Kräftig am Erfolg geschraubt

Tilman Weber

Hochbetrieb nimmt Kapitän Anders Mæhle ganz offenbar nicht als Hochbetrieb wahr. Der norwegische Schiffslenker der Edda Breeze fährt Instandhaltungs- und Installationsteams von der Anlegestelle in Emden gut 100 Kilometer hinaus in den Nordseewindpark Bard Offshore 1 (BO1) zu Inspektionen, zum Austauschen kleinerer Komponenten direkt in der Turbine sowie verbesserter Leistungselektronik, zu Rotorreparaturen und immer im Sommer zur Wiederinbetriebnahme mehrerer Turbinen nach Großkomponententausch. Was sich wie Hochbetrieb liest, ist hier Normalbetrieb. Auch wenn das im Windparkgebiet gerade aktive Kranschiff die Rotorblätter oder gar die komplette Gondel abnehmen muss, um sie nach der Überholung an Land auf See wieder aufzukranen, fährt die schnelle Edda Breeze zusätzliche Inbetriebnahmeteams ins Seefeld. All das ist Teil eines ganzjährigen Standardbetriebs, der kaum Ausreißer im Stresspegel an Bord kennt – weil Serienschäden hier nicht überraschend auftreten, sie seit Jahren bekannt sind und ihr Beheben längst Routine ist.

Mæhle steht gelassen auf der Kommandobrücke des erst 2023 in Betrieb genommenen „Commissioning Service Operation Vessel“. Gerade füllt sich das rot-gelbe Spezialschiff wieder mit vom Landgang kommenden Crewmitgliedern, den aus einer Betriebsversammlung zurückkehrenden Windturbinen-Fachkräften sowie mit Ladung. Vom anschwellenden Betrieb scheinbar unberührt erklärt Mæhle den vollelektronischen Bildschirm- und Lenkhebel-Sitz des Kranführers wenige Meter neben seinem Navigationsstand. Er lobt die Platzierung des Mannes, der für Lastenhub und fürs Steuern der Übergangsbrücke auf die Zutrittsplattform der Windturbine zuständig ist. Modernste Sensoren- und Kameratechnik lassen den Indoor-Kranführer wie im Kranhochstand draußen auf Deck alles überblicken, mit nun schärferer Optik und Raumwahrnehmung. „Weil der jetzt bei uns sitzt, können wir uns ohne Stress unmittelbar verständigen, was das Manövrieren einfacher macht.“ Künftig soll zudem eine elektronische Steuerung dafür sorgen, dass die angedockte Brücke zur Turbine dank eines Teleskoparms bei seitlichen Rollbewegungen des Schiffs auf den Wellen ihre Position hält, ohne an der Turbine zu zerren. Gegenläufig arbeitende seitliche Antriebe dieser vollelektrisch betriebenen Gangway werden das Auf- und Abschwingen ausgleichen. Und sogenannte Kolibri-Technik des benachbarten Schiffskrans lässt durch ein dreidimensional arbeitendes Kolbensystem sowie spezielle Seiltechnik die Lasten ohne zu schwanken in der Luft schweben.

Das 88 Meter lange Fahrzeug steckt voller neuer Technik. BO1-Betreiberunternehmen Ocean Breeze Energy (OBE) sicherte es sich 2020 durch einen Zehnjahresvertrag mit Mæhles Arbeitgeber, der Reederei Edda Wind. Es ist nun das Hauptwerkzeug für ein derzeit vorgeführtes Meisterstück: In Zusammenarbeit mit dem eigens beauftragten Wartungs- und Montagedienstleister Wind Multiplikator beweist OBE, dass es einen großen Hochseewindpark auch unter widrigen Umständen dauerhaft rentabel betreiben kann.

Wartung im hochtourigen Normalbetrieb

„Zwei Mal im Monat fahren auf der Edda Breeze bis zu acht Teams zur Entstörung und Wartung der Windturbinen raus“, sagt OBE-Geschäftsführer Jean Huby. Der hochtourige Normalbetrieb von Bard Offshore 1 führte zudem zur Generalüberholung inzwischen vieler der 80 Fünf-Megawatt-Anlagen: Mit Personalkapazitäten der auf der Edda Breeze herangefahrenen Teams verstärkt holten Montagebesatzungen auf den Errichterschiffen immer in den windschwachen Wetterphasen im Sommer inzwischen 49 Gondeln an Land, vor allem um die Getriebe gegen eine vom Zulieferer aufgebesserte Variante mit neuer Rotationslagerung auszuwechseln. Zusätzlich holten sie 39 Rotoren zum Nachbessern ein. „Seit 2017 bessern wir systematisch die technischen Rückstände eines Pionierwindparks aus, dessen Anlagen noch nicht ausreichend entwickelt waren. Bisher haben wir über 100 Millionen Euro in diese Modernisierung investiert“, sagt Huby.

400-Megawatt-Park Bard Offshore 1 ist dank des frühen Starts bei der Stromerzeugung mit den ersten installierten Anlagen des Windturbinenunternehmens Bard in Emden der früheste kommerzielle Offshore-Windpark Deutschlands. Er hatte mit einigen Turbinen Ende 2010 die Strom­erzeugung aufgenommen. Das war nur Monate nach Inbetriebnahme der weltweit ersten unter Hochseebedingungen arbeitenden Windkraftanlagen im Zwölf-Anlagen-Testwindpark Alpha Ventus mit 60 Megawatt (MW). Die Geschäftsführung und Ingenieure um Bard-Gründer Arngolt Bekker hatten mit dem Hochseestandort, mit Anlagenzahl und Turbinengröße ein Modell entwickelt, das ein Jahrzehnt lang zum Standardmaß deutscher Meereswindparks wurde.

Doch die Technik war noch nicht ausreichend ausgereift. Zuerst musste Bard mitten im Windparkbau vom Einsatz gusseiserner auf geschmiedete Rotorhohlwellen umschwenken. Dann harmonierte der Windpark elektrisch nicht mit der Umspannplattform im Meer und litt unter Abschaltungen. Zusammen würgte dies dem Unternehmen finanziell die Luft ab. Als es aufgeben musste, hatte die vorfinanzierende Bank den Windpark übernommen, die Produktion und Errichtung letzter Bard-Turbinen organisiert sowie für die endgültige Inbetriebnahme bis September 2013 gesorgt. Die heutige Unicreditbank hatte mit OBE ein Unternehmen gegründet, um die Bard-Turbinen nachzubessert und Ingenieure an der Effizienzsteigerung arbeiten und das Management übernehmen lässt. Parallel formierte die Bank das Instandhaltungsunternehmen Offshore Wind Solutions (OWS). 2014 übernahm die neu gegründete Firma Wind Multiplikator die Leitung und das Projektmanagement im Servicebetrieb. Alle drei rekrutierten Ingenieure und Servicemitarbeiter der Bard-Belegschaft sowie aus dem Personalpool von Areva Wind, dem ebenfalls vom Markt verschwundenen Windturbinenbauer, dessen Technik in neuen Projekten nicht mehr zum Einsatz kommt.

Nun kommt die Kampagne wohl in den kommenden zwei Jahren zu einem Ende. 60 überholte Getriebe und 50 nachgebesserte Rotoren werden gemäß Huby das Ergebnis sein.

Aber schon seit dem Bard-Ende ist hier weit mehr zu wuppen als Großkomponententausch und der normale Kampf des Windparkservice gegen Materialermüdung, elektrische wie elektronische Ausfälle oder Abregelungen bei überlasteten Stromnetzen auf dem Festland. Eine Daueraufgabe ist Obsolescence Management. Hierbei entwickeln die Spezialisten neue Bauteile, weil Komponentenzulieferer die Produktion nicht mehr wettbewerbsfähiger Bauteile einstellen. Auch die für die neuen Komponenten notwendigen digitalen Steuerungsbefehle gehören zum OBE-Dauerjob. Das aus 20 Ingenieuren und 15 Verwaltungs- und Wirtschaftsexperten bestehende Unternehmen muss außerdem die finanz- und betriebswirtschaftliche Zukunft mitregeln. So schloss OBE im Frühjahr 2023 einen fünfjährigen Stromliefervertrag – Power Purchase Agreement (PPA) – mit Energiekonzern RWE. Der sagt für den gebuchten Strom eine gemäßigt gute feste Vergütung zu. Weil die ersten Turbinen nach 2025 die fixe Höhervergütung gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) durch die Netzbetreiber von 15 Cent pro Kilowattstunde (kWh) verlieren und das EEG danach nur sehr knappe 3,5 Cent pro kWh absichert, löst das PPA die Weiterfinanzierung ab 2026 bis 2030.

Dass die Akteure Bard Offshore 1 erfolgreich zur Wirtschaftlichkeit trimmten, hat in den vergangenen Jahren das Interesse der Investoren geweckt. So hat die Unicreditbank 2019 das Windkraftgeschäft mit BO1-Besitzerunternehmen OBE an den australischen Infrastrukturfonds Macquarie Infrastructure and Real Assets verkauft. Im Juni 2023 verkauften die Gründer von Wind Multiplikator ihr Unternehmen an das dänische Engineering-Unternehmen Semco Maritime. OWS war schon 2017 an den französischen Energiekonzern EDF gegangen. Semco Maritime übernahm OWS im Zuge des Wind-Multiplikator-Kaufs und schlug es der neuen eigenen Windpark-Instandhaltungstochter zu.

Technische Entwickler bauen auf Erfahrung

Joachim Arndt als Chief Technology Officer (CTO) und Daniel Gatena als Abteilungsleiter für Elektrische Steuerung von OBE gehören zu den Führungskräften, die beim Meisterstück des dauerhaft rentablen Offshore-Windparks BO1 technologisch den Hut aufhaben. Sie bringen wie alle Führungskräfte hier reichlich Erfahrung mit, ähnlich den strategisch-kaufmännischen Chefs Huby als Ex-CEO von Areva Wind, Daniel Brickwell als Chef-Kaufmann von OBE und ehemaliger Bard-Projektentwicklungsleiter, Michael Munder-Oschimek als Gründer und Chef von Wind Multiplikator, der Mitgeschäftsführer bei Areva Wind und Chef von OWS war. Arndt war ebenfalls bei Areva Wind der CTO, zuvor hatte er die Entwicklung des von Areva Wind gekauften Turbinendesigns bei Vorgängerunternehmen Multibrid geleitet. Gatena war im letzten Bard-Jahr der Gruppenleiter Systemtechnik der Emder.

Jetzt stehen beide in einer der zwei Werkshallen auf dem ehemaligen Bard-Gelände, das Wind Multiplikator und OBE bezogen haben. Gewöhnlich finden hier Entwicklungsarbeiten an Rotorblattlagern, Getrieben und Maschinenhausgondeln statt, während die Großkomponenten-Zulieferer die Blattlager oder Getriebe bei sich überholen und dann Wind-Multiplikator-Monteure sie in Emden wieder einbauen. Weil wegen der Betriebsversammlung gerade noch niemand hier arbeitet, sieht die Szenerie wie die unbesuchte Ausstellung eines Provinzmuseums zu einst wegweisender Technik aus.

Zu sehen sind Bard-Anomalien, die zur Kampagne des Großkomponententausches geführt haben: große Blattlager, deren Füllstutzen fürs Einlegen der Rollkugeln ausgerechnet den am meisten durch Schwingungen und Masse der Rotorblätter belasteten Lagerabschnitt durchlöchern. Hier entstanden im Betrieb Risse. Die Entwickler von OBE designten neue Lager mit um 108 Grad versetzten Füllstutzen. Bolzengewinde reichten zudem in die Blattlagerbohrung hinein, statt nur in die Schraubmutter am Metallkragen des Lagers zu greifen. Sie waren ein Standardproblem, weil Bard einst zwar eine Bolzengröße, aber zwei Lagersorten mit unterschiedlicher Dicke eingesetzt hatte – wohl um Lieferschwierigkeiten beim zunehmend benötigten Tempo in der Produktion der Windturbinen zu umgehen. Die Bolzen drückten mit den Gewinden auf die Bohrungen und zermürbten das Material.

Außerdem verformten unrund ausgefallene Blattwurzeln die Lager zur windschiefen Laufbahn. Die ungleichen Drehlasten zermürbten die Kugelrollenspur. Die erste Getriebeübersetzungsstufe hatte zudem unter zu großen Lasten gelitten, weshalb die Entwickler von OBE eingriffen. Gemäß heutigem Branchenstandard erübrigt das von ihnen nun veränderte Design den Außenring der Planetenlager. Und für die Wartung der Hydraulik einer Formschlussvorrichtung, um den Rotor bei Reparaturen in der Nabe zu blockieren, fehlte der Zugang. OBE und Wind Multiplikator schnitten Fensteröffnungen in die Front der Maschinenhäuser und entwickelten ein Werkzeug, mit dem sich durch das Fenster die Rotorlock-Hydraulik reparieren lässt.

Harter normaler Job bleibt aber der Gondeltausch, weil sich die Getriebe angesichts eines Maschinenhausdesigns ohne ausreichende Luke nicht mit dem Kran bergen lassen. Also muss OBE bei größeren Getriebeschäden immer die Gondel mitnehmen. Reparaturen an einer kleineren Übersetzungsstufe sind inzwischen dank eigens entwickelter Werkzeuge auf der Anlage möglich.

Grobe und fein ziselierte Instandhaltung

Die in Emden vorangetriebene Wirtschaftlichkeitskur ist ein Instandhaltungsprozess mit groben mechanischen Eingriffen und zugleich fein ziselierter Programmierungsarbeit. In der Rotorblatthalle finden sich Bard-Rotorblätter neben Windradflügeln der Anlage eines anderen Windturbinenherstellers, die Wind Multiplikator als Dienstleistungsunternehmen für andere Windparks aufbessert. Im Radius einer Blattwurzel steckt ein metallenes Spreizkreuz. Damit vermeiden die Ingenieure, dass die Blattwurzel unter dem Eigengewicht in eine ovale Form einsackt. Dann fräsen an den Blättern arbeitende Fachkräfte bestehende Unebenheiten weg, stecken mit einer Setzvorrichtung die Bolzen so gerade und mittig in die Löcher ein, dass sie innerhalb eng begrenzter Toleranzen parallel stehen.

Zugleich melden nun Sensoren wie ein Schraubenbruchdetektor in den Blättern, wenn Spannkraft verloren geht oder lose Bolzen in rotierenden Maschinenbereichen auf Metall schlagen. Und wenn Netzbetreiber Tennet wegen fehlender Netzkapazitäten die 80 Rotoren nur noch mit zehn Prozent Leistung rotieren lassen will, steuert ein Algorithmus 72 Anlagen aus dem Wind und lässt acht unter Volllast weiter produzieren. Diese als Power Reduction Stopp geführte Programmierung umgeht den anlagenbelastenden Teillastbetrieb bei nur 0,5 MW und vermeidet wechselnde Bremsmanöver. Ein anderes Programm korrigiert virtuell eine bei einigen Anlagen falsch eingestellte Blattausrichtung. Die Software ermittelt den Winkel aus den von der Anlage gemessenen Windströmungsdaten, um den sie die Rotorfehlstellung korrigieren muss.

Und nicht zuletzt regelt inzwischen ein „Power Boost“ sogar eine Leistungserhöhung der Anlage auf 5,5 MW. Weil die Ingenieure nach zehn Jahren Betrieb wissen, um wie viel mehr sie Material und Technik beanspruchen können, gleicht die Parksteuerung bei Ausfall einzelner Turbinen die fehlende Leistung durch den Boost anderer Turbinen aus. Von mehr als 30 Prozent noch 2014 haben die Bard-Nachfolger die Ertragsverluste durch technische Probleme schon auf 8 bis 9 Prozent gesenkt. Der Power Boost soll diese Verluste noch mehr reduzieren.

Elektrisch und elektronisch verjüngt

Electric-Control-Leiter Daniel Gatena, befragt zu Herausforderungen beim Einführen smarter Steuerungselemente für Bard Offshore 1, wirft im Besprechungsraum nonstop Beispiele in Lichtbildern an die Wand. Im Raum nebenan wird die innovative Arbeit sichtbar. Er enthält den „Hardware in the Loop“ genannten Prüfstand. Setzen die Modernisierer neue Bauteile ein, muss die Steuerung die handfeste Technik digital ansprechen. Im Teststand steckt ein Prüfer eine Steuerungseinheit für solche neuen Bauteile in ein Bussystem. Über mehrere Steckreihen kommunizieren hier viele elektronische Einheiten miteinander. Sie simulieren das Zusammenspiel von Komponenten einer Turbine oder von mehreren Turbinen bei wechselndem Wind oder bei Bremsvorgängen. Im Schnellgang lässt der Prüfer die umfassenden Wirkungen auf das neue Bauteil durchlaufen. Neue Software testet er ebenso.

Auf dem Schiff ist Jürgen Mackeprang eingetroffen. Der Technologieberater von Tractabel DOC Offshore aus Bremen war Testfahrer der Edda Breeze – und als Aufseher der ersten Turbinenmontagen bei Multibrid einst Arndts Kollege. Mackeprang unternimmt einen Rundgang durch das Schiff. Letztlich bleibt die Arbeit an der Anlagenverfügbarkeit der Beitrag von Menschen mit hoher Motivation. Das Schiff bietet dafür vieles vom Fitnessareal bis zu großzügigen Aufenthaltsräumen. Wichtig ist auch die Zusammenarbeit in stabilen Partnerschaften. So verlängerten OBE und Wind Multiplikator im Dezember ihren Vertrag auf den Zeitraum des PPA mit RWE von 2026 bis 2030.

12 Millionen Euro investierte das Betreiberunternehmen OBE des ältesten kommerziellen Windparks in Deutschland im Mittel der vergangenen Jahre in dessen Modernisierung.

Seit 2017 bessern wir systematisch technische Rückstände eines Pionierwindparks aus, dessen Anlagen noch nicht genug entwickelt waren.

5,5 Megawatt – eine „Power Boost“ genannte Einstellung der elektronischen Anlagensteuerung berücksichtigt den Verbrauchszustand der Komponenten und nutzt, wo es die Kapazität des Netzanschlusses und die Bauteile gerade zulassen, die Designpuffer der Komponenten für eine höhere Auslastung und mehr Stromerzeugung.