Schwerpunkten zählen Montage- und Betriebsdeckungen von Offshore-Windparks. E-Mail: joachim.eichhorn@allianz.com


Quellen