Höchste Sorgfalt auf hoher See

Offshore-Windkraft gewinnt für die Stromerzeugung eine immer größere Bedeutung. Ihr Vorteil liegt im relativ stetigen Windangebot auf See, so dass sie zunehmend zur Deckung des Grundlastbedarfs beitragen kann. Als Versicherer befasst sich die Allianz naturgemäß mit der Schadenseite dieser noch jungen Technologie. Welche Erkenntnisse lassen sich aus den bisherigen Erfahrungen mit Offshore Windanlagen ziehen? Der Allianz Claims Adjuster Petrus Knollmüller und die Allianz Risk Consultants Dr. Thomas Griggel und Oliver Höck stellen ihre Schadenauswertungen vor, geben praktische Tipps und raten insgesamt zu mehr Sorgfalt, speziell in der Entwicklungs- und Errichtungsphase.
Montageprojekte und der Deckungsbereich entsprechender Versicherungen umfassen generell vier Phasen: den Transport, die Errichtung, die Inbetriebnahme sowie die Maintenance Phase. Während es beim Bau konventioneller Kraftwerke vor allem während der Errichtung und der Inbetriebnahme zu Schäden kommt, sieht die Statistik im Bereich Offshore-Wind etwas anders aus.

Auffällig ist zum einen das Transportrisiko bei Offshore Wind, das auf dem Wasser (hoher See) natürlich höher ist als an Land. Beispiel aus der Praxis: Beim Transport zweier Exportkabel von Italien nach Bremerhaven kenterte die Barge süd-östlich von Sardinien. Es kam zum Verlust beider Kabel und damit zu einem Totalschaden in Höhe von circa 28 Millionen Euro.

Vergleicht man die Schäden bei Offshore-Wind und konventionellen Kraftwerken im Hinblick auf die jeweilige Projektphase, werden weitere Unterschiede deutlich.  Bei Offshore-Wind-Projekten liegt der Schadenschwerpunkt mit deutlichen 75% in der Errichtungs-Phase.
Die häufigsten Schäden während der Errichtung einer Windanlage ereignen sich an der Windturbine, wobei es insbesondere bei der Installation der Fundamente immer wieder zu Großschäden kommt.
Der größte Kostenaufwand hingegen fällt aktuell für Kabelschäden an. Hiervon sind sowohl die Innerparkverkabelung als auch die Exportkabel von der Transformatorplattform des Windparks an Land bzw. zur Konverterstation betroffen.
Die Ursachen für Kabelschäden sind sehr unterschiedlich. Der Großteil der Schäden ist auf menschliches Versagen zurückzuführen. Am Meeresboden verlegte Kabel sind aber auch durch Schiffsanker gefährdet. Wir haben gesehen, dass Anker ein Kabel beschädigen, durchtrennen oder (durch Zugkräfte beim Lichten) kilometerlang freigelegen kann. Die Reparaturkosten liegen hier schnell im Millionenbereich.
Abb.2  Gegenüberstellung der Zahl der Schadenfälle (Amount) und der Höhe der Schadenkosten (Value) im Hinblick auf die wichtigsten von Schäden betroffenen Bauteile: Windturbine, Kabel, Umspannwerk. Quelle: AGCS

Generell sind die Kosten für eine Reparatur auf offener See etwa 10 Mal so hoch wie vergleichbare Reparaturen an Land - man denke allein an den Aufwand für Schiff, Tauchercrew oder die Kosten einer Betriebsunterbrechung wegen wetterbedingter Verzögerungen.

Das Kostenverhältnis zwischen onshore und offshore Reparaturkosten (ca. 1:10) lässt sich anhand eines Brandschadens an der Konverterplattform eines Offshore-Windparks belegen. Hier war es vor der Verschiffung der Plattform zu einem Brand gekommen. Die Brandsanierung wurde zunächst an Land durchgeführt, allerdings nicht ordnungsgemäß. So musste nach der Montage der Plattform die Sanierung vor Ort (offshore) nachgebessert werden – natürlich zu entsprechend höheren Kosten.

Erhöhte Reparaturkosten fallen auch an, wenn es zu Schäden an der Windturbine selbst kommt. Solche Schäden treten potenziell in Serie auf, was die Kosten nochmals vervielfacht. Die Situation verschärft sich dadurch, dass Offshore-Windanlagen wegen der aussichtsreichen Ertragslage deutlich größer angelegt sind als Windparks an Land (6 bis ca. 10 MW pro Anlage). Hinzu kommt, dass einzelne Bauteile der Offshore-Windanlagen, z.B. Hauptlager, Getriebe, Generator oder Transformator, eher gewichts- und/oder kostenoptimiert gestaltet sind, was einen Mangel an Robustheit mit sich bringt.

Der Trend zu sogenannten Powerupgrades (Leistungssteigerung) an den bereits in die Jahre gekommenen mechanischen Komponenten (z.B. am Hauptlager) birgt weitere Risiken. Obwohl die rechnerische Lebensdauerschätzung der Bauteile den Zulassungsanforderungen entspricht, senken die höheren Beanspruchungen die Sicherheitsreserve gegenüber nicht vorhergesehener, schädigender Einflussfaktoren.

Die Betriebserfahrung mit (den schon älteren) Onshore-Windanlagen zeigt, dass trotz einer Anlagenlaufzeit von 20 bis 25 Jahren, nicht alle Komponenten, selbst Getriebe, Hauptlager, Blattlager oder Transformator, die nötige Lebensdauer erreichen. Insofern ist auch für Offshore-Anlagen im Einzelfall damit zu rechnen, dass die genannten Komponenten während der Anlagenlaufzeit ausgetauscht werden müssen. Neben den eben beschriebenen Einflüssen, wie der optimierten Gestaltung der Bauteile und dem Trend zu Powerupgrades, muss hier auch den (im Vergleich zu Onshore-Anlagen) längeren Betriebszeiten bzw. der höheren Stromproduktion Rechnung getragen werden.

Risikomanagement, das auf die Errichtungsphase ausgerichtet ist, wird auf Kunden- wie auf Versichererseite vor allem die Verlegung der Seekabel im Auge haben. Hier kommt mit dem Marine Warranty Surveyor ein weiterer Fachmann ins Spiel, der u.a. die Kabelverlegung und -vermuffung begleitet. Von besonderer Bedeutung sind in diesem Zusammenhang auch die Erfahrung der Montagecrew sowie Redundanzen in der Kommunikationskette (trench, ship, spooling).

Um eine Zustandsveränderung frühzeitig zu erkennen und somit Schäden zu minimieren, erachten wir das „Condition Monitoring“, die Zustandsüberwachung wichtiger Komponenten, als unerlässlich. Für den Triebstrang ist ein „Condition Monitoring System“ (CMS) in Offshore-Turbinen bereits Standard. Zudem empfehlen wir, die Überwachung auf weitere Komponenten auszuweiten (z.B. auf die Rotorblätter oder die Oberflächenstruktur)1. Der Einsatz von CMS unterstützt auch die frühzeitige Planung von Revisions- bzw. Instandhaltungsmaßnahmen, wobei regelmäßige Termine für die Revision in der Wartungsphilosophie der Offshore-Betreiber inzwischen fest verankert sein sollte.
Neben visuellen Inspektionen, Endoskopien und Ölanalysen kann hier auch die Auswertung von SCADA- (technischen Steuerdaten) und CMS-Daten herangezogen werden.

Generell wird empfohlen, bei großen Schadensfolgen erhöhte Sicherheitsreserven im Hinblick auf das Design von Bauteilen vorzusehen. Soll von dieser Empfehlung abgewichen werden, ist der Einsatz geeigneter Auslegungs- und Berechnungsverfahren zur Dimensionierung der Triebstrangkomponenten, z.B. der Hauptlager, wesentlich. Der bloße Einsatz von Standard-Finite-Element-Berechnungssoftware ist noch keine Gewähr für ein Berechnungs-Ergebnis, das die realen Belastungsverhältnisse sinnvoll abbildet. Zur Validierung sind Abgleiche mit Ergebnissen aus Belastungsmessungen (z.B. aus Prototypentests oder aus dem Feld) essentiell. Insbesondere die Komponenten von Prototypen sollten genauestens untersucht werden, etwa mittels Ultraschallprüfung und anhand von Laboruntersuchungen.

Fazit: Die im Schadenfall immens hohen Reparaturkosten im Bereich Offshore-Wind rechtfertigen einen erhöhten Aufwand beim Risikomanagement im Vorfeld. Hierzu gehören exakte Auslegungsverfahren, erweiterte Testprogramme an Prototypen sowie höchste Sorgfalt beim Planen, Ausführen und Überprüfen der Anlagenerrichtung.

[1] Thomas Gellermann, Extension of scope of Condition Monitoring Systems for multi-MW and offshore wind turbines, VGB PowerTech 9/2013

Redaktionelle Beiträge geben nicht unbedingt die Meinung des Herausgebers wieder. Die Informationen dieser Publikation bieten nur einen allgemeinen Themenüberblick und ersetzen keine individuelle Beratung. Trotz größter Sorgfalt bei der Zusammenstellung übernimmt der Herausgeber keine Verantwortung für Fehler oder Auslassungen sowie für irgendwelche Schäden, Verluste oder Kosten, die durch die Verwendung von hierin enthaltenen Informationen entstehen.

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