Größer, kühner, schwerer

Seajacks Scylla (Foto: Seajacks)

Der europäische Offshore-Windmarkt wächst schneller als erwartet - nicht zuletzt im Hinblick auf die installierten Komponenten. Könnte dies eine Herausforderung für die bestehende Installationsflotte bedeuten?

Während Offshore-Wind in Europa von vielen als ausgereifter Markt angesehen wird und die ersten subventionsfreien Offshore-Projekte geplant sind, ist dies nicht ohne Herausforderungen.

In Europa sind mehr als 18 Gigawatt (GW) Offshore-Windkraftanlagen installiert. Letztes Jahr wurden 2,4 GW hinzugefügt, und das ist nach Angaben der Berater und Analysten von Wood Mackenzie die erwartete Menge, die in den nächsten 10 Jahren pro Jahr hinzugefügt wird.

Das Vereinigte Königreich, Deutschland und die Niederlande sind die größten Märkte, und auch Frankreich zieht ein. Es ist geplant, ab 2020/2021 Strom ins Netz einzuspeisen, und Belgien und Polen schöpfen ihr Potenzial aus.

Ein großer Schwerpunkt lag auf der Kostensenkung, die vor allem in den letzten 2-3 Jahren schneller als erwartet erfolgte. Tatsächlich wurden die ersten Null-Subventions-Angebote für Offshore-Windparks 2017 abgegeben, als die deutsche EnBW und Dänemarks Ørsted Angebote für deutsche Projekte abgaben.

„Ein großer Teil der [Kostenreduzierung] ist auf einen schnelleren Konstruktionszyklus in der Turbinenentwicklung zurückzuführen“, sagt Shashi Barla, Senior Analyst bei Wood Mackenzie. Die Turbinenhersteller enthüllen neue, größere Systeme schneller. „Im Zeitrahmen dieser Projekte könnten Turbinen mit einer Leistung von 12 bis 14 Megawatt (MW) verfügbar sein. Das könnte kostengünstig sein und Strom ohne Subventionen liefern. “Ein schnellerer Entwicklungszyklus bedeutet jedoch, dass sich die breitere Branche einem kürzeren Versorgungszyklus stellen muss, sagt er.

Es ist nicht allzu lange her - 2011/2012 -, dass Schiffseigner Vermögenswerte für eine Industrie bauten, die 6-MW-Turbinen baute. In diesem Jahr werden im belgischen Offshore-Windpark Northwester 2 9,5-MW-Turbinen mit Rotoren mit einem Durchmesser von 164 Metern installiert. Siemens Gamesa wird im dänischen Testzentrum für große Windturbinen im dänischen Oesterild einen Prototyp seiner 10 MW SG 10.0-193 DD-Turbine mit einem Rotordurchmesser von 193 Metern fertigen. Das Unternehmen geht davon aus, dass die Turbine bis 2022 kommerziell verfügbar sein wird. In der Zwischenzeit arbeitet GE an der Haliade-X, einem 12-MW-Gerät. "Es wird vielleicht nicht mehr lange dauern, bis eine 14-MW-Leistung entwickelt wird", sagt Barla.

Künstlerische Darstellung der Siemens Gamesa 10MW Offshore-Windkraftanlage (Bild: Siemens Gamesa)

Nach Angaben der britischen Schifffahrtskammer wurden im Jahr 2017 Offshore-Turbinen in einer durchschnittlichen Tiefe von 27,5 Metern installiert und durchschnittlich 41 Kilometer vom Ufer entfernt. Im vergangenen Jahr bewegten sich die Zahlen mehr auf 100 bis 150 Kilometer vor der Küste, wo bodenfeste Turbinen in einer Tiefe von 40 bis 50 Metern installiert wurden.

Dies setzt die Installationsunternehmen unter Druck, und es gibt Fragen, ob auf dem Markt Kapazitäten vorhanden sind. „Wenn Unternehmen heute keine Investitionen in diese Schiffe und andere Anlagen tätigen, kann es zu Engpässen bei der Handhabung dieser großen Turbinen und Schaufeln kommen“, sagt Barla. „Wir sprechen bereits von über 100 Meter langen Messern und schweren Bauteilen. Bei einigen Gondelkomponenten handelt es sich um 800 Tonnen. Man braucht wirklich große Maschinen, größere Kräne, um damit fertig zu werden. “

Arnstein Eknes, Segmentleiter für Offshore-Serviceschiffe in der Klassifikationsgesellschaft DNV GL, gibt an, dass es bei der Installation größerer Turbinen zwei wichtige Dimensionen gibt. längere Klingen und schwerere Gondeln. „Wir sprechen heute von Schaufeln mit einer Länge von etwa 100 bis 105 Metern. Die Gondeln sind das schwerste Bauteil und müssen in einer Höhe von 130 bis 140 Metern in die Luft gehoben werden. Daher ist der Hubabstand ein Problem. Wir sehen, dass die ursprünglich gebauten Windpark-Installationsschiffe heute zu klein sind, ohne neue Krane nachzurüsten. Auch die vor 6-7 Jahren gebauten sind zu klein und rüsten größere Krane nach, was keine leichte Aufgabe ist. Die Krane waren vielleicht für 300 bis 400 Tonnen ausgelegt und müssen jetzt für 700, 800, 900, vielleicht sogar 1000 Tonnen ausgelegt sein. Es geht um Gewicht und Höhe. “

Dies sind jedoch nicht die einzigen Probleme, sagt er. Diese Schiffe müssen meistens aufbocken, um Installationsarbeiten durchzuführen. „Anschließend müssen wir die Stärke und das gesamte Hubsystem des Hubwagens neu berechnen, um diese Komponenten anzuheben. Das Nachrüsten eines Krans ist also nicht einfach, und es bereitet den Eigentümern von Windkraftanlagen-Installationsschiffen (WTIV) Kopfzerbrechen, sich darauf vorzubereiten, was der Endkunde tun wird.

In der Tat haben einige Entwickler bereits um Zustimmung zum Einsatz von 20 MW-Turbinen für Entwicklungen in der Nordsee gebeten, bei denen Rotordurchmesser von bis zu 280 Metern auftreten könnten. „Das verdoppelt das Gewicht und die Kapazität der derzeit größten Windkraftanlage“, sagt Eknes.

Dies könnte zwar mehr Druck auf den WTIV-Markt ausüben, aber auch dazu führen, dass weniger Turbinen gebaut werden. Bei 20-MW-Turbinen anstelle von 10-MW-Einheiten müsste die Hälfte der Turbinen installiert werden, um eine Farm gleicher Größe zu schaffen. Das könne aber auch eine zusätzliche Komplexität bedeuten, sagt Eknes, was bedeuten könne, dass die Größe der Turbinen praktisch an die technischen Grenzen stößt. Dies ist eine sehr schwierige Investitionsentscheidung für WTIV-Betreiber.

Einige investieren
Nur vier Jahre nach dem Eintritt in den Offshore-Windkraftanlagenmarkt sorgt das belgische Unternehmen Jan de Nul auf Bestellung von COSCO Shipping Heavy Industry in China mit dem Voltaire für Furore. Der Neubau, der im Jahr 2022 geliefert werden soll, wird eine Tragfähigkeit von 3.000 Tonnen mit einem Huisman-Beinkran und einer Hebefähigkeit von bis zu 270 Metern in bis zu 80 Metern Wassertiefe haben. „Der Voltaire kann mit dem Standardausleger in unerreichten Nabenhöhen von bis zu 165 Metern installiert werden“, sagt Peter De Pooter, Manager Offshore Renewables bei Jan de Nul. „Dadurch können Turbinen der nächsten Generation mit Schaufelspitzen installiert werden, die bis zu 270 Meter über dem Meeresspiegel liegen können.“

Der Voltaire kommt auf die vor vier Jahren erworbenen Offshore-Hub-Installationsschiffe von Jan de Nul, Vole au vent, und Taillevent, die in der Lage sind, Turbinen mit einer Leistung von bis zu 10 MW zu installieren. „Sie können alle Komponenten auf die tatsächliche maximale Nabenhöhe von 120 Metern heben“, sagt Jan de Nul.

„Die nächste Turbinengeneration von 10 MW + wird eine Herausforderung für alle derzeit auf dem Markt verfügbaren Installationsschiffe“, so De Pooter. „Fundamente werden schwerer sein; Klingen werden länger sein. Die Größe, das Gewicht und die Höhe begrenzen die Anzahl der Turbinen, die pro Zyklus [an Bord der heutigen Installationsflotte] transportiert werden können, auf eins oder maximal zwei. Ein Schiff mit den entsprechenden technischen Eigenschaften ist die Antwort auf diese Herausforderung. “

De Pooter sieht einen breiteren Markt für dieses Schiff. "Offshore-Wind außerhalb Europas und Chinas beginnt sich zu entwickeln", sagt er. „Taiwan arbeitet an seinen ersten großen Windparks, und die Jan De Nul Group ist einer der Hauptauftragnehmer für die beiden ersten Aufträge für Engineering, Procurement und Construction (EPC): der Windpark 120 MW Formosa 1 im Jahr 2019 und der Windpark 110 MW Changhua Beide Windparks befinden sich derzeit im Bau. “

Voltaire (Quelle: Jan De Nul)

Seajacks mit Sitz in Großbritannien ist seit 2006 im Offshore-Windgeschäft tätig. Seitdem wurden die Hubschrauber Kraken, Leviathan, Hydra, Zaratan und zuletzt Scylla gebaut. Seajacks erwartet Turbinen der nächsten Generation, z. 12 MW und, in der Anzahl von 2023-25, und es wird mit Entwicklern über die Installation von 12 oder 15 MW-Einheiten bei Scylla diskutiert, das 2016 seinen Dienst aufgenommen hat, einen Beinumlaufkran mit 1.500 Tonnen hat und in bis zu 65 Metern Länge arbeiten kann Wassertiefe.

„Wir glauben, dass es immer noch eine gute Anzahl von Schiffen auf dem Markt gibt, die größere Windungen installieren können (abhängig von den Standortmerkmalen), wenn sie auf dem Markt eintreffen. Um jedoch 10-15 MW-Turbinen zu installieren, müssen viele der aktuellen Einheiten aufgerüstet und modifiziert werden, um relevant zu bleiben “, sagt Max Paterson, kaufmännischer Leiter bei Seajacks. „Die Hauptprobleme für ältere kleinere Schiffe auf dem Markt sind die Hakenhöhen für Gondeln und die variable Decklast, um schwerere und größere Komponenten zu transportieren, sowie der Platz auf dem Deck. Dies bedeutet, dass neue Kräne, Beinverlängerungen usw. eingesetzt werden müssen. Diese notwendigen Upgrades wirken sich wahrscheinlich negativ auf die Installationsgeschwindigkeit dieser Schiffe aus. “

Allerdings ist Paterson auch der Ansicht, dass Angebot und Nachfrage ausgewogen sein sollten. „Der Markt könnte in einigen Jahren, in den Hauptinstallationsmonaten im Sommer, angespannt werden, wenn mehrere Projekte gleichzeitig geplant sind“, sagt er. Umgekehrt ist die Sicherstellung der Schiffsauslastung auch für die Eigner von entscheidender Bedeutung. Aus diesem Grund geht Paterson davon aus, dass WTIV-Schiffe in den verschiedenen neuen Märkten wie Asien und den USA auf der ganzen Welt eingesetzt werden müssen.

„Größere Turbinen, z. B. 10-15 MW, bedeuten, dass eine geringere Anzahl von Turbinen erforderlich ist, um die Erzeugungskapazität eines Windparks zu erreichen, was wahrscheinlich zu weniger Nutzungstagen für Schiffseigner führt“, sagt Paterson. "Es ist schon eine Herausforderung, die Schiffe das ganze Jahr über beschäftigt zu halten."

„Wir haben bereits eine äußerst wettbewerbsfähige WTIV-Lieferkette mit vielen kostengünstigen Geräten auf dem Markt“, fügt er hinzu. Ist es sinnvoll, die Gewichte und Abmessungen der Turbinen auf ein Niveau zu bringen, bei dem nur zwei oder drei Behälter geeignet sind? Nur die Zeit wird es zeigen, aber angesichts des starken Fokus auf Kostensenkung, insbesondere bei der Installation, bin ich sicher, dass Entwickler und Turbinenhersteller die Dynamik von Angebot und Nachfrage auf dem WTIV-Markt sehr berücksichtigen werden. “

Petter Faye Søyland, Leiter Engineering bei der dänischen Firma Fred. Olsen Windcarrier stimmt zu, dass viele der älteren Schiffe in der Flotte modifiziert werden müssen, um auf Turbinen mit mehr als 10 MW umzusteigen, um die Anforderungen an Hubhöhe und Tragfähigkeit zu erfüllen. „Der Großteil der Hubwagenflotte in der Windbranche ist mit wenigen Ausnahmen für 8 MW-Installationen geeignet“, sagt er.

Fred. Die Flotte von Olsen Windcarrier sei derzeit für die Installation einer Auswahl von 10 MW-Einheiten geeignet. „Die Mutige Seeschwalbe und die Mutige Seeschwalbe wurden gründlich verbessert. Beide wurden einer 14-Meter-Verlängerung unterzogen, um Offshore-Standorte mit tieferem Wasser und höheren Überlebensstürmen wie das Nordseebecken zu bewältigen. Darüber hinaus wurden die Ausleger der Krane mit einem 20-Meter-Auslegereinsatz aufgerüstet, um Turbinen mit einer höheren Nabenhöhe installieren zu können. Sowohl Brave Tern als auch Bold Tern haben den Deckskran ausgetauscht, um das Heben von Werkzeugen und Geräten zum Übergangsstück zu ermöglichen und eine schnellere und effizientere Installation zu ermöglichen. Darüber hinaus wurden die Schiffe unter Deck umgebaut und verstärkt sowie die Tankanordnung geändert, um die Stabilität der wahrscheinlichen Schäden zu verbessern. beides, um den Transport von höheren und schwereren Turbinenkomponenten zu ermöglichen. “

Brave Tern und Bold Tern im Hafen von Esbjerg (Foto: Fred. Olsen Windcarrier)

Störungspotential?
Andere suchen nach alternativen Engineering-Methoden, um die Offshore-Installation zu vereinfachen. Im vergangenen September installierte das Schwerlastschiff Aegir von Heerema Marine Contractors, das während seines Booms im Jahr 2013 als eine Art "Schweizer Taschenmesser" für die Ölindustrie auf den Markt gebracht wurde, ein neues Windturbinenkonzept mit dem Namen Delfter Offshore-Windturbinenkonzept (DOT). in nur einer stunde mit dem branchenweit ersten verschiebeverbindungskonzept.

Die DOT-Windkraftanlage war bereits auf einem Monopile installiert, der durch die Gleitverbindung verbunden war, und wurde von der Aegir in einem einzigen Aufzug vom Kai von Sif Rotterdam abgeholt und zum Installationsort, dem Eneco Princess Amalia Wind Park, gebracht. Dort wurde es von der Aegir als schwimmendes Schiff mit dynamischer Positionierung installiert.

Die Slip-Joint-Verbindung wurde im Rahmen des Slip Joint Offshore Research-Projekts (SJOR) entwickelt, das von den Forschungspartnern TU Delft, TNO, Van Oord und Sif Group sowie den Projektbeteiligten Eneco und Heerema Marine Contractors im Jahr 2016 ins Leben gerufen wurde. Das Konzept basiert auf Reibung, wo das Gewicht eine feste und stabile Verbindung gewährleistet. Dies bedeutet, dass die Installation durch einfaches Schieben der Windkraftanlage über die Monopile ohne Verwendung von Vergussmörtel oder Schrauben erfolgt und Kosten, Material, Ausrüstung, Personal und Zeitplan reduziert werden, so Heerema Marine Contractors.

Unterdessen leitet das spanische Unternehmen Esteyco das ELICAN-Konsortium, das ein selbstinstallierendes 5-MW-Teleskopturmkonzept von Elisa entwickelt und installiert hat, mit dem der Bedarf an Installationsschiffen verringert werden soll.

Das Prototyp-System wurde im August letzten Jahres in 30 Metern Wassertiefe installiert - mit WiFi - vor der Küste von Gran Canaria, Spanien, und begann im März mit der Stromerzeugung. Es besteht aus einer selbstschwebenden schwerkraftbasierten Struktur (GBS) und einem selbsthebenden Teleskopturm aus Beton mit einer 5-MW-Siemens-Gamesa-Turbine. Die Struktur kann an Land, einschließlich der Turbine, vollständig zusammengebaut und dann zum Installationsort geschleppt werden, wo nach dem Ballastieren des GBS zum Meeresboden herkömmliche Schwerlast-Strangheber, die zum Anheben eines Turmniveaus nach dem anderen verwendet werden, zwei Sektionen anheben insgesamt 960 Tonnen in ihre endgültigen Positionen wiegen. Die Hebeböcke, mit denen die einzelnen Ebenen angehoben werden können, werden von dem unteren unterstützt, der auch das angehobene Rohr beim Anheben führt. Dabei wird der Turm selbst installiert und ist die einzige erforderliche Stützstruktur. Alle Arbeiten werden von einer einzigen Zugangsplattform ausgeführt, die nach der Installation der Turbine entfernt wird.

Das Konsortium - bestehend aus Esteyco, Siemens Gamesa, Ale Heavylift, Dewi GmbH und PLOCAN (Ozeanische Plattform der Kanarischen Inseln) - behauptet, dass diese Methode die Installationskosten im Vergleich zu Jacken oder XXL-Monopiles in tieferem Wasser um mehr als 35% senken könnte (35 Meter plus). Die Projektpartner sagen auch, dass das Design skalierbar ist und "ein sofort verfügbares Mittel" für die Installation neuer 12-MW-Turbinen wäre.

ELICAN-Konzept von Esteyo (Foto: ALE)

Raum für Verbesserung
Das erste Offshore-Windprojekt wurde 1991 in Vindby (Dänemark) gebaut (und ist jetzt stillgelegt). Derzeit verfügt es über eine Offshore-Windkapazität von mehr als 18 GW. „Um das in die richtige Perspektive zu rücken, die globale Onshore-Windkapazität beträgt ungefähr 600 GW“, sagt Barla. „Aus Sicht des Volumens hat Offshore immer noch den größten Verbesserungsbedarf.“ Dies könnte in Bezug auf Politik, Prozesse, Technologie und dann auf die Lieferkette der Fall sein, sagt er.

In Bezug auf die Technologie gibt es eine Tendenz zur Verwendung von Kohlefaser in Schaufeln. „In der Vergangenheit zögerten die Hersteller, in die Beschaffung von Kohlenstofffasern zu investieren, da diese teuer sind und die Kontrolle der Lieferkette bei sehr wenigen Anbietern eine Herausforderung darstellen kann“, sagt Barla. „Bei den größten Anbietern, Siemens Gamesa, waren alle Offshore-Turbinen aus Glasfasern. Jetzt haben sie den 8MW DD167, dessen Prototyp vor einigen Monaten installiert wurde, und den 10MW DD193 angekündigt, die beide Kohlefaser enthalten. Die größten Akteure der Branche haben einen Paradigmenwechsel vollzogen. “

„In Sachen Prozesse sind wir noch nicht da“, fügt er hinzu. „Wenn man von der Automobilindustrie spricht, sind sie mit Fließbändern und Effizienz weit voraus, aber sie sind eine 120 Jahre alte Branche. Offshore begann vor vielen Jahren, aber die eigentlichen kommerziellen Projekte begannen erst in den letzten sieben Jahren. Es gibt immer noch eine enorme Lernkurve in Europa und weltweit. “

Zwar gibt es Raum für Verbesserungen, doch die in Europa bereits gewonnenen Erkenntnisse können jetzt in neueren Märkten - wie den USA und Asien - wiederholt werden, um eine schnellere Skalierung zu ermöglichen.