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Das <strong>Availon</strong>-Journal für den markenübergreifenden Windenergie-Service | Januar 2012<br />
<strong>Fokus</strong><br />
Repowering vs. Bestandspflege.<br />
WEA-Zutrittsüberwachung:<br />
Metalldiebe im Visier. Seite 7<br />
Mehr Leistung auf weniger Fläche: Repowering<br />
ist vor allem für Investoren und Energieversorger<br />
interessant. Doch lohnt es sich auch für Betreiber<br />
weniger Windenergieanlagen oder kleiner<br />
Windparks? Der Vergleich auf Seite 4<br />
Internes Kransystem: Aus gutem<br />
Grund auf losem Grund. Seite 10<br />
Spanien: Effi zienter Service<br />
in wirtschaftlicher Krise. Seite 17
4 7<br />
10 14
4<br />
7<br />
10<br />
14<br />
17<br />
INHALT | Januar 2012<br />
<strong>Fokus</strong><br />
Titelthema: Neue Anlagen oder den Bestand pfl egen?<br />
Wandel<br />
Zutrittsüberwachung: Metalldiebe auf dem Holzweg.<br />
Geschehen<br />
Interner Kran: Getriebetausch im ehemaligen Tagebaugebiet.<br />
Thema<br />
Upgrade: Perfekte Azimutüberwachung dank Stromwandler.<br />
Blick<br />
Spanien: Mit alternativen Servicekonzepten durch schwierige Zeiten.<br />
IMPRESSUM<br />
Herausgeber: <strong>Availon</strong> GmbH · Jacksonring 2 · 48429 Rheine<br />
Fon 0 59 71 80 25 - 0 · Fax 0 59 71 80 25 -109 · www.availon.eu<br />
Redaktion und Gestaltung: EXPECT MORE Kommunikation GmbH · Breite Straße 4 · 48431 Rheine<br />
Fon 0 59 71 80 40 9 - 0 · Fax 0 59 71 80 40 9 -100 · www.expect-more.de<br />
V. i.S.d.P.: Dagmar da Costa<br />
Fotos: Ulrich Wozniak ( S. 6, 9, 10, 12, 13, 15, 16, 19 )<br />
Copyright: Alle in der ON Service veröff entlichten Beiträge (Texte, Fotos, Grafi ken, Logos und Tabellen) sind urheberrechtlich<br />
geschützt. Das Copyright liegt bei der <strong>Availon</strong> GmbH, sofern dies nicht anders gekennzeichnet ist.<br />
Nachdruck, Aufnahme in Datenbanken, Onlinedienste und Internet seiten sowie Vervielfältigung auf Datenträgern<br />
sind nur nach vorheriger schriftlicher Genehmigung durch die <strong>Availon</strong> GmbH gestattet.<br />
Aufl age: 29.500 Stück
4 <strong>Fokus</strong><br />
Ertragsrisiken minimieren.<br />
Vor dem Hintergrund der aktuellen Vergütungen,<br />
die das EEG für den Abbau von<br />
Altanlagen und den Aufbau neuer WEA mit<br />
mindestens doppelter Nennleistung bietet,<br />
ist Repowering vor allem für Investoren und<br />
große Energieversorger interessant. Befi nden<br />
sich die Anlagen zudem in einer ausgewiesenen<br />
Vorrangfl äche mit hohen durchschnittlichen<br />
Windgeschwindigkeiten, lässt sich mit<br />
einer entsprechenden Steigerung der Anlagenleistung<br />
auch der Ertrag erhöhen. Eine wesentliche<br />
Voraussetzung sollte allerdings sein, dass<br />
die Finanzierung des bestehenden Windparks<br />
bereits abgeschlossen ist.<br />
Repowering oder Bestandspflege ?<br />
„Die Wissenschaft der Planung besteht darin, den Schwierigkeiten der Ausführung zuvorzukommen“, hat<br />
einmal Marquis de Vauvenargues gesagt. Das Schöne an solcher schlauen Aussage ist ihre Zeitlosigkeit.<br />
Obwohl der französische Philosoph, Moralist und Schriftsteller bereits im Jahre 1747 verstarb, liefert dieses<br />
Zitat nicht nur einen schönen Einstieg in die Thematik für den Leitartikel dieser Ausgabe von ON Service,<br />
sondern auch eine elegante Überleitung zur folgenden Fragestellung: Repowering oder doch eher eine<br />
verbesserte Pfl ege des bestehenden Anlagenbestands – mit welchen „Rezepten“ lassen sich Ertragsrisiken<br />
reduzieren?<br />
Vorrangfl ächen im Blick<br />
Die Blicke von Investoren richten sich derzeit<br />
verstärkt auf Windparks in Vorranggebieten.<br />
Primär geht es darum, sich zunächst rechtzeitig<br />
die Flächen für ein Repowering zu<br />
sichern – und das oftmals unabhängig vom<br />
Zustand des aktuellen WEA-Bestands. Die zukünftigen<br />
Standorte mit hohen Ertragspotenzialen<br />
werden somit zum entscheidenden<br />
Faktor für Investitionen. Das zunehmende<br />
Interesse an ausgewiesenen Vorrangfl ächen<br />
zur Nutzung der Windenergie führt allerdings<br />
auch zu enormen Preissteigerungen bei den<br />
Pachten. Zieht man dann noch die Kosten für<br />
die Neuanlagen sowie weitere Investitionsnebenkosten<br />
hinzu, wird deutlich, dass ehrgeizige<br />
Repoweringprojekte immer auch einen<br />
immensen Finanzierungsbedarf haben.<br />
Verhaltene Entwicklung<br />
Das mag, neben den derzeitigen Beschränkungen<br />
hinsichtlich der Höhe und der Mindestabstände<br />
von repowerten Anlagen, vielleicht<br />
auch einer der Gründe sein, warum im ersten<br />
Halbjahr 2011 der Anteil des Repowering im<br />
Vergleich zu den Neuinstallationen an WEA,<br />
gemessen an der Anzahl der Anlagen, lediglich<br />
3,6 Prozent betrug. Das Ziel, mit Repowering
zukünftig einen Großteil der Zubauleistung<br />
abzudecken, wird angesichts solcher Zahlen<br />
zwar fraglich. Allerdings lässt das wachsende<br />
Interesse von Investoren gerade an den ausgewiesenen<br />
Vorrangfl ächen für WEA hoff en,<br />
dass diese Entwicklung noch anders verläuft,<br />
zumal sich durch die vergleichsweise langen<br />
Planungszeiten für Repowering-Projekte die<br />
Ergebnisse durch die Anreize des EEG erst sehr<br />
viel später bemerkbar machen werden.<br />
Mehr Leistung auf weniger Fläche<br />
Ziel des Repowering ist es nicht nur, kleinere<br />
Anlagen durch leistungsstärkere WEA zu<br />
ersetzen und somit einen deutlich höheren<br />
Anteil der Windenergie an der Stromerzeugung<br />
– die ambitionierten Ziele der Bundesregierung<br />
– zu erreichen. Repowering bedeutet<br />
auch eine Reduzierung der bestehenden<br />
Anlagenzahl bei gleichzeitiger Neustrukturierung<br />
potenzieller WEA-Standorte. Dies könnte<br />
man auch auf die prägnante Formel bringen:<br />
mehr Leistung auf weniger Fläche.<br />
Aber genau hier liegt eines der größten Probleme,<br />
denn die WEA-Landschaft in Deutschland<br />
ist nun mal durch eine hohe Zahl an<br />
Anlagen an sehr verstreuten Standorten geprägt.<br />
Im Rahmen des Repowering müssen<br />
diese Anlagen gewissermaßen „eingesammelt“<br />
werden, wie es der Bericht „Vorbereitung<br />
und Begleitung der Erstellung<br />
des Erfahrungsberichtes 2011 gemäß § 65<br />
EEG“ formuliert, der vom Bundesministerium<br />
für Umwelt, Naturschutz und Reaktor-<br />
sicherheit in Auftrag gegeben wurde. Solche<br />
Projekte seien laut des Berichts bislang<br />
nur sehr wenig durchgeführt worden und<br />
somit sei eine Zusammenlegung von Standorten<br />
in der gewünschten Form noch nicht<br />
erfolgt.<br />
Viele Anlagen kommen<br />
nicht mehr in Frage<br />
Insbesondere für Betreiber von kleinen Windparks<br />
oder wenigen Anlagen ist das Thema<br />
Repowering vermutlich weniger interessant –<br />
und das nicht nur angesichts langer Planungszeiten<br />
und hoher Investitionskosten. Vorranggebiete<br />
für die Windenergienutzung wurden<br />
erst ab 1996 ausgewiesen. Ein Teil der mehr<br />
als 6.000 Anlagen, die älter als 15 Jahre sind,<br />
kämen daher für ein Repowering am gleichen<br />
Standort ohnehin nicht mehr in Frage.<br />
Möglichkeiten des „Pooling“<br />
Eine Möglichkeit könnte allerdings der<br />
Zusammenschluss von Betreibern sein, die<br />
ihre Anlagen quasi in einem Vorranggebiet<br />
zu einem Windpark bündeln. Angesichts<br />
tendenziell steigender Strompreise wären<br />
die Betreiber eines solchen Windparks auch<br />
in der Lage, den produzierten Strom direkt<br />
zu vermarkten und somit Spotmarktpreise zu<br />
erzielen, die über den EEG-Vergütungssätzen<br />
liegen. Für einen Betreiber von nur wenigen<br />
Anlagen sind derartige Aktivitäten indes nicht<br />
realisierbar, da für eine Direktvermarktung ein<br />
zusätzlicher Aufwand für die Informations-<br />
<strong>Fokus</strong><br />
5<br />
beschaff ung notwendig ist und überdies die<br />
Prognosen zum Windstromangebot an Präzision<br />
abnehmen, je kleiner die Windenergie-<br />
Einheit ist, die man betrachtet. In einem<br />
Zusammenschluss ließen sich allerdings die<br />
Aktivitäten für die Stromvermarktung bündeln,<br />
zumal sich die Strommenge vergrößert und<br />
somit das Prognoserisiko sinkt.<br />
Solche oder ähnliche Optionen sind aber<br />
wohl eher theoretische Überlegungen, wie<br />
die bereits oben beschriebenen Probleme<br />
zur Zusammenlegung von WEA-Standorten<br />
aus dem Erfahrungsbericht 2011 gemäß § 65<br />
EEG belegen.<br />
Erhalt des WEA-Bestands<br />
Als realistischer Weg bleibt daher Betreibern<br />
von Einzelanlagen oder kleineren Windparks<br />
der Bestandserhalt ihrer Anlagen. Obwohl<br />
das EEG maßgeblich die Basis für die Erträge<br />
aus Windenergie bildet, ergibt sich aus dem<br />
Zusammenspiel zwischen dem WEA-Standort<br />
und dem hieraus resultierenden tatsächlichen<br />
Windangebot sowie der Anlagentechnologie<br />
ein Ertragsrisiko.<br />
Überraschend erscheint in diesem Zusammenhang<br />
die Tatsache, dass Fachleute das Ertragsrisiko<br />
auf der Verfügbarkeitsseite bei Anlagen<br />
an Land als relativ gering einschätzen. Weniger<br />
überraschend ist diese Aussage, wenn<br />
man weiß, dass eine solche Einschätzung auf<br />
einer umfassenden Wartungs- und Servicebetreuung<br />
als wesentlicher Voraussetzung<br />
beruht.
6 <strong>Fokus</strong><br />
Bevor neue Anlagen die<br />
alten ersetzen, braucht es<br />
lange Planungszeiten<br />
und hohe Investitionen.<br />
Vollwartungen werden zunehmend interessanter<br />
Für Betreiber, die ihren <strong>Fokus</strong> auf einen möglichst langen<br />
Erhalt ihres WEA-Bestands richten, sollten daher umfassende<br />
Serviceleistungen mehr denn je das Maß aller Dinge<br />
sein, um die Verfügbarkeit ihrer Anlagen zu steigern und<br />
damit letztendlich Ertragsrisiken zu reduzieren. Ein Großteil<br />
der Betreiber hat dies bereits erkannt, wie das zunehmende<br />
Interesse an Vollwartungsverträgen für WEA zeigt. Bleibt<br />
letztendlich nur die Frage, für welchen Serviceanbieter<br />
man sich entscheidet.<br />
Kaum Unterschiede?<br />
Betrachtet man lediglich das reine Leistungsspektrum, so<br />
unterscheiden sich die Vollwartungsangebote von unabhängigen<br />
WEA-Servicedienstleistern nicht wesentlich. In<br />
der Regel bestehen diese aus Basisleistungen wie Fernüberwachung,<br />
Fehleranalysen und -behebungen sowie<br />
einer vorbeugenden Instandhaltung. Zu den weitergehenden<br />
Angeboten im Sinne einer Vollwartung gehören dann<br />
Verschleißpakete, umfangreichere Wartungsarbeiten, wie<br />
Wartungen von Frequenzumrichtern, Rotorblättern und<br />
Trafoeinrichtungen. Hinzu kommen Triebstranganalysen,<br />
Überprüfungen der Sicherheitstechnik sowie die Bereitstellung<br />
von Ersatzteilen inklusive Hauptkomponenten und<br />
natürlich eine Verfügbarkeitsgewährleistung.<br />
Entscheidungshilfe „weiche Faktoren“<br />
Wenn also das reine Leistungsspektrum keine nennenswerte<br />
Entscheidungsgrundlage liefert, ist es natürlich der<br />
Preis, der oftmals den Ausschlag gibt. Allerdings sollte man<br />
hier nicht allein das Leistungsangebot mit den kalkulierten<br />
Kosten vergleichen, sondern auch sogenannte weiche<br />
Faktoren (Neudeutsch: Softskills) mit ins Kalkül ziehen. Zu<br />
solchen Faktoren zählen u. a. der allgemeine Eindruck, den<br />
ein unabhängiger Servicedienstleister vermittelt, aber auch<br />
das Vertrauen in die Zuverlässigkeit und Qualität der<br />
Serviceteams, deren Reaktionszeiten und letztlich auch die<br />
Bewertung der Beratungsleistungen.<br />
Vollwartung bis zum Betriebsende?<br />
Eine nicht unerhebliche Rolle spielt zudem, ob ein markenübergreifender<br />
Serviceanbieter im Zuge einer Vollwartungsvereinbarung<br />
dem Interessenten fl exible Entscheidungsmöglichkeiten<br />
bietet, beispielsweise durch Leistungsmodule,<br />
die der Kunde je nach Bedarf mit in die Vollwartung integrieren<br />
kann oder auch nicht. Last, not least ist hinsichtlich<br />
der kalkulierten Betriebslaufzeiten einer Anlage von<br />
20 Jahren nicht unerheblich, ob ein Servicedienstleister<br />
bereit ist, eine Vollwartung auch bis zum voraussichtlichen<br />
Betriebsende der Anlage zu übernehmen. Bei genauerer<br />
Betrachtung trennt sich schon allein bei diesem Thema<br />
mitunter sehr schnell die Spreu vom Weizen.<br />
Bei der Bestandspfl ege von Altanlagen stellt sich demnach<br />
weniger die Frage, ob man einen Vollwartungsvertrag ins<br />
Auge fassen sollte oder nicht, sondern mit wem man eine<br />
derartig lange Partnerschaft im Sinne einer hohen Anlagenverfügbarkeit<br />
und damit im Sinne reduzierter Ertragsrisiken<br />
eingeht.<br />
Alles im Blick: Die Frage ist nicht allein,<br />
ob Vollwartung sinnvoll ist, sondern auch,<br />
wer dafür in Frage kommt.
Wandel Blick 7<br />
Tatort<br />
Winde ne rg ie anlag e<br />
Zutrittsüberwachung verhindert Schäden, Ausfälle und hohe Ertragseinbußen.<br />
Metalldiebe haben Hochkonjunktur. Besonders beliebt, da vermeintlich ungestörter „Einsatzort“ der<br />
Langfi nger: entlegene Gebiete, wie die Standorte von Windenergieanlagen. Dabei klauen die Diebe nicht<br />
nur Metall, sondern richten auch erhebliche Schäden an, die zu langen WEA-Stillständen und mitunter<br />
hohen Ertragsausfällen führen. Mit einer neuen WEA-Zutrittsüberwachung kann man solchen dreisten<br />
Tätern jetzt einen „Strich durch die Rechnung“ machen.
8 Wandel<br />
Kleines Upgrade mit großer Wirkung:<br />
Hauptplatine der WEA-Zutrittsüberwachung.<br />
Obwohl genaue Daten über Metalldiebstähle nicht<br />
bundesweit erhoben werden, wird am Land Nordrhein-<br />
Westfalen deutlich, welche Ausmaße derartige Delikte<br />
mittlerweile angenommen haben. Bis Anfang November<br />
2011 schlugen allein in NRW laut Landeskriminalamt (LKA)<br />
Metalldiebe rund 260 Mal zu. Der geschätzte Schaden<br />
belief sich hierbei auf circa 5,4 Millionen Euro – für ein<br />
Bundesland, wohlgemerkt!<br />
„Ungestörter“ Tatort<br />
Ins Visier von Metalldieben geraten zunehmend WEA, da<br />
sich diese zumeist an abgelegenen Standorten befi nden<br />
und daher das Risiko verringern, bei der Tat ertappt zu<br />
werden. Einige exemplarische Schlagzeilen aus der Tagespresse<br />
belegen die Ergebnisse: „Nach Einbruch fallen zehn<br />
Windanlagen aus – Schadenssumme ca. 20.000 Euro“,<br />
„Kabeldiebe brechen Windräder auf – geschätzter Schaden<br />
ca. 40.000 Euro“, „Diebe – tonnenweise Kupferkabel aus<br />
Windkraftanlagen gestohlen – der Schaden wird auf rund<br />
50.000 Euro geschätzt“ oder „Trafostationen im Windpark<br />
ausgeräumt – etwa 60.000 Euro Schaden entstand durch<br />
Einbruch in der Nacht“.<br />
Große Schäden, immense Verluste<br />
Was sich indes, über die immensen Schadenskosten hinaus,<br />
hinter diesen Schlagzeilen verbirgt, erfährt der Leser zumeist<br />
nicht, nämlich die Dreistigkeit, mit der die Diebe zum<br />
Teil vorgehen. So wurde im August 2011 in einem abgelegenen<br />
Windpark in Sachsen-Anhalt in eine Trafostation und<br />
eine WEA eingebrochen. Die Täter machten hierbei nicht<br />
einmal davor halt, über die Leiter in den Anlagenturm zu<br />
steigen und dort 30 Meter Kupferkabel abzuschneiden.<br />
Insgesamt belief sich die Beute auf rund eine Tonne Kupferkabel.<br />
Solche Beutezüge werden in der Regel mit viel Brachialgewalt<br />
durchgeführt und gehen daher einher mit einer<br />
massiven Zerstörung von WEA-Einrichtungen. Nicht selten<br />
werden hierbei auch gleich Fernüberwachungssysteme<br />
und Maschinenkomponenten entwendet und der Außenbereich<br />
des WEA-Eingangs durch Vandalismus in Mitleidenschaft<br />
gezogen. Was am Ende bleibt, sind jede Menge<br />
Schäden als Fall für die Versicherungen. Hinzu kommen –<br />
was noch weitaus ärgerlicher ist – die Instandsetzungsarbeiten<br />
und damit Anlagenstillstände sowie Ertragsverluste,<br />
auf denen man je nach Selbstbehalt sitzen bleibt.
Prävention und Abschreckung<br />
Die einzige Möglichkeit, derartige Probleme bereits im<br />
Ansatz zu vermeiden, ist Prävention in Kombination mit<br />
gezielter Abschreckung und damit eine WEA-Zutrittsüberwachung,<br />
die Diebe wirksam vor Einbrüchen in Anlagen<br />
abhält. Hierzu hat der markenübergreifende Serviceanbieter<br />
<strong>Availon</strong> eine neue, von WEA-Steuerungen unabhängige<br />
Lösung entwickelt. Das Upgrade besteht aus einem per<br />
GSM-Modem mit der Fernüberwachung verbundenen<br />
Bewegungsmelder, der im Eingangsbereich der WEA installiert<br />
wird, einer Signalanlage, die einen akustischen Alarm<br />
direkt an der Anlage vor Ort auslöst, sowie einem Akustiksensor,<br />
der im Innenbereich des Turms montiert ist.<br />
„Hier hast du nichts zu suchen!“<br />
Nähert sich eine nicht autorisierte Person einer WEA,<br />
wird sie zunächst durch ein Hinweisschild deutlich darauf<br />
hingewiesen, dass die Anlage durch eine Zutrittsüberwachung<br />
kontrolliert wird. Bewegt sich die Person dennoch<br />
in den Erfassungsbereich des Bewegungsmelders, geht<br />
eine Alarmmeldung per GSM-Modem an die Fernüberwachung<br />
und der akustische Alarm wird ausgelöst. Jemand,<br />
der nichts Böses im Schilde führt, entfernt sich spätestens<br />
zu diesem Zeitpunkt aus dem Eingangsbereich der WEA,<br />
denn der Warnton signalisiert ihm unmissverständlich: „Hier<br />
hast du nichts zu suchen“. Gewissermaßen als „Reaktion“<br />
hierauf schaltet sich auch der Alarmton wieder ab.<br />
Nichts bleibt unbemerkt<br />
Bleibt der „ungebetene Besucher“ allerdings weiterhin im<br />
Eingangsbereich, kann sich die Fernüberwachung über<br />
den Akustiksensor in das Anlageninnere schalten und auf<br />
diese Weise quasi in die WEA hineinhorchen. Sollten verdächtige<br />
Geräusche zu hören sein, die auf unliebsame Aktivitäten<br />
deuten, lässt sich hierauf sofort reagieren, z. B. durch<br />
die Alarmierung der Polizei.<br />
Ist allerdings ein Wartungsteam vor Ort, das die Anlage<br />
zu einem Einsatz betreten möchte, genügt ein Anruf bei<br />
der Fernüberwachung zur Anmeldung. Daraufhin wird<br />
die Zutrittsüberwachung deaktiviert. Selbst wenn ein<br />
Mitarbeiter eines Serviceteams den Eingangsbereich ohne<br />
vorherige Anmeldung betritt und so einen Fehlalarm<br />
auslöst, wird er über das Alarmsignal darauf hingewiesen.<br />
Nachdem der Mitarbeiter den Bereich wieder verlassen hat<br />
und das Signal erloschen ist, kann sich das Serviceteam<br />
vorschriftsmäßig anmelden, um anschließend die WEA zu<br />
betreten.<br />
Überwachung nicht nur von WEA<br />
Mit dieser, unabhängig vom Anlagentyp, sofort verfügbaren<br />
Lösung lassen sich nicht nur WEA zuverlässig kontrollieren,<br />
sondern auch Trafo- oder Übergabestationen, die<br />
ebenfalls das „Objekt der Begierde“ von Metalldieben sind.<br />
Optional ist neben dem Akustiksensor auch noch die Installation<br />
einer Überwachungskamera im Anlageninneren<br />
möglich, sodass zusätzlich zur akustischen Kontrolle – und<br />
im Sinne einer noch höheren Sicherheit – eine visuelle<br />
Kontrolle erfolgt.<br />
Das einfach zu installierende Upgrade von <strong>Availon</strong> erspart<br />
vordergründig zunächst einmal jede Menge Ärger. Konkret<br />
verhindert es u. a. durch ein abschreckendes Alarmsignal<br />
sehr wirksam nicht autorisierte Annäherungen von Personen<br />
an eine WEA. Da die Fernüberwachung unmittelbar<br />
über den Bewegungsdetektor via Modem verständigt<br />
wird, ist die Mannschaft sofort alarmiert. Durch die Kontrolle<br />
über den Akustiksensor lässt sich dann sehr schnell<br />
ermitteln, ob es verdächtige Aktivitäten vor der Anlage gibt.<br />
Sollte das der Fall sein, kann sofort reagiert und ein unbefugtes<br />
Betreten der WEA verhindert werden.<br />
Keine guten Aussichten für Diebe und Vandalen<br />
Metalldiebe haben Hochkonjunktur – und haben mit der<br />
Installation der Zutrittsüberwachung in Zukunft große<br />
Schwierigkeiten, unbemerkt in Anlagen einzudringen. Den<br />
Ärger mit hohen Ertragsausfällen und kostspieligen Instandsetzungsarbeiten<br />
erspart man sich somit.<br />
Wandel<br />
Schwerer Schaden im wahrsten Sinne<br />
des Wortes: Bis zu einer Tonne Kupferkabel<br />
wurde in dieser WEA abgeschnitten.<br />
9
„Davids“ erfolgreicher<br />
Geschehen<br />
Ersteinsatz am Getriebe.<br />
In der Septemberausgabe der ON Service wurde unter der Überschrift „David gegen<br />
Goliath“ erstmals über die Entwicklung eines internen Kransystems berichtet, mit dem sich<br />
Generatoren in Anlagen vom Typ Vestas® V80 VCS®, V90 2.0 MW und V66 ohne Einsatz<br />
eines Schwerlastkrans austauschen lassen. Mittlerweile hat sich das von <strong>Availon</strong> entwickelte<br />
System in mehreren Praxiseinsätzen bewährt. Ein ganz konkreter Anlass hat nun dazu<br />
geführt, das Kransystem auch für den Austausch des Stirnradgetriebes weiterzuentwickeln.<br />
Aber von Anfang an …<br />
Ein Betreiber einer Windenergieanlage hat massive<br />
Probleme. Seit längerer Zeit steht seine WEA aufgrund<br />
eines Getriebeschadens still. Die Anlage befi ndet sich in<br />
einem ehemaligen Tagebaugebiet, in dem die Tagebaufl<br />
ächen im Zuge der Renaturierung wieder aufgefüllt und<br />
verdichtet wurden. Da es dennoch vor einiger Zeit zu<br />
einem Erdrutsch in diesem Gebiet kam, untersagte man<br />
dem Betreiber die Zufahrt zur Anlage mit schwerem Gerät,<br />
beispielsweise einem Schwerlastkran. Was aber tun, wenn<br />
die Zeit verrinnt, keine Erträge erzielt werden und auch<br />
nach Rücksprache mit dem Getriebehersteller eine Reparatur<br />
der Stirnradstufe direkt in der Anlage nicht infrage<br />
kommt?<br />
Auf der Suche nach Lösungen als Alternative zum Einsatz<br />
eines Schwerlastkrans wurde der Versicherer der Anlagen<br />
auf <strong>Availon</strong> und die Entwicklung des internen Krans aufmerksam.<br />
Nachdem sich Spezialisten des Komplettserviceanbieters<br />
die Situation vor Ort in der Anlage angeschaut<br />
hatten, signalisierte man, das Problem bewältigen zu<br />
können.<br />
Weiterentwicklungen notwendig<br />
„Keine leichte Aufgabe, wenn man bedenkt, dass die Stirnradstufe<br />
aufgrund ihrer vertikalen Einbaulage im Maschinenhaus<br />
zur Demontage gedreht und auch weitere Anlagenkomponenten<br />
zuvor entfernt werden müssen, um Platz für<br />
einen Austausch zu schaff en. Damit das Projekt erfolgreich<br />
durchgeführt werden konnte, war außerdem die Entwicklung<br />
spezieller Werkzeuge gefragt, die im Zusammenspiel<br />
mit dem internen Kran zum Einsatz kommen. Auch die<br />
von uns ursprünglich für den Generatortausch konzipierte<br />
11<br />
Traverse musste modifi ziert werden, um das Anheben der<br />
Stirnradstufe ohne großen Verlust an Hubhöhe im engen<br />
Maschinenhaus zu ermöglichen. Alles war im Vorfeld sorgfältig<br />
zu durchdenken, damit nichts dem Zufall überlassen<br />
blieb“, so Jochen Holling, Entwicklungsingenieur „Upgrades<br />
für mechanische Komponenten“ von <strong>Availon</strong>.<br />
Eingehende Tests statt unliebsamer Überraschungen<br />
Aus diesem Grunde wurden die in der realen Anlage geplanten<br />
Aktivitäten zuvor auch unter Einsatz des neu entwickelten<br />
Werkzeugs auf einem Teststand durchgeführt, um<br />
die Praktikabilität des entwickelten Konzepts zu erproben.<br />
Hierbei befand sich das Getriebe exakt in der Lage, wie es<br />
die Servicetechniker später in der Anlage vorfi nden sollten.<br />
„Die Arbeiten auf dem Teststand zeigten, dass sich unser<br />
gut durchdachtes Konzept in die Praxis umsetzen lässt. An<br />
der weiterentwickelten Traverse mussten wir hinsichtlich<br />
der Toleranzen an den Gussradien allerdings noch zusätzliche<br />
Modifi kationen vornehmen. Erst nachdem jeder<br />
Handgriff saß und sich alle von uns entwickelten Komponenten<br />
und Systeme als tauglich erwiesen, haben wir mit<br />
der Organisation des echten Einsatzes begonnen“, erklärt<br />
Martin Bergmann Entwicklungsingenieur „Upgrades für<br />
mechanische Komponenten“ vom <strong>Availon</strong>-Projektteam,<br />
das den internen Kran weiterentwickelte.<br />
„Vestas“ und „VCS“ sind ein getragene Marken der Vestas Wind Sys tems A/S, DK.
12 Geschehen<br />
Der erste Einsatz<br />
Am 14. November 2011 begab sich das Team unter der er Baustellenleitung<br />
von Niels Wilke dan<br />
dann zur defekten Anlage. In 100 Meter Höhe wurde<br />
zunächst der Generator demontiert und mit dem internen Kran durch<br />
den geöff neten Maschinenhausboden zum Fuß der Anlage abgelassen.<br />
„Die Planung sah vor, den Generator am ersten Tag komplett zu demontieren,<br />
doch leider gab es Probleme mit dem Stahlseil des internen<br />
Krans. Wir hatten den Generator bereits auf 20 Meter unterhalb des<br />
Maschinenhauses abgelassen, als sich die äußere Lage des Seils an einer<br />
scharfen Kante von der inneren Lage löste. Wir entschieden uns daher,<br />
den Vorgang abzubrechen und ein neues Seil zu beschaff en, sodass der<br />
Generator erst einen Tag später als geplant am Fuße der Anlage stand.“<br />
Obwohl sich der gesamte Einsatz hierdurch verzögerte, kann Martin<br />
Bergmann solchen ungeplanten Verzögerungen auch Positives abgewinnen:<br />
„Solche Probleme bringen wichtige Erkenntnisse für weitere<br />
Einsätze. So werden wir zukünftig für das achtfach gewundene Seil,<br />
das bislang noch aufwendig per Hand gewickelt wird, einen elektrischen<br />
Wickler konzipieren und einsetzen.“<br />
Spezielles Werkzeug für die Sonne<br />
Während der Generator bis zu seiner erneuten Installation verpackt, und<br />
damit von Witterungseinfl üssen geschützt am Fuße der Anlage gelagert<br />
wurde, begann man in der Gondel mit der Demontage der schnellen<br />
Getriebewelle. Anschließend entfernte man das Rohr zur Aufnahme der<br />
Hydraulik und der Elektrik. Um die Sonne, die die Planeten- und Stirnradstufe<br />
miteinander verbindet, auszubauen, wurde der Deckel von der<br />
langsamen Getriebestufe abgenommen und ein speziell entwickeltes<br />
Werkzeug in das Getriebe eingeführt, mit der sich die Sonne herausziehen<br />
ließ.<br />
Als Nächstes entfernte man den Anlagenboden unterhalb des Getriebes,<br />
bereitete gleichzeitig die Hebetraverse vor und brach die Drehmomentverbindungen<br />
zur Planetenstufe auf.<br />
Trennung von Stirnrad- und Planetenstufe<br />
Mit Abdrückschrauben konnte nun die Stirnradstufe vom Planetengetriebe<br />
getrennt werden. Zu diesem Zeitpunkt befand sich die Traverse<br />
mit dem internen Kran bereits in der erforderlichen Position zur Befes
1<br />
tigung der Stirnradstufe im System, das die sechs Tonnen schwere Last<br />
aufnahm. Das Stirnradgetriebe wurde mit der Krankatze nach vorne bewegt,<br />
gleichzeitig hierzu um 90 Grad gedreht und angehoben. Nach<br />
Erreichen der erforderlichen Position konnte die Stirnradstufe über den geöff<br />
neten Boden der Gondel an den Fuß der Anlage abgelassen werden.<br />
Neue Getriebestufe steht bereit<br />
Wenige Meter entfernt stand bereits ein Lkw mit der neuen Getriebestufe<br />
bereit, die im Grunde in umgekehrter Reihenfolge zu dem beschriebenen<br />
Verfahren in der Anlage installiert werden sollte. „Bei<br />
der Befestigung der Stirnradstufe ergab sich leider erneut eine Verzögerung,<br />
da der Bereich zwischen Stirnrad- und Planetenstufe zunächst<br />
auf 25 °C erwärmt werden musste, um beide Stufen miteinander<br />
verbinden zu können.“ Nachdem sich auch der Generator wieder „an<br />
Board“ befand, konnte man mit dem zusätzlichen Austausch weiterer<br />
Komponenten wie bspw. Kühler und Schläuche beginnen, den Maschinenhausboden<br />
schließen und abschließend das Getriebe und den<br />
Generator zum Getriebe ausrichten.<br />
2<br />
Geschehen 13<br />
1. Die ursprünglich für den Generatortausch<br />
konzipierte Traverse wurde für<br />
das Anheben der Stirnradstufe modifi ziert.<br />
2. Die neue Getriebestufe wird zur<br />
Installation vorbereitet.<br />
3. Erdrutschgefahr: Am Standort der WEA<br />
im ehemaligen Tagebaugebiet ist der<br />
Einsatz von Schwerlastkränen untersagt.<br />
4. Der Getriebehersteller hat zuvor<br />
bestätigt: Solche Schäden lassen sich<br />
nicht direkt in der WEA beheben.<br />
3 4<br />
Erfolgreich Neuland betreten<br />
Insgesamt benötigte das Team von <strong>Availon</strong> für den kompletten Getriebetausch<br />
bis zur Inbetriebnahme der Anlage drei Wochen. „Wann immer<br />
man Neuland betritt, sind enorme Herausforderungen und unvorhersehbare<br />
Probleme zu bewältigen. Dennoch sind wir mit dem Ergebnis sehr<br />
zufrieden. Immerhin handelte es sich hier um den Austausch einer Großkomponente.<br />
Wenn wir einmal von den unerwarteten Verzögerungen<br />
absehen, die sich in diesem ersten Einsatz ergaben, bin ich zuversichtlich,<br />
dass wir mit den aktuellen Erfahrungen bei ähnlichen Einsätzen den zeitlichen<br />
Rahmen für einen Getriebewechsel auf zwei Wochen begrenzen<br />
können. In diesem Zusammenhang werden wir zukünftig prüfen, ob<br />
unser System auch für den Austausch der Stirnradstufe anderer Getriebehersteller<br />
geeignet ist. Das hängt jedoch maßgeblich von der Bauart des<br />
Getriebes ab“, so Jochen Holling und Martin Bergmann. Die Entwicklungsingenieure<br />
von <strong>Availon</strong> können sich freuen, denn die jüngste Anwendung<br />
des internen Krans hat neue Potenziale des Systems off enbart, die den<br />
zeit-, kosten- und organisationsaufwendigen Einsatz von Schwerlastkränen<br />
beim Austausch von Großkomponenten oftmals überfl üssig macht.
14 Thema<br />
Vertrauen ist gut,<br />
Kontrolle ist besser.<br />
Funktionskontrolle der Azimutantriebe vermeidet kostspielige Gefahren.<br />
Das perfekte Zusammenspiel zwischen Pitchverstellung<br />
der Rotorblätter und der Windnachführung durch den<br />
Azimut trägt maßgeblich zur Performance einer Windenergieanlage<br />
bei und ist somit entscheidend für einen<br />
hohen Energieertrag. Allerdings sind die WEA-Standorte<br />
hohen Belastungen ausgesetzt. Kommt es zu Problemen<br />
an den Yaw-Antrieben, bleiben diese oftmals zu lange<br />
unerkannt. Der Ausfall eines Stellantriebs führt dann<br />
häufi g zu einer Kettenreaktion, da die restlichen Antriebe<br />
in Überlast arbeiten müssen. Das Versagen weiterer<br />
Komponenten und damit kostspielige Reparaturen sind<br />
in diesem Zusammenhang nahezu vorprogrammiert.<br />
Mit einem neuen Upgrade bekommt man diese Probleme<br />
nun sicher in den Griff .<br />
Wird das Maschinenhaus über den Azimut der Windrichtung<br />
nachgeführt, sorgen in der Regel drei Haltefunktionen<br />
dafür, dass sich die Gondel nicht wieder aus dem<br />
Wind drehen kann. Zum einen sind dies sogenannte<br />
Reibebremsen, die ein entsprechendes Gegenhaltemoment<br />
bilden. Dann verfügen die Motoren über selbsthemmende<br />
Schneckengetriebe, die ebenfalls ein Abdriften der Gondel<br />
aus dem Wind verhindern. Last, not least stellen elektromagnetische<br />
Bremsen auf den Elektromotoren eine Arretierung<br />
der Gondel zur Windrichtung sicher.<br />
Extreme Belastungen<br />
Fallen indes die Reibebremsen eines Motors aufgrund<br />
mangelhafter Wartung aus, wirkt die komplette Belastung<br />
des Windes auf die restlichen Motoren und deren Getriebe.<br />
Zusätzlich können dynamische Unwuchten im Rotor durch<br />
nicht optimal über den Pitch eingestellte Blattwinkel die<br />
Belastung erhöhen. Und auch ein unzureichend kalibriertes<br />
Gewicht der Rotoren selbst begünstigt mitunter derartige<br />
Unwuchten. Alle diese Faktoren führen letztlich zu einer<br />
extremen Belastung der Stellantrieb-Getriebe.<br />
Ist ein Stellantrieb aufgrund der beschriebenen Probleme<br />
defekt, müssen also zwangsläufi g die noch funktionsfähigen<br />
Antriebe dessen Aufgabe übernehmen. „In einem<br />
konkreten Fall haben wir auf einer Anlage pro Stellantrieb<br />
eine Nennleistung von 2,2 kW und einen Nennstrom von<br />
3,0 Ampere gemessen, wobei der eigentliche Laststrom<br />
lediglich 1,5 Ampere betrug. Würden in dieser Anlage nur<br />
zwei der insgesamt vier Stellantriebe des Azimuts ausfallen,<br />
müssten die restlichen Motoren bereits ihre maximale Nennleistung<br />
erbringen, um die Leistung der defekten Antriebe<br />
zu kompensieren. Das Getriebe als schwächstes Glied eines<br />
Antriebssystems kann solchen Belastungen auf Dauer<br />
einfach nicht standhalten. Schäden bleiben daher über<br />
kurz oder lang nicht aus“, erklärt Lorenz-Theo Feddersen,<br />
Entwicklungsingenieur „Upgrades“ von <strong>Availon</strong>.<br />
Gefahr durch unerkannte Schäden<br />
Echt fatal wird es, wenn Defekte an Stellgetrieben zunächst<br />
unbemerkt bleiben, wenn selbst bei regelmäßigen Inspektionen<br />
die Motoren und Zahnräder weiterdrehen und somit<br />
augenscheinlich keine Probleme erkennbar sind. Ausfälle<br />
an der gesamten Windnachführung, ein ungeplanter Stillstand<br />
der Anlage und somit Ertragseinbußen sowie hohe<br />
Reparaturkosten durch den Austausch aller defekten Komponenten<br />
lassen sich dann nicht mehr vermeiden.<br />
Zum Patent angemeldete Azimutüberwachung<br />
Doch dazu muss es erst gar nicht kommen. Ein neues, von<br />
<strong>Availon</strong> zum Patent angemeldetes Upgrade für WEA, insbesondere<br />
für Anlagen vom Typ Vestas® V80 und V90 sorgt<br />
nun dafür, dass Ausfälle an den Stellgetrieben des Azimuts<br />
zukünftig nicht mehr unbemerkt bleiben. Das Konzept für<br />
dieses Upgrade ist gleichermaßen einfach wie hocheff ektiv:<br />
eine effi ziente Funktionskontrolle der Azimutantriebe<br />
durch Überwachung der Stromaufnahme der Antriebsmotoren.
WEA, die nicht zuverlässig in den Wind drehen,<br />
verursachen neben Ertragsverlusten oftmals auch<br />
teure Folgeschäden.<br />
Thema<br />
15
16 Thema<br />
Nichts zu sehen und doch<br />
alles im Blick: Dank Funktionskontrolle<br />
der Yaw-Antriebe<br />
bleiben potenzielle Schäden<br />
nicht länger unentdeckt.<br />
Vergleich Laststrom mit Leerlaufstrom<br />
Hierzu wird für jeden Stellantrieb ein kompakter Stromwandler<br />
installiert und jeweils eine Stromphase des Motors<br />
von der Aderklemme über den Wandler durchgeschliff en.<br />
Da der Stromwandler im Prinzip wie eine Stromzange funktioniert,<br />
bleibt die eigentliche Schaltungstechnik unberührt.<br />
Das bei fl ießendem Strom erzeugte magnetische<br />
Feld wird vom Stromwandler aufgenommen und für die<br />
Messungen genutzt, wobei man den Laststrom des jeweiligen<br />
Stellantriebs mit seinem Leerlaufstrom vergleicht.<br />
Ergeben sich im Vergleich Abweichungen vom Normalbetrieb,<br />
sind diese sofort erkennbar. Per GSM-Modul kann<br />
in der Folge eine Fehlermeldung an die Anlagensteuerung,<br />
den Betreiber der Anlage und die Fernüberwachung übermittelt<br />
werden.<br />
Teure Folgeschäden vermeiden<br />
Lediglich zwei Stunden benötigt es, das neue Upgrade zu<br />
installieren. Danach lässt sich das Versagen eines Getriebes<br />
jederzeit früh erkennen, sodass gezielte Maßnahmen wie<br />
die rechtzeitige Planung und Durchführung einer Reparatur<br />
eingeleitet werden können. Gleichzeitig lässt sich als<br />
Reaktion auf ein Problem binnen kürzester Zeit ein Notfallprogramm<br />
über die Anlagensteuerung initiieren, z. B. eine<br />
Reduzierung der Nachführungsvorgänge zur Schonung<br />
der Yaw-Antriebe bis zur Schadenbehebung. Teure Folgeschäden<br />
und hohe Ertragsverluste sind somit nicht mehr<br />
zu befürchten.<br />
Wie kostspielig es ohne dieses Upgrade jedoch werden<br />
könnte, zeigt folgende Beispielrechnung. Fällt eine Anlage<br />
aufgrund nicht rechtzeitig erkannter Probleme bei den<br />
Yaw-Antrieben aus, können sich die Kosten für eine Reparatur<br />
sehr schnell auf über 22.000 Euro summieren. Der<br />
Ertragsverlust durch einen ungeplanten Anlagenstillstand<br />
schlägt in guten Windzeiten dann noch zusätzlich mit<br />
schätzungsweise rund 6.000 Euro zu Buche. Ergo würden<br />
sich die Gesamtkosten dann auf 28.000 Euro belaufen. Die<br />
einmaligen Installationskosten der Azimutüberwachung<br />
betragen im Vergleich hierzu nicht einmal zehn Prozent<br />
dieser Summe. Bei einem Ausfall eines Stellantriebs ließen<br />
sich aufgrund des Upgrades hohe Folgekosten vermeiden,<br />
da durch eine Früherkennung schnell reagiert werden<br />
könnte und vielleicht nur eine beschädigte Komponente<br />
ausgetauscht werden müsste. In solch einem Fall sind<br />
Reparaturkosten von lediglich rund 6.500 Euro durchaus<br />
realistisch. Die potenziellen Ertragsverluste fi elen aber<br />
im Gegensatz zum ersten Szenario nahezu gar nicht ins<br />
Gewicht.<br />
Wirksame Früherkennung<br />
„Bereits unmittelbar nach der Installation der Azimutüberwachung<br />
ist aus den Messungen zu ersehen, wie die<br />
Yaw-Antriebe im Einzelnen belastet werden. Zu diesem<br />
Zeitpunkt ist also schon zu erkennen, ob sich Probleme anbahnen,<br />
die einen Serviceeinsatz in absehbarer Zeit notwendig<br />
machen. Ist dies nicht der Fall, ist man für die<br />
Zukunft auf jeden Fall dank einer wirksamen Früherkennung<br />
stets auf der richtigen Seite“, so Lorenz-Theo Feddersen.<br />
„Off enbar hat sich bislang bei der Bewältigung dieses Problems<br />
noch niemand die Mühe gemacht, sich die Lastströme<br />
der Yaw-Motoren anzuschauen, obwohl diese viel<br />
Aufschluss über die tatsächliche Belastung der Antriebe<br />
liefern. Das System von <strong>Availon</strong> ist daher gleichermaßen<br />
einfach wie sehr eff ektiv“, meint Dr.-Ing. Dieter Frey vom<br />
Ingenieur-Büro Frey aus Sprötze bei Buchholz.<br />
Weitere Potenziale zum Thema Azimut<br />
Der Gutachter beschäftigt sich seit mehreren Jahren ebenfalls<br />
mit dem Thema Azimut, allerdings auf einer völlig<br />
anderen Ebene als <strong>Availon</strong>: der Optimierung der Windnachführung<br />
von WEA: „Aus unterschiedlichen Gründen<br />
kann angenommen werden, dass die optimale Ausrichtung<br />
des Rotors zum Wind nicht bekannt ist. Und darin<br />
liegt das Optimierungspotenzial.“<br />
Aus Beobachtungen und anschließenden gezielten Messungen<br />
vermutete das Ingenieur-Büro Frey ein Potenzial<br />
von mehreren Prozent Mehrertrag durch eine optimierte<br />
Windnachführung. Als Nächstes wurde dann eine Optimierungsstrategie<br />
erdacht und diese erprobt. Auf etwa 60<br />
WEA ist mittlerweile ein patentiertes System des Ingenieur-<br />
Büros eingebaut, das durch die Verknüpfung von der auf<br />
der Gondel gemessenen Windgeschwindigkeit, der Windrichtung<br />
und der elektrischen Leistung den Rotor einer WEA<br />
optimaler zum Wind ausrichtet, als es die WEA-Steuerung<br />
ohne entsprechende Optimierungsstrategie vermag.<br />
„Die durch unser System erreichten Mehrerträge liegen<br />
zwischen zwei und sechs Prozent. Das System veranlasst<br />
die Windnachführung je nach WEA-Typ auf unterschiedliche<br />
Weise, sich optimal zum Wind auszurichten. Da es bei<br />
bestehenden Anlagen nicht sinnvoll oder nicht möglich ist,<br />
die für unser System notwendigen Geräte und die Logik in<br />
die vorhandene Steuerung zu integrieren, rüsten wir die<br />
WEA mit einer zusätzlichen Windrichtungs- und Leistungsmessung<br />
aus. Das externe Steuergerät ordnet sich gegebenenfalls<br />
der WEA-Steuerung unter, um die Sicherheit der<br />
WEA nicht zu gefährden. Die Optimierung verläuft hierbei<br />
innerhalb der originalen Betriebsgrenzen“, so Dr.-Ing.<br />
Dieter Frey.<br />
„Vestas“ ist eine ein getragene Marken der Vestas Wind Sys tems A/S, DK.
Besondere Situationen<br />
Blick<br />
erfordern besondere Maßnahmen.<br />
Alternative Servicekonzepte in Spanien helfen durch schwierige Zeiten.<br />
Gut durchdachte Servicekonzepte, gepaart mit umfangreichem Detailwissen zur Anlagentechnik,<br />
führen erwiesenermaßen zu einer hohen Verfügbarkeit von Windenergieanlagen.<br />
Solche Konzepte sorgen daher nicht nur für den Werterhalt des Investitionsgutes WEA,<br />
sondern auch für konstante Erträge über die gesamte Anlagenlaufzeit. Was aber ist, wenn aufgrund<br />
wirtschaftlich angespannter Rahmenbedingungen ein vollumfänglicher WEA-Service<br />
auf hohem Niveau im Grunde nicht realisierbar ist, man aber dennoch seine Investitionen in<br />
Anlagen oder Windparks auf lange Sicht schützen möchte? Der markenübergreifende WEA-<br />
Serviceanbieter <strong>Availon</strong> zeigt am Beispiel Spaniens, wie dieser Spagat für<br />
Investoren, Anlageneigner und Betreiber mit wirksamen Alternativkonzepten<br />
zu meistern ist.<br />
17
18<br />
Blick<br />
Zunehmende Verunsicherung<br />
Spanien leidet nach wie vor unter den Auswirkungen der<br />
Immobilienblase. Die weltweite Finanzkrise trug außerdem<br />
ihren Teil dazu bei, dass sich die Wirtschaft auf der Iberischen<br />
Halbinsel bis heute nicht erholen konnte. Für Eigner und<br />
Betreiber von WEA kommt erschwerend hinzu, dass die<br />
Einspeisevergütung auch für bereits installierte Anlagen<br />
und Windparks gedeckelt wurde und sich daher insgesamt<br />
eine Absenkung der Einspeiseerlöse ergibt. Eine weitere<br />
Absenkung steht zu befürchten. Zusätzlich stehen wenige<br />
große Betreiber vielen, zum Teil kleineren Serviceunternehmen<br />
gegenüber, die sich in der wirtschaftlichen Krise<br />
behaupten müssen.<br />
„Die Betreiber von Windparks zeigen sich angesichts<br />
dieser negativen Entwicklungen zusehends verunsichert.<br />
Schlechte wirtschaftliche Rahmenbedingungen und die Absenkung<br />
von Vergütungssätzen zwingen zu Einsparungen“,<br />
erklärt Dörte Nölting, verantwortlich für den Bereich „Global<br />
Business Development“ bei <strong>Availon</strong>. Der Markt wird daher<br />
zunehmend heiß umkämpft. Ob die off erierten Leistungen<br />
indes immer dem bei komplexen Anlagenproblemen notwendigen<br />
technischen Know-how im Zusammenhang mit<br />
spezifi schen Anlagentypen entsprechen, ist allerdings fraglich.<br />
Neues Servicekonzept<br />
„<strong>Availon</strong> steht für technisch hochwertige und anspruchsvolle<br />
Serviceleistungen. Betreiber und Eigner von WEA oder Windparks,<br />
die sich aufgrund der angespannten wirtschaftlichen<br />
Situation in Spanien im Zusammenhang mit WEA-Services<br />
auf die Suche nach kostenbewussten Alternativen machen,<br />
können dennoch weiterhin auf uns als zuverlässigen<br />
Partner zählen“, verspricht Dörte Nölting.<br />
Möglich wird dies durch ein neues Servicekonzept, das<br />
<strong>Availon</strong> in Zusammenarbeit mit den spezifi schen Anforderungen<br />
von Kunden eigens für WEA-Standorte in Ländern<br />
mit wirtschaftlich schwierigen Bedingungen entwickelt hat.<br />
Dieses Konzept, das im Sommer 2011 erstmals von <strong>Availon</strong><br />
in Spanien eingeführt wurde, gibt interessierten WEA-<br />
Betreibern die Möglichkeit, ihre Anlagen auf sehr kostenbewusste<br />
und gleichzeitig fl exible Weise auf dem Stand der<br />
Technik zu halten, ohne auf qualitativ hochwertige Leistungen,<br />
darunter auch die Bereitstellung von Ersatzteilen und<br />
Großkomponenten, verzichten zu müssen.<br />
Prioritäten setzen – Kosten reduzieren<br />
Hierzu Dörte Nölting: „Für regelmäßige Wartungen oder<br />
kleinere Instandhaltungsarbeiten, also Tätigkeiten, für die<br />
man die WEA gewissermaßen nicht bis in den letzten<br />
Winkel kennen muss, kann der Kunde eine lokale Firma<br />
beauftragen, die diese Aufgaben zuverlässig und kostengünstig<br />
durchführt. Wenn es allerdings um die Identifi kation<br />
und Beseitigung größerer Anlagenstörungen geht,<br />
also Aktivitäten, die dezidiertes technisches Anlagen-<br />
Know-how und umfangreiche Erfahrungen voraussetzen,<br />
ist der Kunde gut beraten, Spezialisten zurate zu ziehen.<br />
Mit unserem neuen Serviceangebot versetzen wir Anlageneigner<br />
und -betreiber nun in die Lage, sehr fl exibel, also<br />
von Fall zu Fall, zu entscheiden, ob und in welchem Umfang<br />
sie unser Fachwissen und unsere Leistungen in Anspruch<br />
nehmen möchten.“
Technischer Support zum Festpreis<br />
So können Betreiber von großen Windparks zunächst<br />
einmal den technischen Support von <strong>Availon</strong> nutzen.<br />
Hierzu besteht die Möglichkeit, zu einem zuvor vereinbarten<br />
Festpreis jederzeit die technische Hotline des Serviceanbieters<br />
bei Fragen und besonderen Problemstellungen<br />
zu kontaktieren. Bei Bedarf wird dem Windparkbetreiber<br />
zusätzlich ein qualifi zierter Techniker zur Seite gestellt, der<br />
mit der Anlagentechnik sehr gut vertraut ist und somit dem<br />
Betreiber bei komplexen Problemen mit Rat und Tat zur<br />
Seite stehen kann. Durch die Nutzung der technischen<br />
Hotline zu einem Festpreis und die mögliche Bereitstellung<br />
eines Servicespezialisten lassen sich für den Windparkbetreiber<br />
die Kosten auf lange Sicht sehr gut kalkulieren.<br />
Hohe Kostentransparenz für schnellere<br />
Entscheidungen<br />
Eine hervorragende Kalkulationsbasis und damit Kostenkontrolle<br />
innerhalb des Servicekonzepts bietet zudem die<br />
Übernahme des Ersatzteilmanagements durch <strong>Availon</strong>,<br />
falls Kunden dies explizit wünschen. „Wir haben hierfür eine<br />
eigene Supply-Chain aufgebaut, die nicht nur eine schnelle<br />
Verfügbarkeit der benötigten Ersatzteile gewährleisten soll.<br />
Unsere Kunden profi tieren im Zuge dieses Angebots vor<br />
allem von unserer hohen Kostentransparenz, denn wir<br />
stellen ihnen Preislisten zu den wichtigsten Ersatzteilen zur<br />
Verfügung. Aus diesen Listen sind die Kosten für Ersatzteile<br />
ohne die Leistungen für ihren Austausch sofort ersichtlich.<br />
Sie lassen sich daher mit anderen Off erten vergleichen und<br />
bilden somit eine nachvollziehbare und sehr zuverlässige<br />
Entscheidungsgrundlage. Kunden haben also die Möglichkeit,<br />
sich sehr schnell zu entscheiden, ob sie von uns nur<br />
Ersatzteile beziehen möchten oder durch uns auch den<br />
Austausch von Komponenten in einer Anlage vornehmen<br />
lassen wollen, wozu weiter gehende Kostenkalkulationen<br />
bereitstehen“, erklärt Dörte Nölting.<br />
Höhere Flexibilität beim Großkomponentenwechsel<br />
Selbst bei massiven Anlagenproblemen, z. B. defekten Großkomponenten,<br />
können die spanischen Kunden weiterhin<br />
auf die gleichermaßen versierte wie fl exible Unterstützung<br />
des erfahrenen Servicedienstleisters zählen. Bei einem<br />
zwingend notwendigen Austausch einer Großkomponente<br />
obliegt es auch hier dem Kunden, u. a. anhand weiterer<br />
transparenter Preislisten, ob und in welchem Umfang er<br />
sich letztlich für die Leistungen und Produkte des Serviceanbieters<br />
entscheidet.<br />
Dörte Nölting beschreibt in diesem Zusammenhang die<br />
Potenziale des neuartigen Servicekonzepts: „So ist es<br />
durchaus denkbar, dass sich ein Anlagen- oder Windparkbetreiber,<br />
zum Beispiel bei einem anstehenden Generatorwechsel,<br />
dazu entschließt, die Großkomponente von uns<br />
zu nehmen, aber beispielsweise den Kran für die Installation<br />
über einen anderen Anbieter zu beziehen, den Austausch<br />
der Großkomponente aber wiederum von uns durchführen<br />
zu lassen. Eine andere Option wäre für ihn, die Großkomponente<br />
nicht von uns zu beziehen und dennoch unsere<br />
Servicetechniker für den Austausch in Anspruch zu<br />
nehmen.“<br />
Kostenbewusster Leistungsbaukasten<br />
Das neuartige Servicekonzept von <strong>Availon</strong> ist ähnlich einem<br />
Baukastensystem aufgebaut, in dem sämtliche für einen<br />
qualitativ hochwertigen Service erforderlichen Produkte<br />
und Aktivitäten in einzelne Module bzw. Einheiten aufgesplittet<br />
sind. Damit wird es möglich, alle Leistungen zu<br />
jeder Zeit bedarfsgerecht und äußerst fl exibel abzurufen<br />
und aufgrund der hohen Transparenz sehr kostenbewusst<br />
zu nutzen. Der Grad und Umfang der Serviceleistungen, die<br />
man in Anspruch nehmen möchte, ist hierbei frei wählbar.<br />
Anlageneignern in Spanien wird im Bereich der WEA-<br />
Services damit erstmals von <strong>Availon</strong> ein sehr wirksames<br />
Instrumentarium an die Hand gegeben, die Anlagenverfügbarkeit<br />
und damit zukünftige Erträge selbst in einem<br />
schwierigen wirtschaftlichen Umfeld zu sichern.<br />
Alternativen sind gefragt<br />
Kommt aufgrund von wirtschaftlichen schwierigen Rahmenbedingungen<br />
wie in Spanien eine Vollwartung oder ein<br />
umfangreiches Servicepaket aus einer Hand vielfach<br />
nicht in Frage, müssen WEA-Eigner allerdings bereit sein,<br />
einen Großteil der Risiken, die ihnen durch solche Angebote<br />
abgenommen wurden, wieder selbst zu tragen. Vor<br />
diesem Hintergrund wird sicherlich auch der Aufwand für<br />
die Organisation und Durchführung von Serviceleistungen<br />
für die WEA-Eigner ungleich größer. Hierzu ist man angesichts<br />
der angespannten wirtschaftlichen Lage in Spanien<br />
augenscheinlich bereit. „So haben wir u. a. einen konkreten<br />
Auftrag für einen großen Windpark mit mehr als 100 MW<br />
Leistung erhalten, in dem wir unsere angepassten Serviceleistungen<br />
bereits in die Tat umsetzen“, so Dörte Nölting.<br />
Dörte Nölting, Verantwortliche bei <strong>Availon</strong> für<br />
den Bereich „Global Business Development“.<br />
Blick 19
+<br />
organized by VDI Wissensforum<br />
International VDI-Conference 2012<br />
Maintenance of Wind Turbines<br />
Internationally renowned technology<br />
leaders will present their latest results<br />
on the following topics:<br />
Changes in customer and market<br />
requirements concerning the<br />
maintenance of wind turbines<br />
Comparative studies and cost<br />
assessments of various maintenance<br />
and service concepts<br />
Availability of manpower, required<br />
qualifications and professional<br />
development strategies<br />
Monitoring methods, damage<br />
identification and forecasting<br />
Damage mechanisms and<br />
maintenance & repair of different<br />
components<br />
Source: <strong>Availon</strong> GmbH<br />
Place and Date:<br />
Hamburg, Germany<br />
May 8 th and 9 th , 2012<br />
Moderation and Conference<br />
Director:<br />
Prof. Dr.-Ing. Andreas Reuter<br />
Director Fraunhofer Institute of Wind Energy and<br />
Energy System Technology (IWES), Bremerhaven,<br />
Germany<br />
In Cooperation with:<br />
Workshop:<br />
O&M Contracts: Typical features, risks and contractual solutions<br />
Hamburg, May 10th , 2012<br />
Organized by VDI Wissensforum | www.vdi.de/maintenance | Phone +49 211 6214-201 | Fax +49 211 6214-154<br />
www.vdi.de/maintenance