ZUVERLÄSSIGKEIT, WARTUNG UND BETRIEBSKOSTEN VON WINDKRAFTANLAGEN AUSWERTUNGEN DES WISSENSCHAFTLICHEN MESS- UND EVALUIERUNGSPROGRAMMS (WMEP)

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1 ZUVERLÄSSIGKEIT, WRTUNG UND ETRIESKOSTEN VON WINDKRFTNLGEN USWERTUNGEN DES WISSENSHFTLIHEN MESS- UND EVLUIERUNGSPROGRMMS (WMEP) erthold Hahn Institut für Solare Energieversorgungstechnik Verein an der Universität Kassel e. V. Königstor 59, Kassel, Germany Tel.: , Fax: elastbare ussagen über die Zuverlässigkeit von Windkraftanlagen und die während des etriebs entstehenden Kosten können erst nach vielen etriebsjahren einigermaßen sicher getroffen werden. Die 250 MW Wind" Fördermaßnahme der deutschen undesregierung wird von einem Wissenschaftlichen Mess- und Evaluierungsprogramm begleitet, das die technischen und finanziellen etriebserfahrungen der geförderten nlagen untersucht. Die ersten Windkraftanlagen wurden 1989 in dieses Programm aufgenommen, so dass inzwischen für rund nlagen Erfahrungen über mehrere etriebsjahre vorliegen. Der folgende eitrag zeigt, wie zuverlässig die Windkraftanlagen prinzipiell sind und wie sich ihre technische Verfügbarkeit im Laufe des etriebs entwickelt. Die ufmerksamkeit gilt darüber hinaus den Maßnahmen, die für Wartung und Instandsetzung der nlagen ergriffen werden, und den im etrieb entstehenden Kosten für Instandhaltung und Versicherung. Eine umfangreich, jährlich aktualisierte uswertung der etriebserfahrungen mit den geförderten Windkraftanlagen erscheint in der ISET-Schriftenreihe /1/. 1 EINLEITUNG Mit dem zügigen usbau der Windenergienutzung in Deutschland in den letzten 15 Jahren fand auch eine umfangreiche technische Weiterentwicklung der Windkraftanlagen (WK) statt. Die eingesetzte Technik hat ein solches Qualitätsniveau erreicht, dass die Windkraftanlagen eine technische Verfügbarkeit von etwa 98 % erreichen (bb. 1). Technische Verfügbarkeit 0% 99% 98% 97% 96% 95% P < 500kW 500 <= P < 00kW P >= 00kW nzahl nlagen mit ericht etriebsalter [Jahre] bb. 1: Die Technische Verfügbarkeit der WK im WMEP Das bedeutet, dass eine WK durchschnittlich rund eine Woche pro Jahr für Wartungen oder Reparaturen stillgesetzt wird. Unter erücksichtigung der Tatsache, dass die nlagen über Jahre hinweg praktisch ununterbrochen und ohne etriebspersonal im Einsatz sind, ist dies eine geringe usfallzeit. Der Frage, ob diese Zuverlässigkeit auch nach längerer etriebszeit zu erwarten ist und welche etriebskosten anfallen, wird im Folgenden nachgegangen DTENGRUNDLGE DER USWERTUNGEN Mit der 250 MW Wind -Fördermaßnahme der undesregierung werden bzw. wurden über WK mit vielfältigen technischen Konzepten und in vielen verschiedenen Regionen Deutschlands finanziell gefördert (vgl. /1/). Die etreiber dieser geförderten WK berichten im Rahmen des vom Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET) durchgeführten wissenschaftlichen egleitprogramms (WMEP) regelmäßig über Energieerträge, Wartungs- und Instandsetzungsmaßnahmen sowie etriebskosten. uf vorbereiteten Formularen für Wartungen und Instandsetzungen geben die etreiber u. a. den usfallzeitraum, die ggf. beschädigte Komponente und - soweit möglich - Ursache und offensichtliche uswirkungen auf nlage und etrieb an. is heute gingen dem ISET über Wartungs- und Instandsetzungsberichte zu. etriebsjahr nzahl WK P<500 kw P<500 kw (ausgeschieden) 500<=P<00 kw 500<=P<00 kw (ausgeschieden) P>00 kw bb. 2: ltersverteilung der im WMEP beobachteten WK

2 Zuverlässigkeit, Wartung und etriebskosten von Windkraftanlagen Seite 2 Nach zehn etriebsjahren erlischt die Verpflichtung der geförderten etreiber zur erichterstattung gegenüber dem WMEP, so dass die meisten der nlagen zu diesem Zeitpunkt aus dem wissenschaftlichen Programm ausscheiden. Eine kleinere nzahl engagierter etreiber berichtet aber freiwillig über diesen Zeitpunkt hinaus weiter, so dass für einige nlagen bereits Erfahrungen aus mehr als zwölf etriebsjahren vorliegen. us technischen Gründen konnten diese Erfahrungen in die vorliegende uswertung aber teilweise noch nicht einfließen. Im Durchschnitt haben die bis Ende 2002 im Programm verbliebenen nlagen knapp 9 etriebsjahre absolviert. Die ltersstruktur der WK im WMEP ist bb. 2 zu entnehmen. und Instandsetzungsmaßnahmen dar und sollen insbesondere sicherheitsrelevante Schäden aufdecken. Trotz aller ufwendungen treten von Zeit zu Zeit etriebsstörungen und Schäden an den WK auf. Zur Minimierung von Schäden und Stillstandzeiten sind kurze Reaktionszeiten der Service-Teams und eine gute Ersatzteilbevorratung von großer Wichtigkeit. uch aus diesem Grund sind die meisten WK mit einer Überwachungsfunktion ausgestattet, die entdeckte Störungen direkt, z.. per Fax, an den technischen etriebsführer meldet. In letzter Zeit durchgeführte Umfragen bei den etreibern von WK lassen allerdings darauf schließen, dass auch größere Hersteller trotzdem zunehmende Schwierigkeiten, einen zuverlässigen und schnellen Service aufzubauen (vgl. /2/). 3 WRTUNG UND WIEDERKEHRENDE PRÜFUNG Um Schäden und Folgeschäden von vornherein möglichst weitgehend zu vermeiden, werden von den Herstellern Wartungspflichtenhefte erstellt, die die Überprüfung und gegebenenfalls den ustausch von Verschleißteilen und besonders gefährdeten auteilen in regelmäßigen Intervallen vorschreiben. Zu den Kontrollenmaßnahmen gehören in der Regel folgende Überprüfungen: remsfunktion und Verschleiß der remsbeläge Vorspannung von Verschraubungen Schmierung von offenen Verzahnungen ölstand und verschleiß Wechsel von Filtern Kontrolle des Korrosionsschutzes Visuelle Kontrolle der Maschine Diese Wartungsmaßnahmen werden meistens von Service-Teams des nlagen-herstellers übernommen, es werden aber auch vom Hersteller unabhängige Wartungsfirmen beauftragt. Da konstruktionsbedingt einige Kontrollen häufiger durchführt werden müssen als andere sind typischerweise für die verschiedenen Maßnahmen auch unterschiedliche Intervalle vorgesehen, z..: Wartung : nach x etriebsstunden Wartung : halbjährlich Wartung : jährlich Wartung D: alle zwei Jahre Wartung E: alle fünf Jahre So ist es gewährleistet, dass alle regelmäßig gewarteten nlagen in beispielsweise halbjährlichen Rhythmus in ugenschein genommen werden und kleinere oder sich anbahnende Schäden erkannt und frühzeitig behoben werden können. Des Weiteren ist durch entsprechende Formulierungen in den Typenprüfungen für praktisch alle WK eine regelmäßige wiederkehrende Prüfung durch einen Sachverständigen vorgeschrieben. Diese Überprüfungen stellen eine rt unabhängige Kontrolle der Wartungs- 4 ETRIESUNTERREHUNGEN UFGRUND VON STÖRUNGEN Die protokollierten Stillstandzeiten der WK werden teils durch die beschriebenen planmäßigen Wartungsarbeiten, teils durch nicht vorhersehbare Störfälle verursacht. Die folgenden uswertungen beziehen sich nur auf diese unplanmäßigen Störfälle, die zu etwas mehr als der Hälfte durch Schäden an elektrischen und elektronischen Komponenten hervorgerufen werden (bb. 3). Die großen Hauptkomponenten, und fallen aufgrund ihrer Schadenshäufigkeit nicht besonders auf, dagegen sind die elektrische nlage in der WK (ohne ) und die elektronische etriebsführung besonders anfällig. uch die und die Sensorik fallen auf. Elektrische Komponenten Elektronische Regelung 18% % Mechanische Komponenten ntriebstrang Mechanische 2% remse 5% % 7% Tragende Teile/ Gehäuse 5% 2 7% Gesamtanzahl Meldungen: bb. 3: nteile der betroffenen Hauptkomponenten an der Gesamtzahl der Schäden Die Schwere der Schäden ist aber durch die reine Häufigkeit nicht vollständig beschrieben. Vielmehr müssen die Häufigkeit der Schadensfälle, die verursachten usfallzeiten und die Instandsetzungskosten verknüpft werden, um die Zuverlässigkeit der Komponenten zu bewerten. Da oftmals Schäden an mehreren Komponenten gleichzeitig eintreten bzw. nur die jährlichen Instandsetzungskosten bekannt sind, lassen sich im Rahmen des WMEP vor allem die Kosten nicht sauber auf die betroffenen Komponenten aufteilen. Deshalb

3 Zuverlässigkeit, Wartung und etriebskosten von Windkraftanlagen Seite 3 werden hier zur Einschätzung nur Schadenshäufigkeit und usfallzeiten betrachtet. Die durch Schäden verursachten usfallzeiten sind jeweils abhängig vom notwendigen Reparaturaufwand, von der Verfügbarkeit der Ersatzteile und von den Personalkapazitäten der Serviceteams. Vor allem die Instandsetzungen an den Komponenten in der Gondel, (vgl. /3/), Triebstrang, Nabe, und lätter, verursachten in der Vergangenheit oft usfallzeiten von bis zu mehreren Wochen. bb. 4 zeigt für jede Hauptkomponente die durchschnittlich verursachte usfallzeit pro Schadensfall. Natürlich können die Instandsetzungskosten bei der ewertung eigentlich nicht vernachlässigt werden. Hinsichtlich der reinen Zuverlässigkeit und technischen Verfügbarkeit wird aber schon deutlich, dass Verbesserungen an und Elektronik vordringlich sind. Insbesondere an schlecht zugänglichen Einsatzorten, wie z.. bei der geplanten Offshore-nwendung, können Stillstandzeiten große finanzielle Einbußen bedingen. 5 SHDENSHÄUFIGKEIT UND NLGENLTER Elektronische Regelungseinheit Mechanische remse Tragende Teile / Gehäuse ntriebstrang Tage bb. 4: Durchschnittliche usfallzeiten je Schadensfall Wie bereits erwähnt, fallen Komponenten wie E- lektronische Regelungseinheit, oder auch durch relativ hohe usfallraten auf. ndererseits werden diese Störungen relativ schnell innerhalb von ein bis zwei Tagen wieder behoben. us der Verknüpfung von Häufigkeiten und Stillstandzeiten ergibt sich nun eine Möglichkeit, die Zuverlässigkeit der WK etwas differenzierter zu betrachten. us bb. 5 ergibt sich, dass Schäden an der für eine insgesamt nur etwa dreimal so lange Stillstandzeit sorgen wie Schäden am Triebsstrang, während ihre reine Häufigkeit mehr als zehnmal so groß ist. Dennoch sorgen Schäden an der und an der nlagenregelung für den mit bstand größten nteil an der durchschnittlichen jährlichen Stillstandzeit. Elektronische Regelungseinheit Tragende Teile / Gehäuse Mechanische remse ntriebstrang 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Tage bb. 5: Durchschnittliche jährliche Stillstandzeit einer WK aufgrund der mittleren Häufigkeit von Schäden und der verursachten usfallzeiten Die meisten in Deutschland errichteten WK wurden von ihren Konstrukteuren für etriebsdauern von 20 Jahren ausgelegt. Da bis heute praktisch keine so langjährigen etriebserfahrungen vorliegen, kann über die tatsächlich zu erwartende Lebensdauer noch keine ussage getroffen werden. Eine nachlassende Zuverlässigkeit mit zunehmendem etriebsalter könnte aber schon heute Hinweise auf gravierende bweichungen von der konstruktiv angestrebten Lebensdauer und den möglicherweise steigenden ufwand zur Instandhaltung geben. Jährliche Schadenshäufigkeit WE unter 500 kw WE mit kw WE ab 00 kw etriebsjahr bb. 6: Schadenshäufigkeit mit zunehmendem nlagenalter In bb. 6 sind deshalb die Schadenshäufigkeiten (nzahl von Schäden je Zeiteinheit) der WK in bhängigkeit von ihrem etriebsalter dargestellt. Es wird deutlich, dass die Schadenshäufigkeit der WK mit zunehmendem etriebsalter abnimmt. Dies gilt für alle drei Leistungsklassen, wobei die größeren nlagen erheblich häufiger repariert werden mussten als die älteren kleineren WK. b dem zweiten etriebsjahr erreichen die nlagen der beiden Leistungsklassen unter kw für mehrere Jahre eine nahezu konstante Schadenshäufigkeit von einem bzw. zwei Schäden im Jahr. Die großen nlagen der Megawatt- Klasse sind dagegen deutlich störungsanfälliger. Hier werden allerdings mit deutlich sinkender Tendenz in den ersten fünf etriebsjahren mehr als drei Schäden im Jahr registriert. Es ist zu beachten, dass sich in bb. 6 die Zusammensetzung der betrachteten nlagen von Säule zu Säule ändert. lle nlagen haben das erste etriebsjahr bereits absolviert, während über viel weniger der nlagen bereits etriebserfahrungen aus späteren etriebsjahren vorliegen. Das bedeutet, dass die sich

4 Zuverlässigkeit, Wartung und etriebskosten von Windkraftanlagen Seite 4 jahren vorliegen. Das bedeutet, dass die sich heute ergebenden Schadenshäufigkeiten für WK z.. im achten etriebsjahr zukünftig mit den noch zu ermittelnden Daten weiterer nlagen ändern werden. >= 00 kw 26% Instandhaltung Versicherung ndere 29% 45% 6 ETRIESKOSTEN 500<= <00 kw 46% 22% 32% Der größte nteil der Stromgestehungskosten aus Windenergie wird durch die vergleichsweise hohen Investitionskosten verursacht. ber auch die laufenden Kosten während des etriebs, die sich bei 20 Jahren Lebensdauer größenordnungsmäßig auf ein Drittel der Gesamtkosten addieren können, spielen eine wichtige Rolle. In den folgenden uswertungen zu etriebskosten wurden sehr individuell entstehende etriebsführungskosten, Kosten für den Mühlenwart u. ä. sowie Steuern und Strombezugskosten nicht berücksichtigt. Leistungklasse[kW] Jährliche etriebskosten [ / kw a] bb. 7: Spezifische jährliche etriebskosten je Kilowatt aller über zwei Jahre alten nlagen im WMEP seit 1993 in bhängigkeit von der nlagengröße Erwartungsgemäß liegen die leistungsspezifischen etriebskosten für die nlagen ab kw deutlich niedriger (s. bb. 7) als bei den kleinen nlagen. Vor allem die spezifischen Kosten für Wartung und Instandsetzung variieren stark mit der Größe der nlagen. Dies hängt u. a. damit zusammen, dass die in Kapitel 3 beschriebenen Maßnahmen sehr arbeitsintensiv und aufgrund dieser rbeitskosten nicht proportional mit der nlagengröße wachsen. In einer etwas groberen Klasseneinteilung als in der uswertung zuvor sind in bb. 8 die etriebskosten nach Instandhaltung (Kosten für Wartungsverträge und Instandsetzungen), Versicherung (Kosten für Haftpflicht-, Maschinenschaden- sowie etriebsausfallversicherung) und ndere (Kosten für Pacht, Gebäude- und Rechtsschutzversicherung, IHK-eiträge und anderes) untergliedert. Während bei den älteren kleineren WK die Instandhaltungskosten zwei Drittel der etriebskosten ausmachen, sind es bei den nlagen zwischen 500 und kw weniger als die Hälfte und bei der Megawatt-Klasse nur noch etwa ein Viertel der etriebskosten. < 500 kw 60% 28% 12% Jährliche spezifische etriebskosten [ / kw a] bb. 8: ufteilung der spezifischen jährlichen etriebskosten je Kilowatt aller über zwei Jahre alten nlagen im WMEP seit 1993 nach Kostenarten Ähnlich wie die Zuverlässigkeit der WK in bhängigkeit ihres etriebsalters ist natürlich die Entwicklung der jährlichen etriebskosten mit zunehmendem nlagenalter von Interesse. bb. 9 gibt die Verhältnisse für die nlagen im WMEP wieder. Für die beobachteten nlagen kann festgehalten werden, dass nach blauf der Garantiezeit vor allem die Kosten für Reparaturen ansteigen. Der über den Zeitraum mehrerer Jahre wachsende Reparaturkostenanteil kann durch die unterschiedlich langen von den verschiedenen Herstellern gewährten Garantiezeiten erklärt werden. 50 [ /kw a] Reparatur Wartung Versicherung Pacht Sonstiges meist Garantiezeit : < 500 kw : kw : ab kw nur 1 WE etriebsjahr bb. 9: uf die der nlagen bezogene jährliche etriebskosten. Steuern, Geschäftsführungskosten und Strombezugskosten sind in der Darstellung nicht enthalten. Nach dem blauf der unterschiedlich langen Garantiezeiten bleiben die Reparaturkosten für nlagen unter 500 kw für mehrere Jahre nahezu konstant. Die etriebskosten (wiederum ohne Geschäftsführungskosten, Strombezugskosten und Steuern) betragen - bezogen auf die der jeweiligen nlage - ab dem sechsten etriebsjahr rund 35 /kw. In der Leistungsklasse 500 bis 999 kw stiegen die Kosten auf rund 25 /kw ab dem sechsten etriebsjahr und liegen damit deutlich niedriger als bei den kleineren nlagen. uch fällt der nstieg der Kosten nach blauf der Garantiezeit moderater aus. ei den nlagen der Megawatt- Klasse liegen die leistungsspezifischen etriebskosten

5 Zuverlässigkeit, Wartung und etriebskosten von Windkraftanlagen Seite 5 wiederum deutlich niedriger, nämlich bei knapp 15 /kw im Jahr. 7 ZUSMMENFSSUNG Nachdem die ältesten Windkraftanlagen im WMEP, deren etriebserfahrungen zum jetzigen Zeitpunkt ausgewertet werden können, seit nunmehr über 12 Jahren in etrieb sind, können über Zuverlässigkeit und etriebskosten der Windkraftanlagen in der ersten Hälfte der erwarteten Lebensdauer von 20 Jahren relativ zuverlässige ussagen getroffen werden. ufgrund der usfallzeiten durch Schäden und Wartungsmaßnahmen erreichen die Windkraftanlagen im Durchschnitt eine technische Verfügbarkeit von etwa 98 %. Die Schadenshäufigkeit liegt bei den älteren nlagen unter 500 kw bei einem Schaden, bei den WK unter kw bei zwei Schäden und bei den Megawatt-nlagen bei mehr als drei Schäden pro Jahr mit weiterhin sinkender Tendenz. Etwas mehr als die Hälfte der Schäden betreffen elektrische und elektronische Komponenten. Diese Schäden sind offenbar weniger gravierend, da die nlagen nach kurzer usfallzeit wieder in etrieb gehen können. Dennoch wirkt sich die Häufigkeit dieser Störfälle stark negativ auf die technische Verfügbarkeit aus, was im Falle der geplanten Offshore-nwendung eine besondere edeutung erlangen würde. Die Entwicklung der etriebskosten wird insbesondere durch die Kosten für Instandhaltungsmaßnahmen geprägt. Sie steigen naturgemäß nach blauf der Garantiezeit deutlich an und erreichen je nach nlagengröße unterschiedliche spezifische Werte. ei den kleineren nlagen liegen sie etwa bei jährlichen 35 / kw, bei den Megawatt-nlagen eher bei 15 / kw. Ein signifikanter nstieg der Schadenshäufigkeiten und etriebskosten ist bis zum eginn der zweiten Hälfte der vorgesehenen Lebensdauer von 20 Jahren noch nicht zu erkennen. ufgrund mangelnder Erfahrungen und aufgrund der relativ kleinen Stichprobe der ältesten im WMEP erfassten nlagen ist eine Prognose der weiteren Entwicklung schwierig. llerdings sind die Entwicklungen von Zuverlässigkeit und etriebskosten der unterschiedlichen WK-Leistungsklassen - trotz unterschiedlicher absoluter Zahlenwerte - ähnlich und vom Prinzip her auch aus anderen Technikbereichen bekannt. Daher ist mit einiger Wahrscheinlichkeit für alle Windkraftanlagen nach der ehebung anfänglicher Schwierigkeiten mit einer längeren Periode gleichmäßig niedriger usfallraten und relativ konstanter etriebskosten zu rechnen, die nach heutiger Sicht noch deutlich in die zweite Lebensdauerhälfte hinein andauern. LITERTUR /1/ M. Durstewitz,. Enßlin,. Hahn, M. Hoppe- Kilpper, K. Rohrig Windenergie Report Deutschland 2002 ISET, Kassel, 2002 /2/. Hinsch Schattenseite eines rasanten Wachstums WE-Umfrage zu Serviceleistungen Neue Energie Nr.1, Januar 2003, /3/ M. Durstewitz, R. Wengler nalyses of Failure of Wind Turbines in Germanys 250 MW Wind Programme ISET, Kassel, 1998, Study

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