Eine zustandsbasierte Instandhaltung für mehr Wertschöpfung

Die europäische Windindustrie steht hinsichtlich der Energie- und Windkraftkosten vor gewaltigen Herausforderungen. Durch die gegenwärtige Krise, die sich besonders auf die Betriebskosten auswirkt, verschärft sich diese Lage noch. Doch was steckt dahinter? Typischerweise werden bis zu 75 Prozent der betrieblichen Ausgaben eines groß angelegten Windparks für Betrieb und Wartung – auf Englisch: Operation and Maintenance, kurz: O&M – des Standorts aufgewendet. Diese Kosten sind besonders im Offshore-Bereich signifikant, wo es auf die Verfügbarkeit von Schiffen ankommt. Außerdem hängt es hier von den Wetterbedingungen ab, ob ein Standort erreichbar ist. Als wäre dies nicht genug, stehen O&M-Manager aber noch vor einer Reihe weiterer Herausforderungen: So müssen sie Daten von vielen unterschiedlichen Quellen oder Anbietern verwalten, zum Beispiel verschiedene Arten von Turbinen, Scada-Systeme, Zustandsüberwachungssysteme (Condition Monitoring Systems, CMS) sowie Softwareanwendungen, und außerdem müssen sie die verfügbaren Daten in wertschöpfende Handlungen umsetzen. Dazu kommen unberechenbare Störungen, Ausfallszeiten und Wartungskosten, welche die Budgetverwaltung erschweren, und außerdem noch unberechenbare Anforderungen bezüglich Inventar und Ersatzteilen.

Die richtige Balance finden

Die Insight-Software ist eine Plattform, mit der sich Daten aus CMS, Scada, Kontrollgängen und Wartungsaktivitäten analysieren lassen. Bild: Romax

Eine optimale Instandhaltungsstrategie für einen Windpark festzulegen gleicht also einer Gratwanderung zwischen O&M-Kosten auf der einen und den potenziellen Kosten einer Störung auf der anderen Seite. Die Wartungsstrategie für den Standort lässt sich generell in eine der drei Kategorien reaktive Wartung (Bruchwartung), präventive Wartung oder zustandsbasierte Wartung einordnen. Dabei steht die Bruchwartung an einem Ende des Spektrums für Instandhaltungsstrategien. Sie ist einfach zu implementieren, kann aber wegen hoher Reparaturkosten teuer werden. Weil Störungen nur schwer vorherzusagen sind, lassen sich Budgets für eine reaktive Wartung auch nur schwer erstellen.

Am anderen Ende des Spektrums steht die präventive oder zeitbasierte Instandhaltung. Hier handelt es sich um einen proaktiven Ansatz, bei dem Teile ausgetauscht werden, bevor sie ausfallen, um so potenzielle Reparaturkosten zu minimieren. Leider sind auch hier die Wartungskosten hoch, da Teile oft unnötig früh ausgetauscht werden, obwohl sie möglicherweise noch mehrere Jahre gut funktioniert hätten.

Bleibt noch die zustandsbasierte Wartung: Eine prädiktive oder zustandsbasierte Wartung stellt die goldene Mitte zwischen reaktiver und präventiver Instandhaltung dar. Indem der Zustand von Maschinen, und mögliche Ausfälle von Teilen vorhergesagt werden, lassen sich Wartungsarbeiten je nach Notwendigkeit durchführen, bevor es zu teuren und potenziell katastrophalen Ausfällen kommt. Die zustandsbasierte Instandhaltung optimiert O&M-Kosten aufgrund minimierter Wartungs- und Ausfallskosten. Allerdings gibt es heute noch eine große Barriere, die der zustandsbasierten Wartung im Weg steht: Um den Zustand einer Windturbine festzulegen sind spezifische Technologien nötig, die sich noch nicht flächendeckend durchgesetzt haben. Die Technologien, die weit verbreitet sind – wie Basis-CMS – liefern oft ungenügende Vorlaufzeiten für die Fehlermeldung, was die Umsetzung einer rein zustandsbasierten Wartungsstrategie verhindert.

Generell muss jeder Betreiber, der eine zustandsbasierte Instandhaltungsstrategie umsetzen möchte, zunächst den Ist-Zustand seiner Anlage erfassen. Dies kann mittels einer Reihe unterschiedlicher Ansätze geschehen, zum Beispiel durch Vibrationsüberwachungssysteme für den Antrieb oder die detaillierte Inspektion der Turbine – zwei bewährte Techniken, die weit verbreitet sind. Hat man den Ist-Zustand der Maschine erfasst, wird die Sache etwas komplizierter. Die Vorhersage des zukünftigen Zustands einer Komponente – zum Beispiel des Antriebs – erfordert die detaillierte Kenntnis der jeweiligen Anwendung sowie ein riesiges Datenvolumen vom Windpark selbst.

Eine Basis-Zustandsüberwachung ist hier nicht immer ausreichend. Um eine zustandsbasierte Wartung zu ermöglichen, muss die Überwachungstechnologie einer Windturbine drohende Ausfälle mit einer Vorlaufzeit von mindestens 6 bis 12 Monaten vorhersagen. Dies geschieht am besten durch die Kombination unterschiedlicher Technologien, dazu gehören Vibrationsüberwachungssysteme, die Ölstandüberwachung, Modelle für das Feststellen der Restnutzungsdauer, Instandhaltungs- und Kontrolldaten sowie gemessene Lastdaten der Turbine. Typischerweise werden diese Datensätze isoliert betrachtet und nicht gemeinsam anhand eines einzigen prädiktiven Modells analysiert. Die gegenwärtige und zukünftige Leistungsfähigkeit der Maschine kann jedoch nur auf Basis einer solchen Gesamtanalyse bestimmt werden. Leider besteht eine Diskrepanz zwischen den Zustandsüberwachungssystemen, die heute auf dem Markt erhältlich sind, und der Datenaggregatsanalyse, die für eine effektive zustandsbasierte Instandhaltung erforderlich ist.

Den Ausfall genau vorhergesagt

Um diesen Herausforderungen zu begegnen, hat Romax eine Reihe spezifischer Technologien für die Antriebsüberwachung entwickelt, die Betreibern helfen sollen, eine rein zustandsbasierte Instandhaltung zu erreichen. Durch enge Zusammenarbeit mit Betreibern in Europa, den USA und Asien, Feldversuche und umfangreiche Forschungs- und Entwicklungs-Programme haben sich diese Methoden auch in der Praxis bewährt und wurden durch reale Daten, die über viele Jahre hinweg gesammelt wurden, noch zusätzlich verbessert. Heute stellt Romax Betreibern eine umfangreiche Palette an Softwareprodukten und Dienstleistungen zur Verfügung, mit denen diese ihre Anlagen überwachen können.

So ist etwa die Insight-Software ein Zustandsüberwachungssystem, das unabhängig von der benutzten Hardware funktioniert. Damit ist das System auch mit bestehenden Scada- und CMS-Systemen in einer Vielzahl von Turbinentypen einsetzbar. Die Insight-Software stellt eine Plattform dar, mit der Daten aus CMS, Scada, Kontrollgängen und Wartungsaktivitäten analysiert werden können. Sie nutzt prädiktive Modelle, um Informationen an O&M-Mitarbeiter und Budgetverwalter zu liefern, auf Basis derer diese Personen dann entsprechend handeln können.

Dass dies funktioniert, beweist das folgende Zitat eines Onshore-Betreibers in den USA: „Romax setzte uns Anfang 2012 von einer beginnenden Störung eines Hauptlagers in Kenntnis“, so James Snelson, Senior Mechanical Engineer bei Infigen Energy in Dallas, Texas. „Die Turbine wurde überwacht und ihre Produktion reduziert, um die Lebens- und Betriebszeit der Turbine zu verlängern. Ein Jahr nachdem wir über den potenziellen Ausfall des Lagers verständigt worden waren, versagte das Lager. Die Vorhersage des Versagens gab uns die Möglichkeit, unsere Betriebsstrategie für diese Turbine entsprechend anzupassen, anstatt auf den tatsächlichen Ausfall reagieren zu müssen. Außerdem waren wir in der Lage, Ausfallzeiten und Kosten weiter zu reduzieren, indem wir den Austausch des Lagers mit anderen Aktivitäten koordinierten.” aru