Wartung von Offshore-Windkraftanlagen

Die Wartung von Offshore-Windkraftanlagen unterliegt grundlegend anderen Rahmenbedingungen als die Arbeiten an Land.

Wenn bei einer Onshore-Windkraftanlage eine Kohlebürste ausgetauscht werden muss, wird der Einsatz geplant, die Anlage ist innerhalb weniger Stunden erreichbar und ein Ersatzteil liegt im Lager bereit. Erreicht dieselbe Bürste auf einer Offshore-Plattform 15 Meilen vor der Küste ihre Mindestlänge, sieht die Situation ganz anders aus: Ein Besatzungstransporter kann nur bei einer signifikanten Wellenhöhe von unter 1,5 Metern operieren, die Logistikkosten für einen einzigen Zugang sind um eine Größenordnung höher als an Land, und jeder ungeplante Eingriff konkurriert mit den planmäßigen Wartungsarbeiten der übrigen Flotte um die Schiffszeit.

Die Folge ist, dass die Auswahl elektrischer Komponenten für Offshore-Generatoren kein Problem der Kostenoptimierung im gleichen Sinne wie an Land darstellt – es handelt sich vielmehr um ein Problem der Zuverlässigkeit und der Verlängerung der Wartungsintervalle. Die Frage lautet nicht: „Welche ist die günstigste Bürste, die die Spezifikationen erfüllt?“, sondern: „Welche Kombination von Komponenten bietet das längste nachgewiesene Wartungsintervall unter salzhaltigen, feuchten und vibrationsreichen Bedingungen?“ Dieser Artikel befasst sich mit den spezifischen Herausforderungen der Wartung elektrischer Systeme auf Offshore-Anlagen und den Entscheidungen bei der Komponentenauslegung, mit denen diesen begegnet wird.

Salznebel ist die entscheidende umweltbedingte Herausforderung für die Gondel einer Offshore-Anlage. Natriumchlorid-Ablagerungen sind hygroskopisch – sie nehmen Feuchtigkeit aus der Luft auf und bilden einen leitfähigen Film auf jeder Oberfläche, mit der sie in Kontakt kommen, darunter Schleifringbahnen, Bürstenkontaktflächen, Anschlussklemmen und isolierte Oberflächen. Die Auswirkungen sind kumulativ und verstärken sich gegenseitig:

• Die Oxidation der Schleifringoberfläche beschleunigt sich unter salzhaltigem Kondensat, wodurch der schützende Patina-Film zerstört wird, der den Kontakt zwischen Bürste und Ring schmiert und den Verschleiß verringert
• Anschlussklemmen korrodieren, wodurch sich der Kontaktwiderstand erhöht und lokale Wärme entsteht, die den Isolationsabbau beschleunigt
• Auf den Isolationsflächen zwischen den Ringbahnen sammeln sich leitfähige Salzablagerungen an, wodurch sich der effektive Kriechweg verringert und das Risiko von Leckströmen zwischen den Ringen steigt.
• Bürstenhaltermechanismen – Federn, Halterungen, Seitenführungen – korrodieren und klemmen, wodurch eine korrekte Einstellung des Federdrucks verhindert wird und es zu einer ungleichmäßigen Bürstenbelastung kommt

Die praktische Lösung für den Umgang mit Salz und Feuchtigkeit auf Komponentenebene umfasst zwei Aspekte: Materialauswahl und Abdichtung. Bei Schleifringbaugruppen sind Bronzelegierungen in salzhaltigen Umgebungen von Natur aus korrosionsbeständiger als Edelstahl und behalten ihre Oberflächeneigenschaften unter feuchten Bedingungen konstanter bei – ein Vorteil, der zu ihrem ohnehin schon bekannten Vorteil hinsichtlich der thermischen Leistung hinzukommt. Für Systeme zur Pitch-Steuerung und zur Energieübertragung sind Gehäuse der Schutzart IP65 mit abgedichteten Steckverbindern und feuchtigkeitsgeregelter Innenheizung der Standard für den Einsatz auf Offshore-Anlagen.

Die Auswahl der Kohlebürstenqualität für einen Offshore-Generator folgt derselben tribologischen Logik wie bei Onshore-Anlagen – die Qualität muss auf das Ringmaterial, die Stromdichte und die Umfangsgeschwindigkeit abgestimmt sein –, doch die Gewichtung der Intervalle ist unterschiedlich. Bei Onshore-Turbinen ist eine Güteklasse, die eine Lebensdauer der Kohlebürsten von 18 Monaten gewährleistet, oft akzeptabel, da die Kosten für den Zugang gering sind. Im Offshore-Bereich liegt das Mindestziel bei 36 Monaten, und auf optimierten Plattformen werden 48 bis 60 Monate als Auslegungsziel angestrebt. Die Kohlebürsten von Mersen für Offshore-Generatoren umfassen Güteklassen, die speziell für den Betrieb mit verlängerten Wartungsintervallen unter Bedingungen hoher Luftfeuchtigkeit validiert wurden.

Das Slipring-System zur Blattverstellung überträgt sicherheitskritische Signale der Rotorblätter sowie Strom zu den Blattverstellmotoren. Bei einer Offshore-Windkraftanlage sind die zusätzlichen Umgebungsbedingungen im Vergleich zu Onshore-Anlagen erheblich: Der Innenraum der Nabe ist über die Schnittstellen an den Blattansätzen der Meeresluft ausgesetzt, es kommt häufig zu Kondensation, und der Temperaturunterschied zwischen dem kalten Meer und der sonnenerwärmten Gondel führt zu täglichen Feuchtigkeitsschwankungen, wodurch sich Feuchtigkeit auf allen Oberflächen im Inneren der Nabe absetzt.

Offshore-SPTS-Einheiten sind mindestens nach IP65 spezifiziert – vollständige Staubdichtigkeit und Schutz gegen Wasserstrahlen mit niedrigem Druck. Das integrierte PTC-Heizelement, das bei Modellen wie dem USDK656 und dem USDK686 zum Standard gehört, ist im Offshore-Bereich besonders wichtig: Es hält die Innentemperatur in kalten Perioden über dem Taupunkt und verhindert so Kondensationsereignisse, die Kontaktflächen korrodieren und die Signalintegrität beeinträchtigen.

Für Datenübertragungskanäle werden bei Offshore-Anlagen zunehmend Glasfaser-Drehdurchführungen (FORJ) anstelle von Kohlebürstenkontakten für Hochfrequenzdaten eingesetzt, gerade weil die Leistung von FORJ unempfindlich gegenüber den Feuchtigkeits- und Verschmutzungsbedingungen ist, die die Signalkontakte von Kohlebürsten beeinträchtigen. Aus diesem Grund integriert das Modell USDK704 für GE 2.X-Plattformen einen Profinet 100BASE-FX-FORJ-Kanal. Kohlebürstenkontakte werden weiterhin für die Energieübertragung – Rotorblattbeheizung und Pitch-Motorantrieb – verwendet, wo ihre Robustheit und Reparaturfähigkeit den Vorteil der Wartungsfreiheit berührungsloser Technologien überwiegen.

Die logistischen Rahmenbedingungen bei der Wartung von Offshore-Anlagen bestimmen unmittelbar, wie elektrische Komponenten spezifiziert und vorrätig gehalten werden sollten. Das Team für Windkraftanlagen-Wartungsdienstleistungen von Mersen arbeitet mit Offshore-Betriebs- und Wartungsunternehmen zusammen, um Ersatzteilstrategien zu entwickeln, die die Zeitfenster für den Zugang per Schiff, die Kapazität der CTVs und die Lieferzeiten kritischer Komponenten berücksichtigen.

Grundprinzipien für die Logistik von elektrischen Komponenten im Offshore-Bereich:

• Lagerbestand: Offshore-Windkraftanlagen sollten Ersatzteile für mindestens zwei Bürstenwechsel pro Generatorposition sowie eine komplette SPTS-Einheit als Hot-Spare an Bord führen – die Kosten einer wetterbedingten Verzögerung aufgrund fehlender Ersatzteile übersteigen die Lagerhaltungskosten erheblich
• Lagerfähigkeit: Kohlebürsten sind bei trockener Lagerung unbegrenzt haltbar. Bei SPTS-Einheiten mit integrierter Elektronik sind die Haltbarkeitsfristen der Komponenten zu berücksichtigen – Lagerbedingungen und regelmäßige Funktionsprüfungen sollten im Betriebs- und Wartungsvertrag festgelegt werden
• Gewicht und Handhabung: Der Zugang zur Gondel über ein CTV schränkt das Gewicht und die Abmessungen der Komponenten ein, die von einem Techniker über die Turmleiter transportiert werden können. Die SPTS-Einheiten von Mersen sind an beiden Enden mit Griffen ausgestattet und so ausgelegt, dass sie von zwei Technikern ohne Hebevorrichtungen gehandhabt werden können
• Rückverfolgbarkeit: Offshore-Betriebs- und Wartungsverträge verlangen in der Regel die Rückverfolgbarkeit der Komponenten. Die Produktionsunterlagen von Mersen ermöglichen die Rückverfolgbarkeit der Chargen für alle Windenergie-Qualitäten und SPTS-Baugruppen

Für Betreiber von Offshore-Flotten, die einen neuen Betriebs- und Wartungsvertrag planen oder einen bestehenden Vertrag überprüfen, kann das Windpark-Wartungsteam von Mersen vor Ort eine Komponentenprüfung durchführen, bei der die aktuellen Qualitätsstufen, Wartungsintervalle und Lagerbestände anhand der bewährten Verfahren für Offshore-Anlagen überprüft werden. Das Ergebnis ist eine Lückenanalyse sowie eine Empfehlung zur Aktualisierung der Spezifikationen für die nächste Vertragslaufzeit.