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03.04.2013

Artikel

Nicht ohne mein CMS

Umstrittenes Condition Monitoring: Neues wirtschaftliches Interesse am Service erhöht die Attraktivität des Systems – aber nicht für alle.

Getriebediagnose auf Tuchfühlung.
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Foto: Bachmann Monitoring GmbH

Alexander Michel muss die Datenbanken der Anlagenüberwachung nicht lange durchsuchen. Schnell findet der Nordex-Serviceverkaufsleiter einen Vorfall aus jüngster Vergangenheit: Ende Dezember hatten die Sensoren eines Condition-Monitoring-Systems (CMS) wieder einmal Alarm geschlagen. Der Wartungsservice hatte aus den Daten der Zustandsüberwachungselektronik einen beginnenden Getriebelagerschaden diagnostiziert – und die Turbine nach Analyse der Vibrationsausschläge zunächst weiterarbeiten lassen. Im Januar wurde zunächst per Videoendoskopie der Fehler im Getriebe gefunden: ein mit einem Materialausbruch beschädigter Lagerinnenring. Fünf bis sechs Stunden dauerte dann der Lagertausch.
Michel rechnet anhand dieses Beispiels vor, warum Nordex seit Einführung eines neuen Komplett-Serviceprogramms für Premiumkunden verstärkt auf CMS setzt: 10.000 bis 15.000 Euro Kosten fallen für einen Lagertausch wie den hier beschriebenen an. Ohne CMS wäre der Schaden erst viel später bemerkt worden, der Zustand des Lagers wäre dann bereits deutlich schlechter gewesen, die Kosten für die Reparatur höher. Das beschädigte Lager hätte durch seine Unwucht und höhere dynamische Lasten sowie Partikel im Ölfluss Schäden in anderen Bereichen des Getriebes nach sich gezogen – bis hin zum kompletten Getriebeschaden mit sechsstelligen Eurokosten.
Die Extrakosten für ein CMS „von 15.000 Euro bei einer Nachrüstung der Anlage“, so Michel, seien da schnell wieder eingespielt. Das System von Nordex stellt die Firma Prüftechnik her: Drei bis vier so genannte Beschleunigungssensoren am Getriebe, zwei am Generator sowie einer am Hauptlager messen die Zu- und Abnahme von Vibrationen. Nun lässt der Windenergieanlagenhersteller prüfen, ob CMS zusätzlich in Rotorblättern oder Turm Schwingungsänderungen anzeigen soll.

Deutschland hinkt hinterher

Während viele internationale Projektierer wie das britische Unternehmen RES bei Anlagen über einem Megawatt (MW) Leistung grundsätzlich CMS einsetzen, geht in Deutschland die Ausrüstung der Anlagenparks mit den Sensoren eher langsam voran. Banken und andere Finanzierer der Branche wünschen sich die Zustandsüberwachung ebenso wie Windpark-Versicherungen. Doch die Sensoren, die ungesund anschwellende Betriebstemperaturen, Geräusche und zunehmende Vibrationen an drehenden Bauteilen melden, sind manch einem Betreiber zu teuer. Zudem gibt es die Befürchtung, Versicherer würden CMS als Vorwand nutzen, um für große Schäden nicht aufkommen zu müssen. Nach dem Motto: Bei konsequenter Beachtung des CMS hätte es nicht so weit kommen müssen.
Seit die Anlagenhersteller im internationalen Preiskampf mit den Turbinen allein kaum noch auf ihre Gewinnmargen kommen und der Wartungsservice zum entscheidenden Zubrot wird, gewinnt CMS gleichwohl an Bedeutung. „Mit dem Trend zum Vollwartungsvertrag ist auch die Zeit fürs CMS gekommen“, sagt Holger Fritsch, Geschäftsführer der Bachmann Monitoring GmbH. Servicedienstleister wie jene der Turbinenhersteller garantieren in den Vollwartungsverträgen eine bestimmte technische Verfügbarkeit. Langfristige Anlagenausfälle können sie sich nicht leisten. Ebenso wenig wie teure Getriebeschäden – wie das oben genannte Beispiel zeigt. Bachmann hat etwa 1.800 Anlagen in der CMS-Betreuung. Und in den nächsten zwei Jahren seien bereits weitere 1.500 CM-Systeme avisiert, sagt Fritsch. Damit würde die von Fritsch geführte Einheit im Jahr 2015 eine Anlagenleistung von fünf Gigawatt überwachen.
Bachmann plant, ein System zu verkaufen, dessen elektronische Membranen im zentralen Nervensystem des Maschinenhauses eingebaut sind. Die Kombination mit der Steuerung soll nach dem Willen des CMS-Entwicklers weit reichen: „In Zukunft wollen wir damit auch messen, welche Art von Belastungen in den Anlagenteilen zu welchen Querkräften führen.“ Ziel der Entwickler ist es, unnötige Lasten im Triebstrang zu vermeiden. Andernfalls ermüdet das Material frühzeitig.
Auch die zunehmende Direktvermarktung von Windstrom lasse die Reduzierung von Stillstandszeiten durch Schäden lukrativ werden, mutmaßt Fritsch. Je höher die technische Verfügbarkeit der Anlagen ist, desto genauer können Einspeiseleistungen für die Direktvermarktung des Stroms vorhergesagt werden. Derzeit liegt sie bei durchschnittlich 97 Prozent. Die Anlagenbetreiber müssten dann weniger von der teuren Ersatzleistung für ausgefallene Lieferungen an Strombörsenhändler zahlen.

Intelligente Vernetzung

Den Trend zur Einbindung des CMS in die elektronische Anlagensteuerung haben auch die Zertifizierer erkannt. So erarbeitet der Germanische Lloyd (GL) eine neue Version der erstmals 2003 aufgelegten eigenen Richtlinie für CMS. „Ein Dutzend CMS-Hersteller sind auf den Zug aufgesprungen“, sagt Mike Wöbbeking, Vice President der GL-Sparte Renewables Certification. Er mutmaßt: „Es wird eine graduelle Entwicklung sein.“ So könnten für einzelne Komponenten zunächst die Werte aus CMS und Anlagensteuerung in Zusammenhang gebracht werden. Im April soll die neue Richtlinienversion des GL fertig sein.
„Windräder könnten mit Hilfe von CMS sogar bei größeren Fehlern mit reduzierter Kraft weiterfahren“, sagt Michael Wilkinson, Condition-Monitoring-Experte bei der Erneuerbare-Energien-Tochter GL Garrad Hassan. Die Azimutantriebe für die Ausrichtung der Gondel auf dem Turm können etwa vorübergehend durch den Rotorpitch ersetzt werden. Die Flügel könnten dafür so in den Wind gedreht werden, dass sich der gesamte Anlagenkopf in die gewünschte Position manövriert. Dafür müsste die Überwachung die entsprechenden Informationen über den Ausfall an die Anlagensteuerung geben. Solche Lösungen könnten in Zukunft denkbar sein, sagt Wilkinson. Dafür brauche es künftig Anlagen mit einem „fehlertoleranten Design“.

Stromproduktion bei Sturm

Siemens hat Erfahrung mit solch einem Anlagenverhalten. Der Offshore-Windpark Horns Rev II erzeugte laut dem Siemens-Windenergie-Chefentwickler Henrik Stiesdal mittels CMS kürzlich mehr Strom, als es ohne die Messdaten aus der Überwachung möglich gewesen wäre: Stiesdal belegt das mit einem Wetterereignis in dem dänischen Offshore-Windpark von Ende Januar. Ein großer Sturm sei da hindurchgezogen. Anders als sonst hätten die Turbinen nicht abgebremst und zu ihrem Schutz aus dem Wind gedreht werden müssen. Das CMS habe alle Daten geliefert, um den Windpark mit reduzierter Last kontrolliert weiter betreiben zu können.
Stiesdal ist kein Fan von CMS. Dennoch sagt der Siemens-Cheftechniker: CMS wird sich durchsetzen, weil es sich überall in der Industrie durchgesetzt hat.“ Schon vor drei Jahren bestückte der Konzern jede der 2,3 und 3,6 MW starken Windturbinen mit einem CMS. Viele davon wurden auf See installiert – und für den Betrieb von Offshore-Anlagen sind CMS international Pflicht. Exklusiver Siemens-Zulieferer war zuletzt der dänische Spezialist Gram amp; Juhl. Dessen Konkurrent Brüel amp; Kjaer habe bereits über 5.000 Stück ausgeliefert, sagt Business Development Manager Mikael Hougs. Die zu Stückkosten von 6.000 Euro verkauften Systeme gingen überwiegend an Vestas, aber auch an GE und Suzlon.
Doch ausgerechnet der Zulieferer von Weltmarktführer Vestas hält sich bewusst von einer Integration des CMS in die Anlagensteuerung fern. „Wer das CMS in ein Controlling eines anderen Herstellers einpassen will, der muss darin so viel ändern, dass er sich auch gleich hätte ein komplett neues Steuerungssystem mit integriertem CMS kaufen können“, sagt Hougs.
Die Skeptiker, scheint es, bleiben ohnehin unverändert reserviert. „Es läuft nicht so gut mit CMS“, sagt Gerd Binotsch. Der Geschäftsführer des Ingenieur-Beratungsunternehmens aus Nordrhein-Westfalen, BBB Umwelttechnik, sieht als ein entscheidendes Hindernis, dass die Anlagenbauer Betriebs-, Schwingungs- und erst recht Schadensdaten nicht an Kunden weitergeben. „Das brauchen die Windparkbetreiber auch nicht – die können mit solchen Daten nichts anfangen“, heißt es bei einem Turbinenhersteller. „Die Betriebsführer der Windparks könnten die Daten für eine Fortentwicklung ihrer Windparksteuerung sehr wohl gebrauchen“, sagt dagegen Kai Nohme. Nohme ist Abteilungsleiter der Betriebsführung beim Windparkentwickler und Betriebsführungsdienstleister WKN aus Schleswig-Holstein, der seinen Kunden CMS grundsätzlich empfiehlt. „Die Anlagen bei gründlicherer Wartung in der Regel mehr leisten“, sagt Nohme, „als es die Serviceverträge ermöglichen.“

Simulation der idealen Anlage

Der amerikanisch-deutsche Windenergieanlagenhersteller GE will genau hier seinen Kunden entgegenkommen. 2004 bis 2005 hatte GE die ersten 1,5-MW-Anlagen mit einem CMS ausgerüstet. Danach optimierte GE das im Konzern bereits vorhandene CMS für Gasturbinen namens Bently Nevada auch für die eigenen Windkraftanlagen. Seit 2008 wird das System Bently Nevada Adapt Wind für die Anlagenklasse Ein-MW-Plus als Kundenoption angeboten. Heute sind über 2.500 CMS von GE in Turbinen auch anderer Hersteller im Einsatz.
Im Vorjahr hat der Turbinenhersteller nun damit begonnen, auch für alle Anlagen der 2,5-MW-Baureihe das Bently-Nevada-System anzubieten. Der Kunde hat grundsätzlich die Wahl, welches CMS er in seinen Windkraftanlagen einsetzen will. Eine Datenschnittstelle sei so eingerichtet, dass die GE-Monitoring-Grundstruktur mit einem fremden Programm verbunden werden kann, betont der Kundenwertmanager. Kunden, die von vornherein einen Vollservicevertrag über fünf bis 15 Jahre unterzeichnen, kaufen hingegen das GE-CMS automatisch dazu.
Für die Binnenlandanlage GE 1.6-100 hat das Unternehmen die virtuelle Kontrolle der Anlagensteuerung eingeführt. Das Prinzip der so genannten Model Based Control sieht vor, dass eine virtuelle Turbine das ideale Verhalten der Anlage in jeder Situation simuliert (ERNEUERBARE ENERGIEN 03/2012). Weichen die Steuerungswerte, aber auch Daten aus dem CMS von diesen idealen Komponentenbewegungen ab, so versucht die Anlage, das Betriebsverhalten mit Hilfe der Steuerung den optimalen Werten anzunähern. Hier findet die Validierung der Lasten in diesem Frühjahr statt.

Service: Partnerschaftlicher, gezielter

Auch Repower hat das CMS reformiert. Lange hatten die Hamburger darauf bestanden, dass ein Ölpartikelzähler genügt. Dieser kann mit seinen Daten zu Abriebteilen im Öl Auskunft über die Alterung der Getriebezahnräder und Lager geben. Doch Repower ist dabei, den Wartungsservice zu modernisieren. Nach Gesprächen mit den Kunden sind offenbar modulare Lösungen im Gespräch – und hier kommt dem CMS vielleicht künftig noch größere Bedeutung zu. Onshore hat Repower nun bereits einige Hundert so genannte Körperschall-CMS verbaut. Die entsprechenden Messdaten stellt der Hersteller den Kunden zur Verfügung, wenn sie die haben möchten. Durch den Einsatz dieses körperschallbasierten Triebstrang-CMS will Repower auch Veränderungen des Triebstrangzustands wie Ausrichtungsänderungen, Verspannungen, Unwuchten und Lockerungen erkennen.
Gamesa setzt in allen Windrotoren der Anlagen mit über 80 Meter Rotordurchmesser ein CMS ein: Ölpartikelzähler, Temperaturmesser, Vibrationsmesser. Der Mann, der sich bei Spaniens größtem Windturbinenbauer Gedanken über CMS-basierte Rechenspiele macht, heißt Eugenio Gomez Santiago. Der Entwickler war 2007 von einem Job als Inspekteur beim europäischen Militärfliegerprojekt Eurofighter zu Gamesa gekommen. Wie auch andere Hersteller will der Windturbinenbauer nicht nur Zustandsüberwachung und Anlagensteuerung zusammenbringen. Einfließen soll zudem auch die jeder Komponente innewohnende Funktionsdauer. Es gehe darum, sagt Santiago, auch die regelmäßigen Wartungen, bisher noch vorgeschrieben, zu reduzieren. Die Idee: Wenn die Anlagen- und Schwingungsdaten aus dem Fernsteuersystem sowie dem CMS auf eine immer genauere Überlebensdauer einer Anlagenkomponente schließen lassen, dann kann auf einen Teil der Inspektionen verzichtet werden. Das spart Kosten.
CMS auch hier also billiger. Der Streit um die Frage, ob sich mit der Überwachung sparen lässt, dürfte sich dennoch auch in den nächsten Jahren hartnäckig halten. (Tilman Weber)