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Bild: diak / Fotolia
WINDKRAFT OFFSHORE:
Bits und Bytes auf See
Weniger Schiffe, mehr Helikopter – die Betreiber von Offshore-Windparks wollen mehr fliegen, um Fehler zu beheben. Zudem soll die Digitalisierung helfen, den Betrieb zu verbessern.
 
Die Energie Baden-Württemberg (EnBW) mag Schiffe. In der Ostsee haben sie dem dortigen Pionier von Offshore-Windparks gute Dienste geleistet. Fast fünf Jahre ist ein solches Service Operation Vessel (SOV) für den Baltic-II-Windpark unterwegs und bringt die Crews für Wartung und Fehlerlösungen zu den Anlagen.

„Wir haben diese Erfahrung auch bei der Ausschreibung der Bibby einfließen lassen“, sagt Michael Splett, Leiter Betriebsführung Offshore beim Karlsruher Energiekonzern. Die Bibby Wavemaster Horizon ist das neue Serviceschiff, das EnBW gemeinsam mit Hersteller Siemens Gamesa für die Nordsee gechartert hat. Seit diesem Winter ist es im Einsatz, um die beiden EnBW-Parks Hohe See und Albatros anzufahren. Die benachbarten Meerwindkraftwerke – mehr als 100 Kilometer nordwestlich von Helgoland gelegen – sind seit kurzem in Betrieb.

Zusammen verfügen sie über 87 Windkraftanlagen, verteilt auf ein Areal von mehr als 50 Quadratkilometern. „Wir sind mit den ersten Monaten des Betriebs sehr zufrieden“, freut sich Splett. „Wir sind jetzt eingespielt, wissen wie man an einer Anlage anlandet und am besten im Windpark manövriert.“ Und das bei teils stürmischen Bedingungen. „Dafür ist das Schiff ausgelegt“. Denn weil die Wellen in der Nordsee deutlich länger sein können als in der Ostsee, ist auch die Bibby länger als ihre Schwesterschiffe in der Ostsee, und zwar um rund 20 Meter.

Und noch etwas ist anders: Die moderne, breite Gangway, die in die Höhe fahren und die Crew bei Wellen bis zu sieben Metern sicher übersetzen kann. Zur Stabilität auch bei aufgewühlter See dockt sie über Sensoren hydraulisch am Fundament der Windkraftanlage an. „Weil die Gangway mit 1,20 Metern breiter als üblich ist, kann die Servicecrew auch einfach Ersatzteile zur Windenergieanlage bringen“, so Splett.

Der Service und die Wartung sind mitentscheidend für den wirtschaftlichen Erfolg eines Offshore-Windparks. Der Ausfall und der tagelange Stillstand der Hochseewindmaschinen kostet gleich mehrere zehntausend Euro. Daher sind alle Betreiber der Meerwindkraftwerke gut beraten, ausgefeilte Service- und Wartungskonzepte zu entwickeln. Wie bei der Windenergie an Land gibt es auch auf See neben den Windturbinenherstellern eine Reihe von unabhängigen Anbieter, was nicht verwundert: Über eine längeren Zeitraum gesehen ist Operation & Maintenance auf See ein Milliarden-Markt.

Vorteile eines Offshore-Windpark-Clusters

Um genau die dabei anfallenden Kosten zu senken, hat sich der EnBW-Konzern für seine Nordsee-Projekte für den Einsatz der Bibby Wavemaster Horizon entschieden. 30 Tage kann das Schiff in der Nordsee bleiben, mit allem was an Ersatzteilen und Werkzeugen gebraucht wird und einem bis zu 45-köpfigen Serviceteam, um auf Störungen zu reagieren. Erst dann muss das rund 35 Mio. Euro teure Spezialschiff zurück nach Emden, um sich im Heimathafen mit Proviant, Treibstoff und neuem Material auszurüsten. Die Crew, die alle 14 Tage wechselt, wird jedes zweite Mal vom Flughafen der Nordseestadt mit dem Helikopter gebracht.

Das auf zehn Jahre gecharterte Schiff soll auch dem neuen EnBW-Windpark in der Nordsee zur Verfügung stehen: He Dreiht mit insgesamt 900 MW Leistung, der ohne Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz auskommen will. „Wir haben dort in der Nordsee ein richtiges Windpark-Offshore-Cluster“, freut sich EnBWs Offshore-Service-Chef. „Das hat den Vorteil, sehr schnell von einem zum anderen Park fahren und einen gemeinsamen Service vornehmen zu können.“ Doch weil die Distanzen trotz Cluster groß sind, muss das Logistik-Konzept für drei Windparks noch geschrieben werden, Klar ist aber heute schon: „Die Bibby Wavemaster ist der Kern des Konzeptes. Für He Dreiht werden wir kein komplett neues aufbauen.“
 
Die Bibby Wavemaster Horizon ist das neue Serviceschiff, das EnBW gemeinsam mit Hersteller Siemens Gamesa für die Nordsee gechartert Bild: hatotzipka.de

Auf den Einsatz mit teuren Helikopterflügen wird aber auch die EnBW nicht verzichten. Wenn die signifikante Wellenhöhe die 3,5-Meter-Marke im betreffenden Seegebiet erreicht, ist die Bibby chancenlos. Dann geht ein möglicher Eingriff nur noch per Hubschrauber. Das ist dann eine Abwägungssache. „Wenn eine Anlage ausfällt und die anderen weiterlaufen, kann es aus Sicherheitsgründen oder ökonomisch sinnvoll sein, für das Troubleshooting auf besseres Wetter zu warten als teure Einsätze zu fliegen.“

Für die durch die EWE beauftragte Offshoreservice-Crew kommt der Schiffseinsatz im Winter so gut wie gar nicht mehr in Frage. „Wir sind in diesem Winter mit keinem Crewtransportboot mehr rausgefahren“, sagt Dirk Warnecke, Leiter des Asset Managements bei der EWE Offshore Service & Solutions GmbH. Solche CTVs (crew transport vessels) bräuchten von Borkum etwa zum Windpark Alpha Ventus zweieinhalb Stunden. „Bei sogenannten Entstöreinsätzen ist das einfach zu lange. Das macht mit dem Helikopter mehr Sinn.“

Damit die Crew flexibel einsetzbar ist, steht bei den verschiedenen Dienstleistern die Schulung auf den diversen Helikoptertypen an. Bei den turnusmäßigen Wartungszyklen im Sommer prüfe EWE für die Zukunft den Einsatz von großen Schiffen mit höheren Transportkapazitäten.

Was die Wartung selber - etwa beim Windpark Riffgat - betrifft, freut sich Warnecke darüber, die Geschäfte seit Juni 2019 selbst in die Hände genommen zu haben, seit die Vollverträge mit Hersteller Siemens Gamesa ausgelaufen sind. „Wir haben jetzt einen viel besseren Zugriff auf die Maschinen.“ Das zahlt sich aus. So treten als ein Beispiel in einer Reihe von Windturbinen aufgrund der Parkabschattungen unterschiedlich hohe Windgeschwindigkeiten auf. EWE plant deshalb, künftig an windschwachen Tagen die dem Wind zugewandten Maschinen zu warten und bei starkem Wind eher die dem Wind abgewandten. Das maximiere die Erträge. Beim Vollwartungsvertrag war diese Abfolge nicht vorgesehen.

"Es macht Sinn, einige Großkomponenten vorzuhalten"

Außerdem sei EWE dazu übergegangen, mehr präventive Maßnahmen zu ergreifen und Komponenten zu tauschen, bevor sie ausfallen. Eine solche Notwendigkeit könne die Leitwarte zum Beispiel durch abweichende Temperaturen und Frequenzen ausmachen.

„Es macht auch Sinn, Großkomponenten wie Getriebe und Generatoren vorzuhalten. Dafür brauchen wir Jack-Up-Schiffe, die es nicht wie Sand am Meer gibt. Deren Einsatz muss sinnvoll auf Basis von bereits abgeschlossenen Rahmenverträgen vorausgeplant werden“. So gelang es einem EWE-Team beispielsweise über Weihnachten, ein Getriebe nach nur wenigen Wochen Stillstandszeit der Anlage zu wechseln. Hätte ein neues Getriebe bestellt werden müssen, wäre die Windenergieanlage immer noch nicht am Netz. „Die Lieferzeiten liegen bei fünf bis acht Monaten“, so Warnecke.

Von der Prävention verspricht sich auch Roland Strache mehr Effizienz und Ertrag. Er ist bei der Deutsche-Windtechnik-Tochter Outsmart für die Betriebsführung von Offshore-Windparks sowie für die IT zuständig. Mittelfristig will Outsmart seine Position als unabhängiger Serviceprovider ausbauen.

Ein zentraler Punkt: die verschiedenen Typen und Modelle genau kennenzulernen. „Die Fehler sind sehr heterogen“, erklärt Strache. „Bei einem treten Probleme beim Pitch-System auf, woanders sind es Bauteile wie der Umrichter.“ Vordringliches Ziel sei es, vom reinen Troubleshooting wegzukommen. „Sonst tritt der gleiche Fehler immer und immer wieder auf.“ Deshalb geht Outsmart dazu über, die Fehler an der Wurzel zu packen und die entsprechenden Bauteile und Komponenten langfristig so zu ertüchtigen, dass sie dauerhaft einwandfrei laufen. Um das zu können, sei das Wissen um die vielen Komponenten im Park unverzichtbar.

Außerdem setzt Strache auf Bits und Bytes, um künftig Fehler früher zu erkennen. „An jeder Anlage werden tausende Daten gesammelt. Bisher arbeiten wir nur mit zehn Prozent davon“, sagt er. Das sei verschenktes Wissen. Denn wenn alle diese Informationen ausgewertet werden könnten, wäre es nicht nur möglich, Fehler zu erkennen und rechtzeitig abzustellen sondern auch präventive Maßnahmen zu ergreifen. „Durch die Nutzung von künstlicher Intelligenz und 'Machine learning' können Software und Programme lernen.“ Etwa, dass ein Ausfall droht, sobald bestimmte Parameter auftreten. „Dann können wir präventiv eingreifen.“ Dazu müsse mehr Analysesoftware eingesetzt werden. Das kostet zwar Geld, „Dann muss aber ein hochbezahlter Ingenieur nicht dauernd Bildschirme betrachten, um Fehler zu suchen, sondern wirklich nur dann eingreifen, wenn ein Fehler de facto auftritt. Das macht den Personaleinsatz deutlich effizienter.“

Wenige Einsatzzeiten für Service-Schiffe ist das Ziel

Ziel jedes Betreibers und dessen Service-Providers muss es sein, Fehler zu erkennen und dauerhaft zu beseitigen, und zwar noch während die EEG-Vergütungen fließen. Hinterher ist dafür kein Geld mehr da. „Dann muss der Park optimal laufen. Stillstandszeiten werden sonst richtig teuer“, betont Outsmart-Fachmann Strache.

Genau das ist auch die Haltung von Carl Rasmus Richardsen, der in der Bremer Zentrale der Deutschen Windtechnik die Abteilung Offshore & Consulting als Geschäftsführer betreut: „Alle Optimierungen müssen während der Hochvergütungsphase angepackt und umgesetzt werden, danach fehlt das Geld.“ Und diese Phase endet bei den ersten deutschen Seewind-Projekten bereits in den früheren 2020er Jahren.

Einen besonderen Fokus hat die Deutsche Windtechnik auf die Logistik gelegt, sprich den Einsatz von Service-Schiffen: „Auch der Tagessatz eines kleinen Crew-Vessel liegt schnell bei 4.000, 5.000 Euro“, kennt Richardsen die Charter-Preise. Deshalb lautet die Devise, den Einsatz von Service-Schiffen zu minimieren. „Wir fahren nur noch dann raus, wenn es gar nicht mehr anders geht.“

Und dann sind die Hanseaten von der Weser mittlerweile mit „gemischten Teams“ für die von ihnen betreuten Projekte Alpha Ventus, Riffgat und Borkum West (2. Baustufe) unterwegs. Sprich, mit Technikern, die sich bestens mit den eingesetzten Windturbinen auskennen. Allein bei den drei genannten Nordsee-Projekten sind Windturbinen von gleich drei Herstellern im Einsatz, nämlich von Adwen, Senvion und Siemens. Den Vorteil beschreibt Richardsen so: „Es muss nicht für jeden Anlagentyp und für jedes Problem ein eigenes Team in See stechen, sondern wir clustern die Serviceeinsätze und schaffen Synergien.“ Was hilft, die Kosten zu senken. Bei diesen Einsätzen checken die Servicetechniker nicht nur die Windturbinen, sondern haben auch ein Auge auf alle wichtigen Nebengewerke.

Der Deutschen Windtechnik komme auch auf See die Multi-Brand-Strategie zugute: „Wir arbeiten seit unserer Gründung herstellerübergreifend, womit wir einen großen Erfahrungsschatz aufgebaut haben.“ Vergleichbar sei der Serviceeinsatz an Land aber keineswegs mit dem auf den Meeren: „Die physischen Anforderungen sind ganz andere, auch haben unsere Kunden deutlich andere Ansprüche an Dokumentation und die Standards für Qualität, Gesundheit, Sicherheit und Umweltschutz (QHSE).“

Immerhin scheint die Deutsche Windtechnik diesen Ansprüchen gerecht zu werden. Anders ist nicht zu erklären, dass der Personalstamm der Abteilung Offshore & Consulting von sechs Mitarbeitern bei der Gründung 2013 mittlerweile auf 170 Beschäftigte angewachsen ist: „Damit haben wir noch nicht das Ende der Fahnenstange erreicht“, zeigt sich Carl Rasmus Richardsen optimistisch: „Das Service- und Wartungsgeschäft wird weiter wachsen.“

 
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Montag, 16.03.2020, 09:45 Uhr