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Big Data in der Windenergie

Die Digitalisierung versetzt viele ins Schwärmen, wenn es um die künftigen Möglichkeiten geht. Macht das Windanlagen letztlich zuverlässiger und damit rentabler? Das diskutierten auf Einladung von Energiespektrum auf der Husum Wind vier Branchenexperten.

27. Oktober 2017

Herr Fischer, Sie sind bei Abo Wind zuständig für das technische Windpark-Management. Wie weit sind Sie bei der täglichen Arbeit mit Digitalisierung und Big Data?

Andreas Fischer, Abo Wind: Für uns ist das ein wichtiges und vielfältiges Thema. Big Data bedeutet für mich nicht nur, Daten einzusammeln. Noch wichtiger ist es, Informationen bereitzustellen. Wir sind als Betriebsführer, Servicedienstleister und Sachverständige tätig und erhalten dabei täglich vielfältige Informationen. Bislang sind diese Informationen noch nicht so systematisiert, dass sie elektronisch weiterverarbeitet werden können.

Die Windbranche steht vor der dringenden Aufgabe, einen Standard zur Aufbereitung der vielen bereits vorhandenen Daten zu etablieren.

Herr Dr. Ulrich, Sie befassen sich bei Siemens Gamesa mit technischer Innovation. Wie definieren Sie Big Data?

Dr. Christopher Ulrich, Siemens Gamesa Renewable Energy: Big Data ist für mich zunächst ein Unterbegriff von Digitalisierung. Weitere Bestandteile sind Data Analytics und Data Integration. Big Data, also große Mengen detaillierter Daten, sind der Treibstoff all unserer Digitalisierungsansätze. Je tiefer wir dann die Datenanalyse vorantreiben, desto besser verstehen wir die Details, die für einen optimierten Betrieb unserer Technologie notwendig sind. Aber erst durch die Ableitung von Optimierungspotenzial und Integration dessen in die operationalen Strukturen schaffen wir einen Mehrwert. Allein über Terabytes an Daten zu verfügen, leistet dies nicht.

Für was zum Beispiel?

Ulrich: Im Rahmen unseres Monitorings erkennen wir, welche Lebenszeit in einzelnen Komponenten noch steckt. Solche Befunde helfen, sowohl die Supply Chain zu verbessern als auch die Serviceplanung und deren Logistik wirtschaftlich auszusteuern.

Wird beispielsweise der Einbau von Ersatzteilen in eine Schwachwindphase verlegt, da wir ja die Restlaufzeit eines verschlissenen Bauteils kennen, reduzieren wir den Ertragsausfall einer WEA erheblich. Das Beispiel zeigt, wie Big Data und Digitalisierung signifikant zur Wertschöpfung beitragen.

Herr Brandt, Deutsche Windtechnik wirbt mit intelligenten Wartungskonzepten. Was heißt das denn genau?

Matthias Brandt, Deutsche Windtechnik: Das heißt, dass man aus allen individuellen Gegebenheiten das Intelligenteste für das Projekt ableitet. Nach Gießkannenprinzip geht es nicht, weil Windkraftanlagen sehr unterschiedlich stehen. Das hat eine gewisse Flexibilität. Wir analysieren Daten und leiten daraus Aussagen zur Lebensdauer ab. Konkret ist so ein richtiges Lebenskonzept gar nicht so leicht. Das heißt, man muss mit Grobkonzepten anfangen. Welches Wartungskonzept, wie sieht das Ersatzteilmanagement aus, die Betriebsstrategie, später der Weiterbetrieb und so weiter? Die Intelligenz ist nachher komplex; Künstliche Intelligenz soll dabei helfen. Dazu dienen aktuelle Forschungsprojekte wie Prognose Brain oder Prognose Senses, die an Assistenzsystemen arbeiten.

Herr Dr. Reimers, in einer Produktvorstellung von Blade Control heißt es, die Elektronik erkenne Beschädigungen oder eine Vereisung bereits im Initialstadium. So ließen sich frühzeitig Maßnahmen einleiten, die einen Anlagenstillstand vermeiden. Auf welchen Daten basiert denn die Entwicklung dieses Systems?

Dr. John Reimers, Weidmüller Monitoring Systems: Wir machen eigentlich klassisches Condition Monitoring für die Blätter. Das hat erst mal mit Big Data nicht so viel zu tun. Big Data entsteht dann erst aus der Masse der Maschinen, die man in der Überwachung hat; und die man im Monitoring Center analysiert. Dafür braucht es natürlich vernünftige Konzepte, um mit derselben Mannschaft immer mehr Maschinen überwachen zu können. Denn Leute kosten ja Geld. Insofern ist Digitalisierung da für uns ein wichtiger Punkt.

Welche Art von Daten erheben Sie?

Reimers: Das sind klassische Schwingungsdaten, wie man sie aus dem Getriebe-Monitoring kennt. Nur, dass wir eben die Schwingungsdaten der Blätter aufnehmen, die dann insofern ein bisschen anders sind, weil wir es da mehr mit Eigenschwingungen zu tun haben und nicht mit kinematisch definierten Frequenzen wie im Getriebe. Zu Big Data: Interessant ist das, was man daraus macht – ich spreche von Data Analytics.

Welche Erkenntnisse lassen sich aus den Daten generieren?

Reimers: Bei uns sind das Schadensfälle, die man aber auch im Trend verfolgen kann. Wohingegen im Bereich Data Analytics, der im Maschinenbereich bei Weidmüller betrieben wird, es darum geht, aus der Masse der Daten Merkmale zu extrahieren – ohne zu wissen, wonach man sucht. Das geht nur mit neuronalen Netzen.

Herr Fischer, durch die Ausschreibung für Windparkprojekte, onshore und offshore, sei eine Zäsur entstanden, ist zu lesen. Die neue NRW-Landesregierung definiert konkrete Abstandsregeln. So oder so entsteht Druck. Forciert das die Digitalisierung in der Windbranche oder beispielsweise den Einsatz von Condition Monitoring im Onshore-Bereich?

Fischer: Wir nutzen selbstverständlich Condition-Monitoring-Systeme. Darauf kann man gar nicht verzichten, sie sind zentraler Bestandteil neuer, effizienter Wartungskonzepte. In allen Bereichen kommen Kostenpositionen auf den Prüfstand. Jetzt ist die Frage, ob Betreiber die Wette eingehen und die Differenz zwischen Voll- und Teilwartung sozusagen als Risikoposition in ihre Reservekonten nehmen. Dann kommen wir wieder zu einem modularen Teilwartungsaufbau. Somit bekommt die digitalisierte Informationsbereitstellung eine wesentliche Bedeutung. Man kann ohnehin nicht mehr auf Systeme verzichten, die den Istzustand der Anlagen übermitteln. Problematisch ist, dass verschiedene Akteure Daten sammeln, aber kein Gesamtbild entsteht.

Das heißt?

Fischer: Um eine kritische Datenmenge zu bekommen, muss sich die Branche öffnen und Daten bereitstellen, damit wir in die Lage versetzt werden, Trends zu erkennen.

Daten bereitstellen mittels Datenbank, auf die bestimmte, definierte Akteure zugreifen könnten?

Fischer: Nur mit einer Datenbank ist es nicht getan. Als Branche müssen wir uns die Frage stellen: Welche Daten sind es genau, und wie wollen wir sie nutzbar machen? Ziel muss ein Cluster sein, aus dem Erkenntnisse gewonnen werden können. Wir alleine als Betriebsführer können es nicht. Wir brauchen die Hersteller. Und wir brauchen jemanden, der das wissenschaftlich begleitet.

Mit anderen Worten: Die Branche tut gut daran, Berührungsängste fallen zu lassen. Im Kern geht es um die Datenhoheit. Wer darf welche Daten verwenden? Wie könnte das künftig geregelt werden, Herr Ulrich?

Ulrich: Betriebsdaten beinhalten viel Ingenieurswissen zu den technischen Details einer Windenergieanlage. Deshalb gibt sie kein Hersteller gerne her. Der individuelle Informationsstrom aus einer bestimmten Anlage gehört dem Betreiber, aber er liefert vor allem dann wertvolle Erkenntnisse, wenn er im Kontext einer ganzen Anlagenflotte gleichen Typs betrachtet wird. Hier haben Hersteller eine Schlüsselposition, auch wenn Betreiber die Daten auch Dritten zur Verfügung stellen können. Unsere Grenze der Datentransparenz ist das analytische Verarbeiten von Rohdaten. In den daraus gewonnenen Erkenntnissen liegt Intellectual Property.

Ich sage nicht, dass wir unser Know-how nicht teilen, aber unser Geschäftsmodell bei der Digitalisierung basiert auch auf der Anwendung von Erkenntnissen aus dem flottenweiten Betrieb, die wir weder Wettbewerbern unter den Anlagenherstellern noch im Wartungsgeschäft zugänglich machen können. Ich bin mir sicher, dass dies branchenübergreifend so gehandhabt wird.

Stichwort Ausschreibungen in Deutschland. Was hat das für Auswirkungen bei Siemens und auf den Umgang mit Betriebsdaten?

Ulrich: Das Ausschreibungsmodell erhöht den Kostendruck für alle Beteiligten. Heute blicken wir in einen Markt, in dem Wartungsverträge an Produktionsprognosen gekoppelt sind. Solche Verträge lassen sich ohne eine genaue Auswertung von Betriebsdaten praktisch gar nicht mehr erfüllen. Das Optimierungspotenzial aus den Digitalisierungsansätzen und der Big-Data-Analyse ist zur zentralen Stellschraube für die notwendige Steigerung der Wirtschaftlichkeit geworden.

Herr Brandt, Stand heute kann das Blattbefliegen per Drohne das manuelle Beklopfen eines Rotorblattes nicht ersetzen. Wo kann tatsächlich Big Data oder Digitalisierung helfen und wo ist die Grenze? Wie ist der Stand der Technik heute?

Brandt: Die Frage ist, wo wir morgen stehen. Das wissen wir alle nicht ganz genau. Bei den Drohnen haben vor zwei, drei Jahren alle noch gesagt, es sei schwierig und man könne dies und das nicht machen. Natürlich geht der Trend dahin. Die Drohnenkamera macht hochauflösende Fotos und automatische Bilderkennung an den Rotorblättern in automatisierten Systemen kann man das gleich zuordnen.

Wann wird das marktreif sein?

Brandt: Je nach Anspruch sind schon einige Dinge marktreif. Wann sie sich durchsetzen, kann ich nicht sagen. Aber man sieht, dass die verschiedenen Konzepte dazu dienen, Geld zu sparen. Ähnlich sieht es aus in der Prognose von CMS-Daten: von Getriebedaten, von Blattdaten, von Hauptlagerdaten – immer mit dem Ziel, es im Service konkret anzuwenden.

Herr Reimers, Weidmüller ist in vielen Bereichen tätig, sei es Automobilwirtschaft, sei es Maschinenbau. Kann man das Know-how für die Windtechnik nutzen?

Reimers: Wir fangen damit gerade an. Wir übertragen die Maschinenanalyse und die Predictive Maintenance für arbeitende Maschinen in die Windindustrie. Geht es überhaupt? Das wissen wir im Moment noch nicht.

Wo sind die Schwierigkeiten?

Reimers: Die Sampling-Rate im Maschinenbau ist anders. Zudem sind die Datenmengen nicht so groß, und die Fluktuation der Daten beziehungsweise die Variabilität der Daten ist deutlich kleiner. Außerdem müssen wir schauen, ob die Auflösung der Werte hoch genug ist für eine Prognose.

Immer mehr Anlagen werden in den nächsten Jahren aus der EEG-Förderung fallen. Ist das relevant für unser Thema? Kann man da Querverbindungen ziehen? Oder wird es bei bewährten Methoden bleiben, Herr Brandt?

Brandt: Der Weiterbetrieb von Anlagen wird zunehmen. Das ist klar spürbar nach der Ausschreibung. Der BWE hat konkretisiert, wie Weiterbetrieb auszusehen hat. Er hat neben der Datenanalyse oder der Begutachtung von Simulationsmodellen auch Messtechnik reingenommen und beschrieben, wie Messtechnik auszusehen hat. Wir haben daraus ein Konzept entwickelt, um nachzuweisen, inwieweit Anlagen geeignet sind für einen Weiterbetrieb; primär geht es um Standsicherheit.

Das darf man nicht verwechseln. Da ist weniger der Zustand des Lagers oder des Getriebes von Ausschlag, sondern die Standsicherheit und Faktoren wie Rotorblätter, Turm- und Maschinenhaus. Der Trend geht zu verifizierten Verfahren. Der Markt kann es anbieten, da bin ich guter Dinge. Viele Anlagen haben genug Reserven.

Wo sind die Grenzen der Digitalisierung? Laut Statistik der technischen Versicherer kommt es immer wieder zu Kabelfehlern in Windparks. Dem ist mit Datenanalysen nicht beizukommen. Ist das eine Momentaufnahme, Herr Fischer?

Fischer: Kabelfehler sind ein Phänomen, das in den ersten Betriebsjahren auftritt. Dabei handelt es sich meist um Verlege- oder Materialfehler. Das sehe ich weniger als Aufgabe von Big Data. Anders sieht es bei der Netzanbindung aus. In angelsächsischen Ländern haben wir bereits deutlich höhere Anforderungen an die Netzverträglichkeit beziehungsweise Grid Compliance. Dort muss mit mehr Messtechnik am Netzverknüpfungspunkt gearbeitet werden als in Deutschland. Die Komplexität der Daten und die Anforderungen an ihre Bereitstellung werden zunehmen.

Herr Ulrich, auch für Anlagenhersteller ist der Blick über den Tellerrand wichtig. Sollte manches in Deutschland Schule machen, wie es Herr Fischer andeutet?

Ulrich: Es stimmt, Netzbindung ist ein sehr anspruchsvolles Thema; die Anforderungen an die Netzverträglichkeit der Einspeise steigen. Für Windenergieanlagen hat das Auswirkungen im täglichen Betrieb. Ein Beispiel ist die Frage, wie man Energie ins Netz einspeist. Das geht ja heute Hand in Hand mit Produktionsprognosen, und das ist für mich ein weiteres Digitalisierungsthema. Der Datensatz Wetter wird mit Datensätzen zur Anlagenverfügbarkeit und mit Daten zur Ressourcenverfügbarkeit abgeglichen. Das kann schnell komplex werden.

Wo sehen Sie noch Trends?

Ulrich: Für die Digitalisierung unserer Branche spielen Virtual Reality und Augmented Reality zunehmend eine Rolle. Heute schicken wir den Servicetechniker mit dem iPad zur Turbine, aber zur Interaktion mit dem Gerät benötigt er immer noch seine Hände. Die Zukunft liegt in Wearable Devices. Techniker werden Datenbrillen tragen, die eine Art visualisierte Unterstützung der Servicetätigkeit innerhalb der Turbine anzeigen. Versuche mit der Technologie unternehmen wir bereits in der Anlagenproduktion. hd

Erschienen in Ausgabe: 10/2017

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