Studienergebnisse Maintenance Excellence bei Windkraftanlagen

ConMoto Consulting Group GmbH

ConMoto-Kurzstudie:
Effektiver Betrieb von Windkraftanlagen –
Realisierung von Maintenance Excellence
Erkenntnissen

München, im September 2011

Wir schaffen Vorsprung

Inhalt

1. Grundlagen und Zielsetzung der Kurzstudie
„Instandhaltungsstrategien für Systeme von Windkraftanlagen“

2. Windkraftanlagen – Basisdaten und Stördatenauswertung

3. Wirtschaftlich optimale Instandhaltungsstrategien bei
Windkraftanlagen

4. ConMoto Consulting Group – Übersicht

 ConMoto Consulting Group GmbH Wir schaffen Vorsprung Maintenance_Excellence_Windkraftanlagen_110829.ppt 2

ConMoto-Kurzstudie „Instandhaltungsstrategien für Systeme von
Windkraftanalgen“ (2011) – Untersuchungsumfang und Basisdaten

Auswertung Basisdaten

Repräsentative Untersuchung bei Betreibern
von Windparks

Ø Volllaststunden pro Jahr: 2.141 h (Onshore)
Ø Volllaststunden pro Jahr: 3.695 h (Offshore)

Untersuchte Hersteller:
□ Enercon □ Nordex
□ Vestas □ NEG Micon
□ GE □ RE Power
□ Windworld □ HSW / BWU
□ Siemens □ Fuhrländer


Methodische Vorgehensweise – Ermittlung der Sollwerte und Analyse
angewandter Instandhaltungsstrategien
Stördatenanalyse und ConMoto Best-Practice- Soll-IH-Strategien ConMoto
Erkenntnisse „Risiko- und
verfügbarkeits-
basierte
Instandhaltungs-
strategien“

Auswertung der Befragung bei WKA-Betreibern Ist-IH-Strategien

Periodische Strategie

Redundanz Strategie

Redundanz Strategie

Zustandsorientierte
Instandhaltungs-

kürzere Intervalle
längere Intervalle
Strategie

Abfrage von Instandhaltungs-

Crashstrategie

Eliminierungs-

Sequentielle
Mehrfache

Strategie

Strategie
strategie

Einfache
System

strategien (IH-Strategien) für
die Hauptsysteme von WKA: Pitchsystem
52% 1% 1% 10% 31% 4% 1%

Windrichtungs-
führung

Antrieb

Antrieb*
51% 3% 1% 10% 1%
34%

Rotornabe

Abtrieb 72%
11% 9% 7%

Elektrik und Steuerung Rotorblätter
29% 3% 48% 12% 8%

► Handlungsfelder und Aktionsschwerpunkte lassen sich aus den Differenzen zwischen
Ist- und Soll-Instandhaltungsstrategien ableiten. Das Ziel ist Maintenance Excellence

Inhalt



Windkraftanlagen



Windkraftanlagen Deutschland – Zahlen & Fakten

54,0 GW
Ø Onshore Volllaststunden:**
1.700 - 2.100 h (≙19-24%)
40,0 GW

Ø Offshore-Volllaststunden:

Estimate

Estimate
26,8 GW 3.800 h (≙ 43,5%)
Anzahl
WKA
18,3 GW
Ø Einspeisevergütung*** Onshore:
0,075 €/kWh (gemittelt über 20 Jahre)
6,1 GW* 28.000 - 37.000 -
9.247 17.323 21.646 33.000 40.000 Ø Einspeisevergütung*** Offshore:
0,13 – 0,15 €/kWh (für die ersten zwölf
2000 2005 2010 2015 2020 Jahre)
Anzahl Windkraftanlagen (WKA) in Deutschland
und gesamte installierte Leistung
Trend zu Anlagen
> 1,5 MW (Offshore)


Quellen: www.windmonitor.iwes.fraunhofer.de * 1 GW = 1.000 MW = 1.000.000 kW
www.wind-energie.de/ ** Volllaststunden = erzeugte Energie pro Jahr / Nennleistung
www.de.wikipedia.org/wiki/windkraftanlagen *** gem. EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz)

Rotorblätter und Turm sind die Hauptkostentreiber einer WKA

Gesamtinvestitionskosten:
□ 75% Windkraftanlagenpreis
Azimutsystem □ 25% Investitionsnebenkosten*
Kabel und Hydraulik
Sensorik 2%
2% Montage Gesamtinvestitionskosten pro kW installierter
3%
Nabe und 3%
Getriebe Leistung
Hauptwelle 18% □ Onshore: 1.000 bis 1.700 €/kW
6%
□ Offshore: bis 4.300 €/kW
Gondel
8%
Ø jährliche Wartungs- und Instandhaltungs-
kosten (W+I-K) (Onshore):
Rotorblätter
24% ~ 2,6% der Anlagenkosten (Turbine und
Generator
10% Turm Generator) ohne Turm und ohne Investitions-
24% Nebenkosten (NK)
Ø jährliche Betriebskosten (Offshore):
Typische Investitions-Kostenstruktur einer
0,02-0,04 €/kWh (davon 30-50% W+I-K)
1,2 MW Windkraftanlage


Quelle: www.wind-energie.de * Netzanbindung, Fundament, Erschließung,
Planung, sonstige Kosten; Wert gilt für
Onshore Anlagen

Ca. 2/3 der Störungsauswirkungen verursachen totalen Produktions-
ausfall oder verringerte Stromproduktion
Generelle Anforderungen an WKA Störungsursache
Ursache
Großer Sturm unbekannt Andere Ursachen
Netz 5% 8%
Lastbereich 11%
Eisansatz 6%
3% Anlagenregelung
23%
Blitz
Schwingungen
4%

Bauteillockerung
Hohe dynamische 3% Bauteildefekt
Belastungen 37%

Umwelteinflüsse Störungsauswirkung
(Temperatur, Salz, Staub) Überdrehzahl
4%
Geräusch- Vibration Verursachung von
entwicklung 3% Folgeschäden
Überlast 5% 2%
Kritische Systeme 1%
Reduzierte
Steuerung und allg. Elektronik Leistungsabgabe
4%
Rotorblätter
Pitchsystem Andere
Auswirkungen
Generator Anlagenstillstand 18%
63%


Quelle: windmonitor.iwes.fraunhofer.de

Deutlicher Trend zu höheren Ausfallraten bei jüngeren / größeren WKA

Anlagenzuverlässigkeit nach Alter und Nennleistung

Nennleistung Ø Ausfallrate
< 500 kW Großanlagen: 3,5
500 - 999 kW
Ø Ausfallrate
Jährliche Ausfallrate

> 1.000 kW
Mittelanlage: 2
[Anzahl / Jahr]

Ausfallraten nahezu
unabhängig vom Alter
der Anlagen
Trend zu höheren
Ausfallraten bei
Großanlagen
(höhere Komplexität)

Betriebsjahre

► Jeder Schaden führt zu einem Ø Stillstand von 6 Tagen

Quelle: Hahn,B.; Durstewitz M.; Rohrig K.: Reliability of Wind Turbines; Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET)
Verein an der Universität Kassel e.V., 34119 Kassel, Germany

Elektrik & Regelungseinheit weisen die höchsten Fehlerhäufigkeiten auf

Schadenshäufigkeit
[Fehler pro Jahr und Anlage] 0,6 100
0,5

Ausfallrate [%]
0,4
Ausfallrate

0,3 50
0,2
0,1
0 0
t

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ge
k

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in

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M
W

ag
El

Tr
► Mechatronische Bauteile (z.B. Sensoren) sowie Hydrauliksysteme verursachen
am zweithäufigsten Ausfälle

Quelle: www.windmonitor.iwes.fraunhofer.de

Über 39% der Stillstandszeiten werden durch Pitchsystem und Elektrik
verursacht

Stillstandzeiten durch Bauteilausfälle

Kumulierte Stillstandszeit [%]
Anteil Stillstandszeit

25 100
(Stunden / Jahr) [%]

20
15
50
10
5
0 0
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M
W

ag
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Tr

► Fünf Bauteile (Pitchsystem, Elektrik, Generator, Elektr. Regelungseinheit,
Windrichtungsführung) verursachen 71% der jährlichen Stillstandszeiten

Quelle: http://www.winergy-group.com

Aufwendungen zum Erhalt von Windkraftsystemen
Erhaltungsaufwand bzw. Austauschkosten [€/KW]

Ersatzinvestitionsbedarf ca. 54% der
WEA-Investition (20 Jahre)

Kritische
Komponenten

Unkritische
Komponenten

Mittelkritische
Komponenten

Anzahl der Jahre zwischen wesentlichen Erhaltungsaufwänden bzw. Austausch


Quelle: DEWI 2002

Inhalt



Windkraftanlagen



ConMoto Methode: Risiko- und verfügbarkeitsbasierte
Instandhaltungsstrategien – Der „Kubus“ im Detail
Zustandsorientierte Strategie
(W+I-Maßnahmen gemäß
Zustandsüberwachung)
g - Sequentielle Strategie
f h
h - Zustandsorientierte Strategie
e g
5 (Online)
Auswirkung eines Ereignisses - y

hoch

Redundanz
(Funktionale Redundanz – Bypass)
e - einfache Redundanz
f - Mehrfachredundanz
3
d Periodische Strategie
b
(Maßnahmen periodisch
gering

c bzgl. Menge oder Zeit
a 5 gem. W+I-Plänen)
3 c - periodisch lang
d - periodisch kurz
1 3 5 1
Crashstrategie
niedrig hoch (vorsätzlicher Betrieb bis zum Ausfall)
a - Crash
Wiederbeschaffungswert - x
b - Eliminierungsstrategie

► Ermittlung der wirtschaftlich optimalen Instandhaltungsstrategie für jede Komponente

Erfolge durch wirtschaftlich optimale Instandhaltungsstrategien

Direkte
Produktions-
Instandhaltungs-
ausfallkosten

Kosten
kosten
Senkung der Minimum Instand- Verbesserung der
Instandhaltungs- haltungs- technischen
kosten kosten Verfügbarkeit
Reduzierung altes System Verbesserung des
ungeplanter Leistungsgrades
Instandhaltungs- neues System
Erhöhung der
maßnahmen Produktions- Prozessstabilität
Erhöhung des ausfallkosten Verringerung von
vorbeugenden altes System Ausschuss und
Instandhaltungs- Nacharbeit
neues System
aufwandes …
Technische Aufwand
Optimierung
…
Risiko- und verfügbarkeitsgetriebene Budget- und Ressourcen-
steuerung auf Basis eines ausgewogenen Kennzahlensystems

► Senkung der Instandhaltungskosten bei gleichzeitiger Verringerung des Produktionsausfalls
mit optimaler Budget- und Ressourcensteuerung führen zum Gesamtkosten-Minimum

Ergebnisse der Kurzstudie – Instandhaltungstrategien für die
Komponenten im Bereich „Antrieb“ (Ist-Zustand)


Redundanz Strategie

Redundanz Strategie

Zustandsorientierte
Instandhaltungs-

kürzere Intervalle
längere Intervalle
Strategie

Crashstrategie

Eliminierungs-

Sequentielle
Mehrfache

Strategie

Strategie
strategie

Einfache
System

1 Pitchsystem
52% 1% 1% 10% 31% 4% 1%

Windrichtungs-
2
führung
Antrieb*

51% 3% 1% 10% 1%
34%

3 Rotornabe
72%
11% 9% 7%

4 Rotorblätter
29% 3% 48% 12% 8%


* Werte gerundet

Maintenance Excellence am Beispiel risiko- und verfügbarkeitsbasierter
Instandhaltungsstrategien einer Windkraftanlage – Antrieb (Ist vs. Soll)

Legende
1 Soll-Strategie
Bei drei Systemen des
f h Ist-Strategien mit Verteilung
g Antriebs wird in der Praxis
5 e über alle Betreiber*
nicht die optimale IH-
Signifikante Abweichung
2 Strategie** angewandt.

%
zur Soll-Strategie
hoch

Mittlere Abweichung Einzig beim System
%
zur Soll-Strategie „Rotorblätter“ wenden etwa die
Keine Abweichung Hälfte der WKA-Betreiber eine
% zur Soll-Strategie
3 IH-Strategie mit periodisch
1 2 d langen Intervallen an
b 31% 34%
(wirtschaftlich sinnvollste
gering

1 2 4
52% 51%
48% c Strategie für dieses System).
a 3 4 5
72% 29% 3 4 3 Windkraftanlage Soll-Werte (x/y/z)
1
1 3 5 1 Pitchsystem (5/5/5)
niedrig hoch 2 Windrichtungsführung (3/4/3)

3 Rotornabe (3/1/3)
4 Rotorblätter (5/1/2)


* Es sind jeweils die zwei am häufigsten verwendeten IH-Strategien ** IH-Strategie = Instandhaltungsstrategie
dargestellt; bei >70% ist nur eine IH-Strategie angeführt

Komponenten im Bereich „Abtrieb“ (Ist-Zustand)


Redundanz Strategie

Redundanz Strategie

Zustandsorientierte
Instandhaltungs-

kürzere Intervalle
längere Intervalle
Strategie

Crashstrategie

Eliminierungs-

Sequentielle
Mehrfache

Strategie

Strategie
strategie

Einfache
System

5 Antriebsstrang
30% 3% 1% 9% 5% 31%
22%

6 Getriebe
Abtrieb*

28% 3% 1% 13% 33%
22%

Mechanische
7 36%
Bremse
51% 1% 11% 1% 1%

8 Hydraulikanlage
76%
3% 12% 7% 1%


* Werte gerundet

Instandhaltungsstrategien einer Windkraftanlage – Abtrieb (Ist vs. Soll)

Legende

Soll-Strategie
Weite Streuung an IH-
f h Ist-Strategien mit Verteilung
g Strategien bei den Systemen
5 e über alle Betreiber*
„Antriebsstrang“ und „Getriebe“.
5 6 Signifikante Abweichung
31% 33%

%
zur Soll-Strategie Stärkste Abweichung von der
hoch

Mittlere Abweichung Soll-Strategie beim System
%
zur Soll-Strategie „Getriebe“.
Keine Abweichung
% zur Soll-Strategie Ca. die Hälfte aller Betreiber
3 7 verwenden die optimale
5 6 36% d
b 30% 28% 6 Strategie für das System
gering

7 „Mechanische Bremse“.
5 c
a 7 8 51% 5
76% 8 3 Windkraftanlage Soll-Werte (x/y/z)

1 3 5 1
5 Antriebstrang (2/2/1)
niedrig hoch 6 Getriebe (4/2/2)
7 Mechanische Bremse (1/1/4)
8 Hydraulikanlage (3/1/2)

* Es sind jeweils die zwei am häufigsten verwendeten IH-Strategien

Komponenten im Bereich „Elektrik und Steuerung“ (Ist-Zustand)


Redundanz Strategie

Redundanz Strategie

Zustandsorientierte
Instandhaltungs-

kürzere Intervalle
längere Intervalle
Strategie

Crashstrategie

Eliminierungs-

Sequentielle
Mehrfache

Strategie

Strategie
strategie

Einfache
System

9 Elektrik 83%
1% 6% 8% 1%
Elektrik und Steuerung*

Elektrische
10
Regelungseinheit
53% 1% 31% 8% 6% 1%

11 Generator 28% 22%
13%
3% 1% 33%

12 Sensoren 82%
1% 5% 2% 8% 1%


* Werte gerundet

Instandhaltungsstrategien einer Windkraftanlage – Elektrik und Steuerung
(Ist vs. Soll)
Legende
9 Soll-Strategie
h Es werden durchwegs nicht
f Ist-Strategien mit Verteilung
11 11 optimale IH-Strategien für die
5 e g über alle Betreiber*
33% Elektrik und Steuerungs-
Signifikante Abweichung
Systeme von WKA angewandt.

10 %
zur Soll-Strategie
hoch

10 Mittlere Abweichung Größte Abweichungen von den
31% %
zur Soll-Strategie wirtschaftlich sinnvollsten IH-
Keine Abweichung Strategien bei den Systemen
% zur Soll-Strategie
3 „Elektrik“ und „Elektrische
b d Regelungseinheit“.
9 10
gering

83% 53%
c
a 11 12 12 5
28% 82%
3 Windkraftanlage Soll-Werte (x/y/z)

1 3 5 1
9 Elektrik (4/5/5)
niedrig hoch 10 Elektr. Regelungseinheit (4/4/5)

11 Generator (4/5/2)
12 Sensoren (4/1/4)

* Es sind jeweils die zwei am häufigsten verwendeten IH-Strategien

Schlüsselerkenntnisse der ConMoto-Kurzstudie
„Instandhaltungsstrategien für Systeme von Windkraftanalgen“
Pitchsystem
Über 75% der Betreiber wenden bei der Hälfte der Windrichtungssystem
untersuchten Systeme eine Instandhaltungsstrategie Antriebsstrang
an, welche fast vollständig von der optimalen Elektrik
Elektrische Regelungseinheit
Instandhaltungsstrategie abweicht
Sensoren

Mehr als 30% der Betreiber wenden nur zum Teil Rotornabe
optimale Instandhaltungsstrategien bei einem Viertel Getriebe
Hydraulikanlage
der untersuchten System an

Nahezu die Hälfte der Betreiber setzen bei einem Rotorblätter
Viertel der untersuchten System eine fast optimale Mechanische Bremse
Generator
bzw. die jeweils optimale Instandhaltungsstrategie ein

► Durch eine systematische Umsetzung der wirtschaftlich optimalen
Instandhaltungsstrategien können die Ausfallraten signifikant reduziert
und die Instandhaltungskosten nachhaltig gesenkt werden

Was bedeutet dies für Onshore-Windkraftanlagen?

Beispiel 1: Onshore-Windpark mit 35 Anlagen

35 x WKA Gesamtleistung: 52,5 MW
Kosten pro installiertem Kilowatt: € 1.100
Reduzierung der direkten
Gesamtanlagenpreis: ~ 58 Mio.€ Instandhaltungskosten um 15%
Jährliche Wartungs- und Instandhaltungskosten: Kosteneinsparung: 127 T€/a
848 T€ (2,6% der Anlagenkosten, ohne Invest-NK,
ohne Turm)

Annahme Volllaststunden: 1.900 h
Erzeugte Energie / Jahr (theoretisch): 99.750 MWh
Erzeugte Energie / Tag (theoretisch): 274 MWh
Ø Einspeisevergütung nach EEG: 75 €/MWh Reduzierung Ausfallrate auf 2/Jahr
Ø Ausfallrate Großanlagen: 3,5 pro Jahr Kosteneinsparung: 185 T€/a
Ø Stillstandzeit pro Schaden: 6 Tage
Jährlicher Verlust von Einspeisevergütung durch
Anlagenstillstände: 432 T€


Was bedeutet dies für Offshore-Windkraftanlagen?

Beispiel 2: Offshore-Windpark mit 12 Anlagen

12 × 5 MW WKA Gesamtleistung: 60 MW
Gesamtinvestitionssumme: 250 Mio.€
Spezifische Investitionskosten: 4.100 €/kW
Reduzierung der direkten
Annahme Volllaststunden: 3.800 h
Instandhaltungskosten um 15%
Erzeugte Energie / Jahr (theoretisch): 228.000 MWh
Jährliche Betriebskosten (Offshore): 0,03 €/kWh Kosteneinsparung: 405 T€/a
Geschätzte jährliche Wartungs- und
Instandhaltungskosten: 2,7 Mio.€ (40% der
Betriebskosten)

Erzeugte Energie / Tag (theoretisch): 626 MWh
Ø Einspeisevergütung nach EEG : 140 €/MWh
Reduzierung Ausfallrate auf 2/Jahr
Ø Ausfallrate Großanlagen: 3,5 pro Jahr
Ø Stillstandzeit pro Schaden: 6 Tage Kosteneinsparung: 700 T€/a
Jährlicher Verlust von Einspeisevergütung durch
Anlagenstillstände: 1,8 Mio.€


Hochrechnung des Einsparpotentials bei Windkraftanlagen in Deutschland
pro Jahr
Windkraftanlangen Deutschland gesamt
Einsparpotential***
Leistung1 Total Invest* IH-Kosten**
Jahr1 Anzahl WKA1 IH-Kosten Produktionausfall
[MW] [Mio. €] [Mio. € / a]
[Mio. € / a] [Mio. € / a]

2011 22.000 28.000 30.800 462 46 - 69 73 - 109

2015 28.000 - 33.000 40.000 44.000 660 66 - 99 104 - 156

2020 37.000 - 40.000 54.000 59.400 891 89 - 134 141 - 211

* Annahme: 1.100 € / kW installierte Leistung
** Annahme: 1,5% des Total Invest (jährlich)
***Realisierbar durch Umsetzung von Maintenance Excellence Erkenntnissen

► Durch konsequente Nutzung von wirtschaftlich optimalen Instandhaltungsstrategien
könnten in den nächsten Jahren bis zu 100 Mio.€ Instandhaltungskosten und bis zu
200 Mio.€ Produktionsausfallkosten pro Jahr eingespart werden

1) Quelle: www.wind-energie.de/

Inhalt



Windkraftanlagen



ConMoto Basisinformationen
20 Jahre Erfahrung
Die ConMoto Consulting Group GmbH unterstützt seit über 20 Jahren Unternehmen bei der Sicherung und
Weiterentwicklung ihrer Wettbewerbs- und Zukunftsfähigkeit.
Internationale Expertise
Rund 80 Berater, verteilt auf die Standorte München, Stuttgart, Wien, St. Gallen, Bratislava, Abu Dhabi und
Shanghai, arbeiten mit Kompetenz und Engagement daran, den bestmöglichen Nutzen für unsere Kunden zu
verwirklichen.
Umsetzungsstärke
Die hohe Qualifikation unserer Berater, ergänzt durch intensive berufliche Erfahrung, gewährleistet die
ausgeprägte Umsetzungskraft, die für die Realisierung der gemeinsam mit unseren Kunden entwickelten
Lösungskonzepte erforderlich ist.
Nachhaltigkeit
Effiziente Strukturen und Prozesse, Innovationsstärke, effektive Führungssysteme und eine nachhaltige
Mobilisierung der Mitarbeiter sind die im Kontext einer wegweisenden Strategie verfolgten Projektziele.
Praxisorientierung
Auf Basis der langjährigen Erfahrung setzen wir innovative Konzepte mit Blick auf das Machbare gemeinsam mit
unseren Kunden um.
Wir rechtfertigen Ihr Vertrauen
Wir schaffen Vorsprung ist das Leitmotiv unserer erfolgreichen, umsetzungsorientierten Vorgehensweise.

Die ConMoto Unternehmensgruppe

Wertorientierte Unternehmensentwicklung
Lean Excellence Wertorientierte Wertorientierter Innovation
Instandhaltung und Einkauf Excellence
Lean Production
Asset Innovation Schlanke Strukturen Produktklinik
Lean Value Chain
Lean Development Risiko- und verfügbarkeits- und Prozesse Zielgerichtetes Methoden-
orientierte Instandhaltungs- Signifikante Senkung der wissen (QFD, FMEA, TRIZ)
Lean Services
strategie Preise für zu beschaffende Technologiebewertung
Lean Administration Geschäftsfeld- und
Zeitwirtschaft/Kapazitäts- Güter und Dienstleistungen
Change Management und Terminplanung Markteintrittsstrategien
Qualifizierungsoffensive
„QAMPUS“ Umsetzung von Produkt-
Kennzahlen & Visualisierung
und Prozessinnovationen
(*) Fremdleistungsmanagement
Value Engineering

Unsere Kernkompetenzen decken die gesamte
Wertschöpfungskette ab


(*) Seit Anfang 2011 ist die Agamus Consult eine 100 %-Tochter der ConMoto Consulting Group

Ihr Ansprechpartner

Dipl.-Ing., MBA Nils Blechschmidt
Senior Partner & Verantwortlicher für das Themen-
feld Maintenance Excellence und Asset Innovation
Tel.: (089) 780 66 - 114
Fax: (089) 780 66 - 100
E-Mail: Blechschmidt@conmoto.de
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