Klangtest im Windpark

Tilman Weber

Vielleicht hat das Landgericht Hamburg wirklich Maß gesetzt, als es im Februar vor einem Jahr über einen Vollwartungsvertrag entschied. Davon ging wenige Wochen später eine Juristin beim Rechtsberatungsteam Taylor Wessing aus: Die Hanseaten hätten einen bisher seltenen Rechtsentscheid über die Zulässigkeit üblicher Klauseln zur technischen Mindestverfügbarkeit von Windenergieanlagen und den Entschädigungen getroffen, war sich die Rechtsexpertin in einer Fallanalyse sicher.

Zwar hatte der Vollwartungsvertrag zwischen dem Wartungsdienste leistenden Unternehmen und der Windparkgesellschaft wie oft eine technische Mindestverfügbarkeit der Windenergieanlage garantiert sowie bestimmte Entschädigungspauschalen, falls der Wartungsdienst die Verfügbarkeit nicht erreichen lässt. Dennoch musste der Instandhaltungsdienstleister nicht den kurzfristig tatsächlich höheren Verdienstausfall für zwei stillstehende Windturbinen zahlen. Die waren trotz aller elektronischen Zustandsüberwachung ausgefallen, weil ein Fehler in einer Steuerung immer wieder die Anlagen unnütz zum Schutz von Fledermäusen anhalten ließ, auch wenn gar keine Tiere anflogen.

500 Frequenzen, die auf Schäden in Getriebedrehlagern hinweisen, gibt es. Eine Spektralanalyse spürt diese Frequenzen mitsamt einhergehender Lagereigenfrequenzen auf, schon Monate bis Jahre ehe die von den Frequenzen vorangekündigten Schäden eintreten.

Rundum-Sorglos-Pakete, mit denen Windturbinenbauer oder beauftragte unabhängige Instandhaltungsdienste die Windparkunternehmen von allen technischen Aufgaben entlasten, sind die üblichen Vollwartungsverträge schon lange nicht mehr. Doch weil Ertragsausfälle in neuen Windparks angesichts von Anlagen mit immer höheren Nennleistungen auch immer mehr verpasste Erzeugung kosten, zumal neuartige, besonders renditeorientierte Investoren nun langfristig verlässliche Erträge absichern wollen, braucht es für diese neue Sicherheiten.

CMS speziell für Betreiber auslesen

Hier sieht Yvonne Mosler das Gutachternetzwerk 8.2 als entscheidenden Akteur. Dieses will nämlich nun die seit 10 bis 15 Jahren branchenweit als Standard in den Anlagen eingebaute elektronische Zustandsüberwachung ganz zugunsten der Anlagenbetreibenden nutzen. Mosler ist als Beraterin innerhalb des 8.2-Netzwerkes so etwas wie die strategische Sprecherin für vorausschauende Instandhaltung mit sogenannten CMS. Condition Monitoring Systeme (CMS) sind meist in Form von Schwingungssensoren im Triebstrang montiert, mitunter auch als Partikelzähler des Abriebs der Getriebezahnräder in der Schmierung oder als elektrische Dehnungsmessstreifen in Rotorblättern. Instandhaltungsdienste, ob von Anlagenbetreibenden beauftragte unabhängige Service-Unternehmen oder Servicesparten der Anlagenbauer selbst, nutzen die Daten für zweierlei: Um die Serviceteams effizient und rechtzeitig einzusetzen, lesen sie aus ihnen den wirtschaftlichsten und technisch noch vertretbaren Zeitpunkt fürs Austauschen beschädigter Bauteile aus. Damit können sie Wartungskampagnen regional bündeln und Fahrzeiten sparen, nicht zuletzt aber auch zeitliche Verfügbarkeitsgarantien besser einhalten – und von den Vollwartungsverträgen abgedeckte Ersatzkomponenten rechtzeitig vorhalten. Außerdem können sie aus den aufgezeichneten Frequenzwerten lernen, wo und wie sie ihre Anlagen und Ersatzteile weiter optimieren.

Eine inzwischen zehnköpfige Gruppe von Expertinnen und Experten unter dem 8.2-Dach macht den CMS-Dienst nun direkt den Windparkunternehmen zunutze. „Seit sicherlich 2012 sind CMS standardmäßig in den Windturbinen verbaut“, sagt Mosler, „und bis vor vielleicht noch drei Jahren waren sie überwiegend ein Instrument der Turbinenbauer.“ Aber weil sich Vollwartungsverträge deutlich änderten und mehr Risiken auch den Windparkbetreibenden belassen, wollen die 8.2-CMS-Beraterinnen und -Berater die CMS-Zustandsdaten „ausschließlich im Auftrag der Betreibenden“ anders auswerten.

Wichtiges Ziel des CMS für Betriebsführer ist es, in den Gewährleistungsjahren und ersten Betriebsjahren einer Windturbine die Mängelkomponenten auszumachen.

„Auch wenn die Datengrundlage identisch ist, unterscheidet sich der Bewertungsansatz grundlegend“, sagt Mosler: Anhand ohnehin gesammelten Schwingungsdaten bewerten die 8.2-Beratenden den tatsächlichen Zustand einer Anlage unabhängig und suchen frühzeitige Hinweise auf beginnende Schäden. Ziel ist es, in den ersten Betriebsjahren schon Mängelkomponenten auszumachen, den absehbaren Bruch- und Austauschzeitpunkt zu bestimmen – damit die Anlagenhersteller sie noch in der Gewährleistungsphase als Garantieleistung austauschen müssen. Außerdem sollen gemäß dem 8.2-CMS-Konzept auffällige Schwingungsverläufe auch schwächelnde Anlagenbauteile ausmachen lassen. Die Datenanalyse hilft dann den Betreibenden, bei erkennbar zu hoher Belastung von Bauteilen im laufenden Betrieb durch neue Steuerungseinstellungen der Anlagen gezielt diese Schwachstellen zu schonen. Zu den Monitoringzielen zählen auch Zustandsbewertungen der Anlagen vor einem Eigentümerwechsel oder vor einem Weiterbetrieb, sobald die geförderte Anlagenbetriebszeit vorbei ist, die gesetzliche Mindestvergütung entfällt und der Windstrom nur noch Einnahmen aus freiem Stromhandel erzielt.

Die auf Datenauswertung spezialisierten Abteilungen der 8.2-Ingenieurbüros, die den Datenauswertedienst anbieten, gehen mit einem Technik-Mix vor: Mittels ingenieurtechnischer Analyse, statistischen Verfahren und regelbasierten Algorithmen ermitteln sie „kausale Zusammenhänge in komplexen Schwingungsdaten“, wie Mosler erklärt. Und künftig soll der Dienst auch auf künstliche Intelligenz (KI) setzen. Grundlage dafür sollen gut geschriebene und trainierte Computerrechenprogramme sein sowie klar erkennbare Muster in den verschiedenen ausgewerteten Schwingungsbildern. Dann erkennen die KI-Modelle noch schneller und genauer Ausreißer oder untypisches Verhalten der Anlagen und ihrer Bauteile. Mittelfristig soll sich die Zahl der 8.2-Expertinnen und Experten im CMS-Dienst verdoppeln.

Strukturüberwachung mit feiner Sensorik

Der neue Wert des Condition Monitoring für Windparkbetreibende setzt sich branchenweit als Erkenntnis durch. Mit einer Ratgeberbroschüre wies beispielsweise der Bundesverband Windenergie (BWE) im vergangenen September auf die Chancen durch eine andere und modernisierte Schwingungsüberwachung hin. In einem Gastbeitrag im regelmäßigen Rundschreiben BWE-Betreiberbrief legte der Autor Frank Fladerer vom österreichischen Steuerungstechnik-Unternehmen Bachmann den Windparkunternehmen nah, mit den CMS-Daten künftig eine Strukturüberwachung der Windenergieanlagen zu betreiben.

Im internationalen Fachsprech Structural Health Monitoring genannt – oder kurz: SHM – dient diese von Bachmann angebotene Technik dazu, Belastungsspitzen zu senken sowie Verschleiß und Ermüdung von Anlagenbauteilen in Gestalt von Abrieb, Ausbrüchen oder feinster Risse auf ein mögliches Mindestmaß zu beschränken. Speziell auf SHM-Überwachung getrimmte elektrische Sensorik soll hierbei gemessene Lastdaten aufnehmen. Bisher hatten Betriebsführer nur anhand des vom Windturbinen-üblichen Scada-Programms gelieferten Kurven-Materials standorttypische Lasten abschätzen können. Scada-Systeme erfassen die aus Sensoren oder Steuerung eingehenden Daten und stellen diese für die Anlagenüberwachung bildhaft dar. Mit realen Lastdaten könnten Windparkbetreibende ab sofort durch SHM berechnen, wie lange einzelne Komponenten einer Anlage noch über die von Turbinenbau-Designern zuerst angenommene Lebensdauer hinaus halten.

Auch wenn die Datengrundlage identisch ist, unterscheidet sich die Bewertung grundlegend.

Für Lastüberwachung im Anlagenbetrieb sowie die Lebensdauerberechnung vor dem Weiterbetrieb braucht es indes auch Daten aus den Fundamenten, Flügeln und Türmen der Anlagen. Unterstützen muss dies fortschrittlichere Messtechnik wie Mems-Beschleunigungssensoren – mikroelektronische mechanische Systeme (Mems): Die aus drei Silizium-Halbleiterscheiben bestehenden glasähnlichen Elemente sind über Leiter und eine Aufhängung verbunden und verschieben beziehungsweise verbiegen sich unter Beschleunigungskräften, was elektrische Ladungen verschiebt und Signale auslöst.

Das Windparkelektronik zuliefernde Technologieunternehmen Weidmüller mit Sitz in Detmold produziert solche Sensoren für den Rotor und das gesamte Strukturüberwachungssystem namens Blade Control: Ein CMS zur Überwachung kritischer Schäden an Rotorblättern.

Signale fließen durch Lichtwellenleiter

2026 führt Weidmüller nun Blade Control NXT als neue Generation dieses CMS-Systems ein: Es nutzt ebenfalls die hochmoderne Mems-Technik, verzichtet auf elektrische Leitungen im Rotorblatt und schickt dafür Signale und Energie über einen Glasfaser-Lichtwellenleiter. Vollständig elektrisch isoliert, mit besserem Blitzschutz, mit flexibel selbst an exponierten Stellen platzierbaren Sensoren und verbesserter Signalqualität kann das CMS selbst kleinste strukturelle Änderungen erkennen. Zudem lässt eine Signallaufzeitanalyse auf den Ort eines Schadens rückschließen. Eine lokale Datenvorverarbeitung ermöglicht intelligente Echtzeitanalyse im Moment eines auftretenden Signals. Die Datenerfassung in hoher Frequenz lässt unterschiedlichste Sensordaten zu Schwingungen, Geräuschen oder Drehbewegungen aufeinander beziehen sowie Umwelt- und Betriebsdaten hineinrechnen. Auch neue Schadensarten sehr großer Rotorblätter zu erkennen, verspricht Weidmüller – durch eine „präzisere Mustererkennung“. Weidmüller setzt hierfür ebenfalls KI-Technik ein.

Präzisere Mustererkennung lässt auch neue Schadensarten sehr großer Rotorblätter erkennen, wie Weidmüller betont. Dazu nutzt Weidmüller auch künstliche digitale Intelligenz. Wichtig ist die hohe Frequenz in der Datenerfassung.

Der Marketing- und Vertriebsleiter für die auf die Windindustrie spezialisierte Unternehmenssparte Weidmüller Monitoring Systems heißt Daniel Schingnitz. Er erklärt, wie es unkompliziert zur Schadensmeldung und anschließender Reparaturplanung kommt: Erst erfolge eine „automatische Information an das Weidmüller-eigene Monitoring-Center, sobald ein vordefinierter Schadensschwellwert überschritten wird“. Und nach einer vertiefenden Prüfung durch die Kolleginnen und Kollegen im Monitoring übergebe Weidmüller eine konkrete Reparatur- oder sonstige Handlungsempfehlung an die Betreiberin oder den Betreiber des Windparks, sagt Schingnitz.

An die voreingebauten CMS wollen die Zustandsüberwachenden im Dienste der Windparkunternehmen über eine von den Windturbinenbauern angelegte Schnittstelle andocken, an der sie die SHM- und CMS-Daten dann tatsächlich auslesen können. Die Windturbinenproduzenten könnten eine einmalige Zahlung verlangen, informiert Mosler.

Abtastraten von 50 Kilohertz

In den verschiedenen auf dem Markt erhältlichen CMS sind durchaus auch verschiedene Diagnosealgorithmen implementiert – also Muster mathematisch erfassende Rechenprogramme. Manche Systeme diagnostizieren auf der Basis breitbandiger Kenngrößen, andere verwenden Merkmale aus Frequenzspektren. Windenergieanlagen-Betreibende sind daher mit den von den Anlagenherstellern verbauten Systemen nicht immer ganz glücklich, weiß Rainer Wirth, Geschäftsführer der Berliner Gesellschaft für Maschinendiagnose (GFM). Für das vor Jahrzehnten schon entwickelte hauseigene System Peakanalyzer setzen die Berliner qualitativ hochwertige Sensoren ein. Mit Abtastraten von 50 Kilohertz erfasst die GFM-Technik einen breiten Frequenzbereich, womit sie alle Anregungen der Wälzlager und der Getriebezahnräder zuverlässig diagnostizieren können soll.

Das von GFM entwickelte Software-Programm nutzt die Online-Spektralanalyse, um nach für Schäden typischen Mustern zu suchen. So werden Anomalien oft schon Monate bis Jahre vor dem Auftreten eines Schadens erkannt. Hierbei spürt die Technik sogenannte Frequenzspektren auf – die sich überlagernden Datenkurven – und erkennt mittels automatisch erstellter Spektralanalysen alle auf Schäden hinweisenden Frequenzen mitsamt einhergehender Lagereigenfrequenzen „schon Monate bis Jahre vor dem Auftreten eines Schadens“.

„Aus der Geometrie der Antriebselemente resultieren mehr als 500 mögliche Schadensfrequenzen, die einzeln oder in Kombination als Muster für die Diagnose Verwendung finden können“, erklärt Wirth. „Schadensart und Schadensort lassen sich exakt bestimmen. Leider nicht so einfach ist das Ablesen der exakten Schadensgröße und der Restlebensdauer. So besteht beim Condition Monitoring immer das Risiko, dass ein Wälzlager erneuert wird, das durchaus noch ein paar Monate hätte laufen können.“ Während die Berliner mit einer Aktionspreiskampagne bis Ende April wieder neue Kunden zu gewinnen versuchen, versprechen sie eine einfache Handhabung: Mit einem Zeitaufwand von nur acht Stunden im Jahr lasse sich das CMS dank seiner hohen Automatisierung durch die Betriebsführungen bedienen.

Foto: DLR (CC-BY 3.0)

Foto: fietzfotos - pixabay.de

Foto: 8.2

Foto: 8.2

Mems und Co

Condition-Monitoring-Systeme (CMS) liefern die Daten, auf denen Technologieunternehmen zusätzlich eine Strukturüberwachung der Anlagen im Betrieb ermöglichen: Diese SHM-Technik (Structural Health Monitoring) dient dazu, Belastungsspitzen zu senken oder Verschleiß von Anlagenbauteilen zu beschränken. Anbieter steuern hierzu auch eine ganz eigene geeignete Sensorik bei.Denn die Strukturüberwachung benötigt eine kontinuierliche Überwachung feinster Sensibilität. Sensoren können moderne Mems-Sensoren sein, in denen sich drei kammförmige Silizium-Halbleiter-Elemente unter Lasten über eine Aufhängung zueinander verschieben. Die dadurch sich verschiebenden Ladungen lösen Signale aus.