EAS Journal 04 2014 Nr 22.indd
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April 2014 Journal Kundenmagazin/Customer Magazine Ausgabe/Issue 22 Neuigkeiten und interessante Projekte News and project highlights 02 E.ON Anlagenservice Leistung nach „Schema F“ oder Maßarbeit Risiko oder Betriebssicherheit ? Nur das Ergebnis zählt Christian Mehrhoff Leiter Vertrieb & Marketing Head of Sales & Marketing Das Tagesgeschäft der Energieerzeugungsbranche ist geprägt von Veränderungen, Anpassungen und Sparmaßnahmen. Auch die EAS ist davon nicht verschont geblieben. Machen wir uns nichts vor, von einer wirklich griffigen Formel für die Zukunft der Energieerzeugung in Deutschland sind wir alle noch weit entfernt. Für uns als Instandhaltungsunternehmen ist es zwar nicht schön für das Geschäft, aber doch verständlich, wenn Betreiber in dieser Situation auf die Kostenbremse drücken. Planungsunsicherheit führt dazu, dass anstehende Maßnahmen in den Anlagen hinausgeschoben werden und die Vergabe dringender Arbeiten, bedingt durch knappe Budgets, immer öfter nur über den Preis erfolgt. Letzteres kann funktionieren, erfordert aber eine gewisse Risikobereitschaft. Vielfach kommt diese Erkenntnis zu spät und dann ist guter Rat – im wahrsten Sinne des Wortes – teuer. „Off the rack“ or „tailor-made“ Risk or operational safety Bei dem Wort „Service“ handelt es sich eigentlich um einen alltäglichen Begriff. Wir sehen das jedoch anders, und unsere Kunden erfahren immer wieder, dass dieses Wort nicht nur Bestandteil unseres Namens, sondern ein Versprechen ist. Wirklicher Service zeigt sich oft erst dann, wenn im Rahmen eines Projekts außergewöhnliche Maßnahmen erforderlich werden und Problemlösungen gefragt sind. Hier trennt sich die Spreu vom Weizen – oder anders gesagt: Bei Leistungen nach „Schema F“ ist hier nichts zu erwarten; denn jetzt geht es um Maßarbeit, Erfahrung und schnelle Reaktion. Kommen wir also zurück zur EAS. Berichte in dieser Ausgabe bestätigen, dass Schwierigkeiten mit Ideen, flexiblen Aktionen und dynamischem Einsatz bewältigt werden können und unsere Kunden dadurch deutliche Vorteile erzielen. Das zeigt: Service nach unserer Definition ist also doch kein alltäglicher Begriff und (guter Rat inbegriffen) im Ergebnis durchaus messbar. ? It’s the result that counts Day-to-day operations in the utility industry are undergoing change, adjustments and cost cutting measures. EAS, too, has not escaped unscathed. Let's not kid ourselves: we are all still miles away from a winning formula for the future of power generation in Germany. For us as maintenance service providers it may be tough but we understand that in this situation operators are looking to cut expenses. Given the lack of planning security, projects are being postponed, and with budgets becoming ever tighter, contracts are usually awarded to the lowest bidder. This can work but it obviously requires a certain willingness to take risks. Yet, this dilemma is often recognised too late, and good advice can then be hard to come by and be very expensive. The word 'service' is an everyday term but to us it is much more than that, and our customers have seen time and again that service is not just part of our name but a promise. What real service actually means often becomes clear only when you have to go the extra mile to deliver tangible solutions. This is where the wheat is separated from the chaff: off-the-shelf services don’t have much to offer when precision work, specialist knowledge and swift action are needed. So let's come back to EAS: the reports in this edition demonstrate that difficulties can be overcome by innovative ideas, flexibility and a dynamic response with clear benefits for the customer. Therefore, service - by our definition - is not an everyday term and the results (including the advice) are indeed measurable. Journal 03 Inhaltsverzeichnis List of contents Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Seite 04 EAS-Kundenseminar „SIL - Funktionale Anlagensicherheit & Sicherheitsrichtlinien“ E, C&I Technology Division EAS customer seminar on 'SIL – Functional Plant Safety and & Safety Policies' Page 05 Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik VDI-Fachkonferenz: „Leittechnik in Kraftwerken“ Präsentation und Fachvortrag Seite 08 E, C&I Technology Division Presentation and paper delivered at VDI's Power Plant Instrumentation & Control Systems conference Page 09 RWE Generation SE Erneuerung der Leittechnik einer 838 MW Dampfturbine Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Seite 10 RWE Generation SE 838 MW steam turbine I&C system upgrade E, C&I Technology Division Page 11 Heizkraftwerk Hiltrop Modernisierung der Elektro- und Leittechnik Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Seite 14 Hiltrop cogeneration plant Page 15 Electrical, instrumentation and control system refurbishment E, C&I Technology Division Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Komplettlösungen für eine zuverlässige Energieversorgung Seite 20 E, C&I Technology Division Comprehensive solutions for reliable energy supplies Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Service an MS- und NS-Schaltgeräten aller Hersteller Seite 24 E, C&I Technology Division Page 25 Services for medium and low-voltage switchgear systems of all makes Pumpspeicherkraftwerk Waldeck 1 Störungsbeseitigung Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Seite 28 Waldeck 1 pumped storage power plant Troubleshooting E, C&I Technology Division Page 29 E.ON Benelux Austausch der US-Durchführungen im Kraftwerk Langerlo Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Seite 30 E.ON Benelux Replacement of low-voltage bushings at the Langerlo power plant E, C&I Technology Division Page 31 RWE Service Generatorableitungen Kraftwerk Weisweiler Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Seite 34 RWE Service Weisweiler power plant - Generator bus ducts E, C&I Technology Division Page 35 Windpark „Treue“ Hydro & Wind Power übernimmt die Instandhaltung Geschäftsbereich Hydro & Wind Power Seite 38 Treue wind farm Hydro & Wind Power takes charge of maintenance Hydro & Wind Power Division Page 39 E.ON Benelux Wertbeitrag durch Leistung und Lieferung Geschäftsbereich Maschinentechnik Seite 40 E.ON Benelux Supplies & services generating added value Rotating Technology Division Page 41 Geschäftsbereich Maschinentechnik Unterstützung beim Auswuchten kompetent und zuverlässig Seite 42 Rotating Technology Division Competent and reliable balancing support Page 43 Kraftwerk Winnington Komplettleistung der EAS-Gasturbinentechnik Geschäftsbereich Maschinentechnik Seite 46 Winnington power plant All-round service by EAS gas turbine specialists Rotating Technology Division Page 47 E.ON Benelux Großprojekt erfolgreich abgeschlossen Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik Seite 48 E.ON Benelux Major project completed successfully Mechanical Technology Page 49 Page 21 04 E.ON Anlagenservice Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik EAS-Kundenseminar „SIL - Funktionale Anlagensicherheit & Sicherheitsrichtlinien“ Mit Blick auf die Schalker Arena fand das EAS-Kundenseminar „Funktionale Anlagensicherheit“ im September letzten Jahres statt. Während man beim Fußball den Fokus vielleicht eher auf eine sichere Abwehrreihe legt, galt unser Interesse dem sicheren Betrieb von Energieerzeugungs- und Prozessanlagen im Bezug auf die elektro- und leittechnischen Sicherheitseinrichtungen. Das Veranstaltungshotel, direkt neben der Schalker Arena, bot für die Durchführung des zweitägigen Fachseminars einen sehr guten Rahmen. Wie brandaktuell das Thema funktionale Sicherheit mit seinem Synonym „SIL“ (Sicherheitsintegritätslevel) in der Elektro- und Leittechnik ist, zeigte die große Kundenresonanz. Vertreten waren Teilnehmer unterschiedlicher Branchen, zum Beispiel aus konventionellen Kraftwerken (Dampf- und Heißwassererzeuger), Kernkraftwerken, Müllverbrennungs- und Chemieanlagen. Die Einhaltung der gesetzlichen Vorschriftenwerke erfordert vom Anlagenbetreiber eine intensive Auseinandersetzung mit dem Thema funktionale Anlagensicherheit. Der Stand der Technik ändert sich fortlaufend, Normen und Regelwerke werden regelmäßig aktualisiert. Mit der Einführung in die gesetzlichen Grundlagen und den wichtigsten Kennwerten und Zusammenhängen der funktionalen Sicherheit startete das Seminar. Am zweiten Seminartag stand dann für die Teilnehmer die Praxisanwendung mit den nachfolgend aufgeführten Schwerpunkten im Vordergrund: • • • • • DurchführungeinerGefahren-undRisikobeurteilung BerechnungvonSIL-Schutzkreisen BeurteilungvonKomponentenzertifikaten AnwendungeinesSafetyManagementSystems ErfahrungsberichtzumThemaModernisierung von Brenner-und Kesselsteuerungen. Seminarinhalt Grundlagen der gesetzlichen Anforderungen EU Richtlinien, ProdSG, BetrSichV Einführung in die relevanten Normenwerke IEC61508 / IEC61511 / DIN EN 50156 / VDI 2180 Grundlagen der funktionalen Sicherheit mit den relevanten Kennwerten und Begriffen • AusfallwahrscheinlichkeitPFD/PFH • AnteilsichererFehlerSFF • HardwarefehlertoleranzHFT • LambdaDD/DU • FITWerte • DiagnosedeckungsgradDC • SpezifikationderSicherheitsanforderungen • MTTFundMTBFWerte • SILNachweisberechnung Functional Safety Management Richtige Vorgehensweise Gefahren- und Risikobeurteilungen Vorgehensweise mit Anwendungsbeispiel Praxisanwendungen und Beispiele Umbau Dampf-und Heizwassererzeuger Umbau an Turbinen und Nebenanlagen Journal 05 E, C&I Technology Division EAS customer seminar on ‚SIL – Functional Plant Safety and & Safety Policies‘ Last September, EAS held its Functional Plant Safety seminar within view of the Schalke football ground. While football can be all about a solid defence, the seminar focused on power and process plant safety from an electrical, instrumentation and control system perspective. The venue, a hotel right next to the Schalke Arena, was the ideal location for this two-day seminar. The huge response from our customers confirmed that the concept of functional safety, or its synonym SIL (Safety Integrity Level), is highly topical in electrical, control and instrumentation system engineering. The seminar drew participants from across different industries including operators of conventional power plants (steam and hot water generators), nuclear power plants, waste incinerators and chemical plants. Compliance with statutory rules and regulations requires plant operators to take a very close look at functional safety. The state of the art is constantly evolving and technical codes and standards are updated regularly. The seminar started with an introduction to the legal basics and the key functional safety parameters and interrelationships. Day two of the seminar was more about practical aspects with a particular focus on • • • • • performinghazardandriskassessments calculatingSILsafetycircuits assessingcomponentcertificates usingasafetymanagementsystem an experience report on burner and boiler control system upgrades Seminar contents: Basic legal requirements EU directives, Product Safety Act (ProdSG), Industrial Health and Safety Ordinance (BetrSichV) Introduction to relevant standards IEC61508 / IEC61511 / DIN EN 50156 / VDI 2180 6 E.ON Anlagenservice An beiden Seminartagen wurden Fragestellungen erläutert, die sich aus den betrieblichen Anforderungen, insbesondere bei Umbau- und Retrofitmaßnahmen an bestehenden Anlagen ergeben: • WelcheRegelwerkesindanzuwenden? • GibteseinenBestandsschutz? • Ist der Einsatz von SIL-zertifizierten Komponenten ausreichend oder muss eine SIL-Nachweisberechnung vorgenommenwerden? • WieistdieDokumentationzuerstellen? • WelchePrüfzyklenmüsseneingehaltenwerden? Diese und weitere Fragen wurden anhand von vielen Praxisbeispielen erläutert und innerhalb der einzelnen Themengebiete vertieft. Selbst die Pausen waren von einem regen, branchenübergreifenden Erfahrungsaustausch unter den Teilnehmern geprägt. Mit einer Zusammenfassung der wichtigsten Kernpunkte und einer gemeinsamen Abschlussdiskussion endete die Veranstaltung mit dem Fazit: Anlagensicherheit darf kein Zufallsprodukt sein! Das nächste EAS-Kundenseminar zum Thema „SIL“ ist für den 4. und 5. Juni 2014 geplant. Weitere Informationen Thomas Wollnik Leiter Konstruktion & Technik T +49 2 09-6 01-52 82 [email protected] Anmeldungen Melanie Borchardt T +49 2 09-6 01-83 84 [email protected] Sina Wallat T +49 2 09-6 01-84 39 [email protected] Journal 7 Functional safety basics incl. technical terms and parameters • Probabilityoffailure(PFD/PFH) • Safefailurefraction(SFF) • Hardwarefailuretolerance(HFT) • LambdaDD/DU • FITvalues • Diagnosticcoverage(DC) • Specifyingsafetyrequirements • MTTFandMTBFvalues • SILcalculationstodemonstratecompliance Functional safety management Correct approach Hazard and risk assessments Approach and example Practical application and examples Steam and hot water generator modifications Turbine and auxiliary system modifications On both days the participants discussed questions relating to operational requirements, especially after modifications and retrofits to existing installations: • Whichcodesandstandardsapply? • Does the legal principle apply, whereby installations erected in good faith are exempt from subsequent reclassifications? • Is the use of SIL-certified components sufficient or are separate SIL calculations required to demonstrate compliance? • Whatkindofdocumentationneedstobeprepared? • Whatinspectionintervalshavetobeobserved? These and other questions were explored using many practical examples, and they were subsequently discussed in more detail within in the relevant subject areas. Even the breaks were used for lively discussions among the participants from across the different industries. The event ended with a wrap-up of the key points and a final discussion which came to the conclusion that plant safety must not be a product of chance. The next EAS customer seminar on SIL is scheduled for 4 and 5 June 2014. Information Thomas Wollnik Head of Design & Engineering T +49 2 09-6 01-52 82 [email protected] Registration Melanie Borchardt T +49 2 09-6 01-83 84 [email protected] Sina Wallat T +49 2 09-6 01-84 39 [email protected] 8 E.ON Anlagenservice Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik VDI-Fachkonferenz: „Leittechnik in Kraftwerken“ Präsentation und Fachvortrag Während der 2. VDI-Fachkonferenz am 3. und 4. Dezember 2013 in Karlsruhe diskutierten Fachleute aus der Energieerzeugung und dem Anlagenbau unter anderem die Frage, wie der Betrieb von Kraftwerken durch Optimierung der Leittechnik flexibler gestaltet werden kann. Dies insbesondere bei zunehmender Einspeisung regenerativer Energie in die Stromnetze. Ein weiteres Thema war die System- und Anlagensicherheit mit den Schwerpunkten: Den kompletten Vortrag stellen wir Interessenten gern in Textform zur Verfügung. • IT-Sicherheit • InnovativeÜberwachungslösungenfür Leitwarten • VideobasierteProzessüberwachung • FunktionaleAnlagensicherheit. Der Geschäftsbereich Elektro- und Leittechnik präsentierte sein Portfolio in der Ausstellung und beteiligte sich außerdem mit einem Fachvortrag zum Thema „Rechtliche Situation der SIL-Systematik“ an der Veranstaltung. Inhaltlich spiegelte der Vortrag die zurzeit häufige Fragestellung von Anlagenbetreibern wider, wann und in welchem Umfang die SILThematik angewendet werden muss. Der sichere Betrieb von Anlagen muss vom Betreiber gewährleistet werden, insbesondere nach Umbau- und Modernisierungsmaßnahmen. Dementsprechend hoch müssen die Maßstäbe an eine regel- und normenkonforme Ausführung gesetzt werden. Die Nachfragen und anschließenden Diskussionen, auch am EAS-Stand, zeigten einmal mehr, wie groß der Informationsbedarf zu diesem Sachverhalt derzeit ist. Kontakt Melanie Borchardt T +49 2 09-6 01-83 84 [email protected] Sina Wallat T +49 2 09-6 01-84 39 [email protected] Vortrag von Thomas Wollnik: Rechtliche Situation der SIL-Systematik Um die rechtliche Situation zu beleuchten, muss man die aktuellen EU-Richtlinien und deren nationale Umsetzung betrachten. Des Weiteren ist die Ausgestaltung der nationalen Gesetzgebung mit Hilfe von Normen und Regelwerken maßgebend, und im Zentrum der Betrachtung steht immer der „Stand der Technik“ als ein wichtiges Kriterium. Bei Anwendung der SIL-Systematik gemäß der EN 61508 / EN 61511 ist bei der Ausgestaltung auf die Einhaltung der wesentlichen geforderten Punkte zu achten. Wenn SIL, dann richtig! Nur ein „bisschen SIL“ bringt weder die geforderte Anlagensicherheit noch die rechtliche Sicherheit. Dazu zählt dann auch die gerichtsfeste Dokumentation mit den Schwerpunkten Gefahren- und Risikobeurteilung, Spezifikation der Sicherheitseinrichtung, SIL-Nachweisberechnung, Prüfanweisung usw. Darüber hinaus gilt es, das in der Norm explizit geforderte Management der funktionalen Sicherheit zu beachten, d. h. die Vermeidung von systematischen Fehlern bei der Umsetzung in die Praxis. Journal 9 E, C&I Technology Division Presentation and paper delivered at VDI‘s Power Plant Instrumentation & Control Systems conference One of the topics discussed by power generation and engineering experts at the 2nd VDI conference in Karlsruhe/Germany on 3 and 4 December 2013 was how instrumentation & and control systems should be designed for power plants to be operated more flexibly, especially as energy markets move towards greater use of renewables. Another topic was system and plant safety, with a particular focus on • ITsecurity • Innovativemonitoringsolutions for control rooms • Video-basedprocessmonitoring • Functionalplantsafety. The E, C&I Technology Division used the exhibition to present its portfolio of services, and it delivered a paper on 'The Legal Situation of the SIL System'. The paper reflected on one of the questions that are foremost in the minds of plant operators: 'Where and when should SILsapply?' Operators have to ensure plant safety at all times and especially after upgrades or modifications. So the standards for complying with applicable rules and regulations should be accordingly high. The numerous questions and discussions (also at the EAS stand) confirmed once again the urgent need for additional information on this topic. Paper by Thomas Wollnik: The Legal Situation of the SIL System The legal situation can best be analysed by examining at the applicable EU directives (as amended) and how they have been transposed into national law. Also to be taken into account are the national codes and standards and, of course, the 'state of the art' as an important criterion. When applying the SIL system in accordance with EN 61508 / EN 61511 it is important to ensure compliance with the key requirements. If you use SILs, do it properly! Just 'a little bit of SIL' here and there won’t do the trick. It will not guarantee plant safety nor will it provide legal certainty. Using SILs also means having to draw up proper hazard and risk assessment documents, safety system specifications, SIL calculations, test instructions etc. that would stand up in court. At the same time, it is equally important to observe the functional safety management requirements detailed in the standard, which means avoiding systematic errors as the standard is put into practice. The conference paper is available as a hardcopy. Contact Melanie Borchardt T +49 2 09-6 01-83 84 [email protected] Sina Wallat T +49 2 09-6 01-84 39 [email protected] 10 E.ON Anlagenservice RWE Generation SE Erneuerung der Leittechnik einer 838 MW Dampfturbine Das Steinkohlekraftwerk Ibbenbüren ging 1985 erstmals ans Netz und ist im Laufe der Jahre ständig modernisiert worden. Am Standort Ibbenbüren erzeugt der weltweit größte Schmelzkammerkessel den erforderlichen Dampf für die 838 MW KWU Turbine, die in 2013 durch den Fachbereich Turbostrang und Sekundärtechnik/EAS-Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik mit einer neuen Turbosatzleittechnik ausgerüstet wurde. Im Jahr 2009 wurde der Turbosatz einem Retrofit unterzogen, der für eine deutliche Leistungssteigerung (von 752 MW auf 838 MW) sorgte. Die in diesem Zusammenhang erforderlichen neuen Turbinenschutzfunktionen wurden in einem 3-kanaligen Schutzsystem (ABB Symphony Melody) realisiert und an den vorhandenen Turbinenschutz angebunden. Die Turbinenschutz- und Regelfunktionen blieben damals in Iskamatic-/Simatic-Technik der KWU (Kraftwerk Union) erhalten. Die Aufgabenstellung an die EAS-Turbostrang und Sekundärtechnik (ETT) im Jahr 2013 beinhaltete die Lieferung einer neuen Turbosatzleittechnik, welche homogen in das Prozessleitsystem Symphony zu integrieren war. Dies betraf die Teilsysteme Turbinenregelung, ND-Umleitregelung, Wellendichtdampfregelung, Turbinenschutz und Turbinenprüfautomatik einschließlich der zugehörigen Messwertaufbereitung mit folgenden Details: • IntegrationderFunktionvonTurbinenleitgerät/Wandtemperatur-Messgerät (bisher in Simatic S5 realisiert) in die neue Turbinenleittechnik • NeuaufbauderDrehzahlüberwachunggemäßSIL3 • ErtüchtigungvonTemperatur-undDruckmessstellen einschließlich Anpassung der mechanischen Messanordnung • DemontagederaltenhydraulischenSchutz-und Regeleinrichtungen und Einbau von zwei neuen Schnellschlussauslöseblöcken in 2v3 Technik sowie neun elektrohydraulischen Wandlern mit mechanischer Integration in das Hydrauliksystem • Aufbaueinerneuen3-fachenWellenlagemessung • AustauschderAskania-Regler • KomplettprüfungallerMessungenbisinsBuB-System während der IBN. Gefordert war eine optimale automatische Fahrweise des Turbosatzes mit hoher Regelgüte in allen möglichen Betriebszuständen - unter dem Gesichtspunkt maximaler Flexibilität und maximaler Leistungserzeugung sowie unter Einhaltung aller Anlagengrenzwerte und Beibehaltung des bekannten Bedienkonzeptes. Der Auftrag an die EAS-Leittechnik beinhaltete die komplette Ertüchtigung und Neukonzipierung der Turbinenleittechnik. Daraus ergaben sich folgende Leistungen: • Bestandsaufnahme der Turbosatzleittechnik • Erarbeitung der Funktionalitäten in intensiven Systemgesprächen • Erstellung von Funktions- und Regelschemata • Simulation und Vorprüfung des Turbinenreglers/ Turbinenleitgerätes mit dem Auftraggeber. Beispiel: Ablauf der Nachbildung der Wellentemperaturberechnung des Turbinenleitgerätes (Bilder 1, 2) • Planung der Melody Hardware und Integration in die vorhandenen Schaltschränke • Programmierung von Turbinenregelung (redundant) und Erweiterung des Turbinenschutzes (dreikanalig) integriert in die HLT, ABB Melody • Ermittlung der Parameter und anschließende Programmierung des Turbinenleitgerätes (Wandtemperatur-Messgerät) in ABB Melody • Lieferung und Montage eines dreikanaligen Überdrehzahlschutzsystems(Bild3) • Lieferung und Montage einer dreikanaligen Wellenlageüberwachung • Demontage der vorhandenen hydraulischen Turbinenschutz- und Regeleinrichtung Ziel dieser Erneuerung der Turbosatzleittechnik war es, die Er- • Lieferung und Montage je eines 2v3 Tripblocks satzteilsituation zu verbessern, Fehlerquellen in der Anlage für den Turbinenschutz und die Umleiteinrichtung zu minimieren sowie eine flexiblere Fahrweise des Kraftwerks (Bilder 4, 5) (Schwachlastbetrieb) zu ermöglichen. • Lieferung und Montage von acht elektrohydraulischen Im Fokus stand die Aufrechterhaltung des sicheren Betriebes der Wandlern (EHW) für die Einzelansteuerung der HD- und Kraftwerksanlage für die Zukunft und die nachhaltige Sicherstellung MD-Regelventile (Bild 6) der Betriebsfähigkeit und Verfügbarkeit durch den Einsatz neuer • Lieferung und Montage von einem EHW zur Leitsystemkomponenten. Gruppenansteuerung der Umleitregelventile Der Betrieb und die Überwachung des Turbosatzes für den • Inbetriebnahme Blockbetrieb sollte von der Warte erfolgen und durch klare und • Erstellung der Dokumentation und des übersichtliche Leittechnik-Strukturen gestaltet werden. Betriebshandbuches. Journal 11 RWE Generation SE 838 MW steam turbine I&C system upgrade The Ibbenbüren coal-fired power plant was commissioned in 1985 and has been steadily modernised over the years. It has the world’s largest molten ash chamber boiler producing steam for the 838 MW KWU turbine. In 2013, the Turbo Train and Secondary Technology Department of the E, C&I Technology Division installed a new instrumentation and control system for the turboset. In 2009, the turboset had undergone an upgrade which boosted the plant's capacity from 752 MW to 838 MW. The new turbine protection functions required as part of this upgrade were based on a 3-channel ABB Symphony Melody solution linked up with the existing turbine protection system. The KWU (Kraftwerk Union) Iskamatic/Simaticbased turbine protection and control functions were left unchanged. The scope of services to be provided by the Turbo Train and Secondary Technology Department (ETT) for the 2013 project included the delivery of a new turboset control solution which had to be integrated into the Symphony process control system. Subsystems included the turbine control, LP bypass control, gland seal steam control, turbine protection and automatic turbine testing systems along with the associated signal processing unit. The project involved the following work: • Integratetheturbinecontrol/walltemperaturemeasurement functions (previously part of the Simatic S5 system) into the new turbine I&C system • RedesignthespeedmonitoringsysteminlinewithSIL3 requirements • Refurbishthetemperatureandpressuresensorsandadjust the mechanical instrument arrangement • Removetheoldhydraulicprotectionandcontrolsystem equipment and install two new 2-out-of-3 trip blocks as well as nine electro-hydraulic transducers (to be mechanically integrated into the hydraulic system) • Installanewtripleshaftpositionindicator • ReplacetheAskaniacontrollers • Checksignalsallthewayintotheoperationandmonitoring system as part of the commissioning process The aim of the turboset upgrade was to improve the spare parts situation, minimise potential sources of error in the plant and allow more flexible (low-load) operation. The focus of the project was on ensuring safe plant operation for the future and maintaining the operability and availability of the plant by installing new I&C system components. The turboset was to be operated and monitored from the control room based on clear and transparent I&C system structures. The specification also called for optimum automatic turboset operation with high control quality under all possible operating conditions, maximum flexibility, maximum output and compliance with emission requirements. The known operating concept was to be left unchanged. The contract with EAS required a full upgrade and redesign of the turbine’s instrumentation and control system, comprising the following activities: • Check as-built status of turboset control system • Establish required functionalities in a series of detailed technical meetings • Prepare functional/control system diagrams • Perform simulation and up-front test of turbine controller/turbine control station together with client Example: Process of reproducing the turbine control station’s shaft temperature calculation routine (Fig. 1, 2) • Design Melody hardware and integrate components into existing switchgear cabinets • Program turbine control system (redundant design) and extend turbine protection function (3-channel design) integrated into the DCS ABB Melody system • Determine parameters and then program turbine control station (wall temperature sensor) in ABB Melody • Supply and install a 3-channel overspeed protection system (Fig. 3) • Supply and install a 3-channel shaft position monitoring system • Remove the existing hydraulic turbine protection and control equipment • Supply and install one 2-out-of-3 trip block each for the turbine protection and bypass systems (Fig. 4, 5) • Supply and install eight electro-hydraulic transducers to control the individual HP and IP control valves (Fig. 6) • Supply and install one electro-hydraulic transducer to control the group of bypass control valves • Commissioning • Prepare documentation and operating manual 12 E.ON Anlagenservice Beispiel Ablauf der Nachbildung der Wellentemperaturberechnung des Turbinenleitgerätes 1. 2. 3. 4. 5. Analyse der Berechnungsstruktur Aufbau einer Simulation Parameteranpassung Vergleich der Temperaturverläufe für zuvor aufgezeichnete reale Betriebszustände Umsetzung der Berechnung in ABB Melody. Ergebnis Gute Nachbildung der hinterlegten Berechnungsvorschrift mit sehr geringen (< 1 %) Abweichungen. Bild/Fig. 1 Bild/Fig. 3 Strukturübersicht und Simulation der Wellentemperaturberechnung Structural overview of simulated shaft temperature calculations Drehzahlmessung / Speed monitoring system Fazit Im Ergebnis wurde eine deutliche Verbesserung der Ersatzteilsituation (Regelung und Schutz in HLT) sowie in der Handhabung (Bauteile Stand der Technik/Diagnosemöglichkeit über das Leitsystem) erreicht. Dazu kam die flexible Fahrweise (8 x EHW zur Einzelventilansteuerung) und die Möglichkeit, den Turbinenregler durch Software-Änderungen an neue Anforderungen anzupassen. Die neue Turbinenüberwachung wurde in die vorhandenen Schaltschränke der Hauptleittechnik integriert. Bild/Fig. 4 2v3 Tripblock Turbine / 2-out-of-3 trip block for turbine Der gesamte Umbau erfolgte während eines 10-wöchigen Stillstandes der Anlage im Sommer 2013. Nachdem die kalte IBS abgeschlossen war, fanden umfangreiche Prüffahrten statt, in denen die verschiedensten Betriebssituationen nachvollzogen wurden. Die anschließenden Abnahmeprüfungen durch den Auftraggeber konnten, dank der präzisen Vorbereitung, in kürzester Zeit abgewickelt werden. Die Projektbeteiligten zeigten sich mit dem Verlauf der Umbauarbeiten und dem Ergebnis äußerst zufrieden. Journal 13 Example Process of reproducing the turbine control station’s shaft temperature calculation routine 1. 2. 3. 4. 5. Analyse calculation structure Prepare simulation Adjust parameters Compare temperature curves for real operating conditions recorded earlier Transfer results into ABB Melody. Result Good reproduction of defined calculation rule with only minor deviations (< 1 %). Fig./Bild: 2 Fig./Bild 5 Recorded (real) vs. simulated temperature curves Beispiel eines Vergleichs zwischen aufgenommenem (realem) und simuliertem Temperaturverlauf 2-out-of-3 trip block for bypass station 2v3 Tripblock Umleitstation Conclusion The project significantly improved the spare parts situation (DCS control and protection solution) and system handling (state-ofthe-art components/diagnosis via control system). It also provided a flexible mode of operation (8 x electro-hydraulic transducers for individual valve control) along with the possibility to make changes to the software to adjust the turbine controller to new requirements. The new turbine control system was integrated into main switchgear cabinets already in place. Fig./Bild 6 Individual control of control valves Einzelansteuerung der Regelventile The whole project was completed during a 10-week plant shutdown in 2013. After cold commissioning, a series of test runs were performed to simulate the different operating situations. Thanks to meticulous planning, acceptance testing by the client was completed within a very short period of time. The project participants were delighted with the way the project had been handled and with the result. 14 E.ON Anlagenservice Heizkraftwerk Hiltrop Modernisierung der Elektro- und Leittechnik Im Rahmen einer umfangreichen Modernisierungsmaßnahme des Heizkraftwerks Hiltrop erhielt E.ON Anlagenservice von der Stadtwerke Bochum Holding GmbH den Auftrag zur Erneuerung der Elektro- und Leittechnik. Die Ausführung des Gesamtprojekts begann im April 2013 und soll bis Ende Oktober 2014 abgeschlossen sein. Das Heizkraftwerk (HKW) Hiltrop wurde im September 1975 erstmals in Betrieb genommen. Seitdem wurde die Anlage mehrfach teilmodernisiert (z. B. 1996 Erneuerung GT Brenner und Leittechnik). Es sichert die Fernwärmeversorgung der Stadt Bochum und erzeugt elektrische Energie, die in das öffentliche Netz eingespeist wird. Bestehende Anlage Kernstück der Anlage ist eine erdgasbefeuerte Industriegasturbine mit einer elektrischen Leistung von 30,8 MW, die im Kraft-Wärme-Kopplungsprozess zur Stromund Wärmeerzeugung eingesetzt wird. Die aus der Gasturbine strömenden heißen Abgase mit einer Temperatur von ca. 500 °C werden zur Beheizung eines nachgeschalteten Abhitzekessels (AHK) genutzt. Bei reinem Abhitzebetrieb werden dabei im Naturumlauf ca. 82 t/h Dampf erzeugt. Der Abhitzekessel ist mit einer Zusatzfeuerung, bestehend aus vier Erdgas-gefeuerten Brennern, ausgestattet. Im reinen Frischluftbetrieb kann eine Dampfleistung von 40 t/h erzielt werden, die im Abhitzebetrieb mit Zusatzfeuerung auf max. 100 t/h erhöht werden kann. Eine am kalten Ende des Abhitzekessels angeordnete Nachschaltheizfläche dient zur Vorwärmung des Fernheizwassers. Über einen Rauchgasbypasskanal besteht die Möglichkeit, den Abhitzekessel zu umfahren. Als weitere Dampferzeuger verfügt die Anlage über zwei baugleiche, Erdgas-gefeuerte Naturumlaufkessel (FN2 und FN3). Diese Dampferzeuger arbeiten in einem Leistungsbereich zwischen 15 und 70 t/h. Im Sommer und in der Übergangszeit wird zur Warmhaltung der Kesselanlage sowie zur Erzeugung kleinerer Fernwärmemengen ein Flammrohr-/Rauchrohr-Kessel betrieben. Mit diesem Kessel kann ein Leistungsbereich von 2 bis 8 t/h abgedeckt werden. Modernisierung des Heizkraftwerks ab 2013 Die jetzige umfangreiche Modernisierung und Erweiterung des HKW Hiltrop erfolgt in zwei Abschnitten: 1. Modernisierung der Bestandsanlage • AustauschdervorhandenenGasturbinedurcheine neue Gasturbine mit einer elektrischen Leistung von rund 30,7 MW • InstallationeinerübergeordnetenLeittechnik • UmrüstungdersicherheitstechnischenAusrüstung der Feuerungsanlagen, des Abhitzekessels sowie der beiden Dampferzeuger FN2 und FN3 auf 72h BoB (Betrieb ohne Beaufsichtigung) in Anlehnung an die TRD. 2. Erweiterung des Heizkraftwerks • ErrichtungeinesGebäudes(Anbauzumbestehenden Gebäude) zur Unterbringung der neuen Anlagenkomponenten • ErrichtungeinerDampfturbinemitHeizkondensator (elektrische Leistung bis 12 MW, 80 MW thermisch) • ErrichtungvonzweiFrischdampf-Wärmetauschern zur Absicherung der Fernwärmeversorgung und zur Spitzenlastabdeckung (je 20 MW thermisch). • ErrichtungeinesWärmespeichersmitrund5.000m³ Nutzvolumen inkl. drei neuen Wärmespeicherpumpen vonjeweils600m³/h Journal 15 Hiltrop cogeneration plant Electrical, instrumentation and control system refurbishment As part of an extensive modernisation project at the Hiltrop cogeneration plant, E.ON Anlagenservice were commissioned by Stadtwerke Bochum Holding GmbH, the local utility, to refurbish the electrical, instrumentation and control system equipment. The project started in April 2013 and is due for completion at the end of October 2014. The Hiltrop cogeneration plant first went on line in September 1975. It has since undergone a series of upgrades (including a GT burner and control system refurbishment in 1996). The plant supplies district heat to the city of Bochum and produces electricity for the public grid. Existing plant The centrepiece of the plant is an industrial gas turbine generating 30.8 MW of electricity. The hot (500 °C) exhaust gases from the turbine are piped to a natural circulation waste heat boiler to produce some 82 t/h of steam. The waste heat boiler is equipped with an auxiliary firing system consisting of four natural gas burners. In the fresh air mode the boiler can generate 40 t/h of steam, which can be increased in the waste heat mode with auxiliary firing to a maximum of 100 t/h. A heat recovery area at the cold end of the waste heat boiler is used to preheat the district heating water. A flue gas bypass duct allows bypassing the waste heat boiler. The plant has another two identical natural gas-fired natural circulation boilers (FN2 and FN3) designed to produce 15 to 70 t/h of steam. Outside the heating season a flame tube/flue gas tube boiler is used to maintain the boiler system temperature and generate small amounts of heat. This boiler covers a rage of 2 to 8 t/h. Cogeneration plant modernisations from 2013 The extensive modernisation and expansion of the Hiltrop cogeneration plant is being completed in two stages, which are divided into the following work packages: 1. Existing plant upgrade • Replacetheexistinggasturbinebyanewturbine with a power generating capacity of 30.7 MW • Installanewprimarycontrolsystem • Convertthesafetysystemsofthecombustionplants, the waste heat boiler and the two natural circulation boilers (FN2 and FN3) for 72 hours of unsupervised operation in accordance with the TRD 604 standard. 2. Cogeneration plant expansion • Constructanewbuilding(extensiontoexisting building) to house the new plant components • Installanewsteamturbinewithaheatingcondenser (12 MWe / 80 MWth) • Installtwonewlivesteamheatexchangersasa backup for district heat supplies and peak shaving (20 MWth each). • Installanew5,000m³hotwaterstoragetankincl. threenewstoragetankpumpseachrated600m³/h • Replacetheexistingsteamlinetothedistrictheat station in the city centre by a DN 500 hot water pipeline • Installsixnewhotwaterrecirculationpumpsrated 750m³/heach After the modernisation, the Hiltrop plant will be similar in design to a CCGT plant. The site’s electrical output is limited to 44 MVA. Heat recovery will peak at around 140 MW, with heating water recirculation reaching a maximum ofaround2,300m³/h.Thelivesteamparameterswillbe raised from 15 bar (a) and 250 °C to 17.5 bar (a) and 275 °C. Modification work on the existing plant started in April 2013. The aim was to complete the upgrade of the waste heat boiler and one of the two identical steam generators before the start of the heating season in October 2013. Following commissioning and successful trial operation the plant was back in service on time in November 2013. Plant upgrade For the control system upgrade, E.ON Anlagenservice (EAS) and Stadtwerke Bochum decided to use the PCS 7/ version 8 process control system developed by Siemens. The primary control system is designed as a client/server solution essentially comprising an engineering station, a pair of servers and five clients. 16 E.ON Anlagenservice • AustauscheinervorhandenenDampfleitungzur Fernwärmestation in der Innenstadt durch eine Fernheizwassertransportleitung in der Nennweite DN500 • ErrichtungvonsechsneuenUmwälzpumpenzum Heißwassertransport mit einer Leistung von jeweils 750m³/h Nach dem Umbau wird das HKW Hiltrop konzeptionell einer GuD-Anlage entsprechen. Die elektrische Maximalleistung am Standort ist auf 44 MVA begrenzt. Die auszukoppelnde Wärmeleistung wird in der Spitze etwa 140 MW, die umzuwälzende Fernheizwassermenge in der Spitze rund 2.300 m³/h betragen. Die Frischdampfparameter werden dazu von derzeit 15 bar (a) und 250 °C auf 17,5 bar (a) und 275 °C angehoben. Mit den Umbauarbeiten der Bestandsanlage wurde im April 2013 begonnen. Ziel war es, die Modernisierung des Abhitzekessels sowie eines der beiden baugleichen Dampferzeuger bis zum Beginn der Heizperiode im Oktober 2013 zu realisieren. Dieses Ziel wurde nach Inbetriebnahme und anschließendem erfolgreichen Probebetrieb im November 2013 erreicht. Modernisierung der Bestandsanlage Für die Lösung der leittechnischen Aufgabenstellung hat sich E.ON Anlagenservice (EAS), in Abstimmung mit den Stadtwerken Bochum, für das Prozessleitsystem PCS 7 (Siemens) in der Version 8 entschieden. Die übergeordnete Leittechnik ist als Client/ServerSystem ausgebaut und besteht im Wesentlichen aus einer Engineering-Station, einem Serverpaar sowie insgesamt fünf Clients. Einige Anlagenteile, unter anderem die neue Gasturbine mit dem dazugehörigen Erdgasverdichter, wurden als Black Box-Systeme in die übergeordnete Leittechnik eingebunden. Die Anbindung der Gasturbine wurde mittels einer zusätzlichen redundanten Punkt-zu-Punkt-Kopplung realisiert. Vom übergeordneten Leitsystem kann die Gasturbine bedient und beobachtet werden. Die Verbindung zum Erdgasverdichter erfolgt mittels Ethernet über den Anlagenbus. Wie die Gasturbine kann auch der Erdgasverdichter von der übergeordneten Leittechnik bedient und beobachtet werden. Ebenfalls an die übergeordnete Leittechnik angebunden wurde die im HKW Hiltrop vorhandene NSUnterverteilung. Hierzu erweiterte EAS das bestehende Stationsleitgerät ABB INSUM mit einer Profibusbaugruppe und nahm den Anschluss an die Profibus DP-Schnittstelle der CPU vor. Die Anbindung der bestehenden Mittelspannungsanlage erfolgte für die Befehlsrichtung Leistungsschalter (EIN/AUS) über digitale Ausgangskarten. Die Verbindung zwischen übergeordneter Leittechnik und MS-Schaltanlage 10 kV Gasturbine sowie MSSchaltanlage 10 kV Dampfturbine wurde über digitale Einund Ausgangsbaugruppen realisiert. Für die Anzeigerichtung beider Anlagen wurde eine serielle Kopplung (RS232C) mit dem Protokoll IEC 60870-5104 aus der CPU der vorhandenen Meldeanlage realisiert. Schnittstelle ist ein Gateway. Die Meldeanlage wiederum ist über Ethernet mit dem Anlagenbus verbunden. Zur Steuerung der allgemeinen Anlagenteile wurde ein redundantes und hochverfügbares System (AS4165H) aufgebaut und Anlagenteile wie Wasseraufbereitung, Wärmetauscher sowie das Speisewasser-, Dampf- und Kondensatsystem integriert. Die I/O Peripherie ist mit redundanten ProfibusAnschaltungen und einkanaligen Peripheriebaugruppen eingebunden. Die vorhandenen SIPART-Regler wurden mit ProfibusDP-Einsteckkarten ausgerüstet und über Y-Link-Module eingebunden. Das Automatisierungssystem ist für eine hohe Verfügbarkeit ausgelegt und mittels Ethernet an den Anlagenbus angebunden. Modernisierung der Kesselanlagen Beim Abhitzekessel wurde die bisherige Relaissteuerung für Kesselschutz und Brennersteuerung sowie die Klappensteuerung des Abhitzekessels durch ein fehlersicheres PCS 7 AS 414F (CPU 414-5H) ersetzt. Das Automatisierungssystem wurde für einfache Verfügbarkeit und sicherheitsgerichtete Anwendungen bis zu SIL 3 ausgelegt und mittels Ethernet an den Anlagenbus angebunden. Die in der Bestandsanlage vorhandenen Hardwareregler vom Typ SIPART DR22 konnten weiter verwendet werden. Durch Einbau einer Profibus-DP-Einsteckkarte wurden diese Regler an die CPU angebunden. Das Einlesen der Sensorik bzw. Ansteuern der Aktorik erfolgt über dezentrale Peripheriebaugruppen vom Typ ET200M, die ebenfalls über Profibus DP mit der CPU verbunden sind. Die Kesselschutz- und Brennersteuerung (S7-315F) des Dampferzeugers FN2 wurde funktional durch eine neue fehlersichere PCS 7 AS 414F (CPU 414-5H) ersetzt. Die fehlersicheren I/O-Baugruppen wurden weiter verwendet und als dezentrale Peripherie ET200M genutzt. Die erforderlichen I/O Erweiterungen für den BoB 72h Betrieb wurden ergänzt. Das Programm wurde als Grundlage für die fehlersichere Software im PCS 7 System genutzt und die funktionalen Ergänzungen für den BoB 72h Betrieb vorgenommen. Ziel war es, den Hardware- und Softwareaufbau der beiden Kesselanlagen FN2 und FN3 identisch zu halten. Wie auch beim Abhitzekessel wurde das Automatisierungssystem für einfache Verfügbarkeit und sicherheitsgerichtete Anwendungen bis zu SIL 3 ausgelegt. Hier wurden die im Bestand vorhandenen Hardwareregler SIPART DR22 ebenfalls mit Profibus DPEinsteckkarten nachgerüstet und an die CPU angebunden. Journal 17 Some parts of the plant, including the new gas turbine and the associated natural gas compressor, were incorporated into the primary control system as a 'black box'. The gas turbine was connected via an additional redundant point-to-point link. It can be operated and monitored using the primary control system. The link to the natural gas compressor is an Ethernet link which connects to the system bus. The natural gas compressor can be operated and monitored from the primary control system in much the same way as the gas turbine. Another system connected to the primary control system at the site was the existing low-voltage subdistribution board. To make this link, EAS upgraded the existing ABB INSUM station control unit to include a Profibus sub-assembly and connected it to the CPU’s Profibus DP interface. The existing medium-voltage system was connected for the circuit breaker command direction (ON/OFF) via digital output cards. The link between the primary control system and the 10 kV gas turbine and steam turbine medium-voltage switchgear systems was made using digital input and output assemblies. For the display direction of both plants, a serial link (RS232C) and the IEC 60870-5-104 protocol from the existing signalling system’s CPU were used. The interface is a gateway. The signalling system in turn is connected to the plant bus via Ethernet. For the control of the other parts of the plant, the designers built a redundant, high-availability system (AS416-5H) into which units such as the water treatment system, the heat exchangers and the feed water, steam and condensate systems were integrated. The I/O periphery was connected using redundant Profibus interface modules and single-channel periphery components. The existing SIPART controllers were fitted with Profibus DP plug-in cards and linked up using Y-link modules. The automation system is designed for high availability and connected to the plant bus via Ethernet. Boiler system upgrades On the waste heat boiler the relay-based control system used for boiler protection and burner control and the boiler’s damper control system were replaced by a fail-safe PCS 7 AS 414F (CPU 414-5H). The automation system was designed for simple availability as well as safety-oriented applications up to SIL 3 and connected to the plant bus via Ethernet. The existing SIPART DR22 hardware controllers were left in place. They were retrofitted with a Profibus DP plugin card and connected to the CPU. 18 E.ON Anlagenservice Die Aktorik und Sensorik der Kesselausrüstung wurde, gemäß ihrer technischen Spezifikation, in Anlehnung an die TRD, auf BoB 72h Betrieb umgerüstet bzw. erweitert. Dieses umfasste im Wesentlichen: • Einbindung eines Sicherheitsdruckbegrenzers zur ÜberwachungdesDampfdrucks • Anbau von drei außenliegenden Messflaschen an die Kesseldampftrommeln zur Überwachung des Kesselwasserstandes. In die Messflaschen wurden drei NiveauelektrodenzurÜberwachungKesselwasserstand min. und eine Niveauelektrode zur Überwachung Kesselwasserstand max. eingebaut. • Einbindung eines Sicherheitstemperaturbegrenzers zur Überwachung der Dampftemperatur nach Endüberhitzer und Einspritzung • Einbindung von Leitfähigkeitsmessungen und -überwachungen für Speisewasser und Kesselwasser • Die vorhandenen Sicherheitsabsperreinrichtungen der Gasleitungen vor Brenner wurden für den BoB 72h so überarbeitet, dass eine automatische Gasdichtekontrolle vor jedem Start der Brenner möglich ist. Zusammenfassung Die bisherige Modernisierung des HKW Hiltrop konnte termingerecht, bis zum Beginn der Heizperiode im Oktober 2013, und erfolgreich durchgeführt werden. Alle modernisierten Funktionen der Anlage - auch komplexere Funktionen wie die Klappensteuerung des Abhitzekessels - wurden zur Zufriedenheit des Kunden realisiert. Ab April 2014 werden der Dampferzeuger FN3, die Wasseraufbereitung und die Wärmetauscher 1 bis 4 der Bestandsanlage weiter umgebaut und die Neuanlage mit Dampfturbine, Heizkondensatoren und Wärmespeicher Neue Hardware zur Steuerung der Kesselanlagen New hardware to control the boiler system sowie das Zusammenspiel der Gesamtanlage in die übergeordnete Leittechnik eingebunden. Ziel ist es, bis Anfang Oktober 2014, vor Beginn der nächsten Heizperiode, die Inbetriebnahme der Gesamtanlage abzuschließen und den Probebetrieb aufzunehmen. Journal 19 Recording of the sensor signal and actuator control is via type ET200M peripheral devices also connected to the CPU via a Profibus DP link. The boiler protection and burner control system (S7315F) of the FN2 steam generator were replaced by a new fail-safe PCS 7 AS 414F (CPU 414-5H) providing the same functions. The failsafe I/O modules were left in place for use as ET200M peripherals. The I/O extensions required for 72h operation and monitoring were added. The program was used as a basis for the fail-safe software in the PCS 7 system. The functions for 72h operation and monitoring were added. The idea was to keep the hardware and software configuration for the FN2 und FN3 boiler systems identical. As on the waste heat boiler, the automation system was designed for simple availability and safety-oriented applications up to SIL 3. The existing SIPART DR22 hardware controllers were again retrofitted with Profibus DP plug-in cards and connected to the CPU. The boiler system actuators and sensors were modified and upgraded in accordance with their technical specification for 72h operation and monitoring in accordance with the TRD standard. to the boiler steam drums to monitor the boiler water level • Install temperature limiters to monitor the steam temperature downstream of the final-stage superheater and the injection point • Install conductivity sensors/monitors for the feed water and the boiler water • Modify the existing safety shut-off valves on the gas lines upstream of the burners for 72h operation and monitoring so as to allow an automatic gas tightness test before each burner start. Summary The Hiltrop cogeneration plant upgrade activities scheduled for completion before the start of the heating season in October 2013 were carried out successfully. All modifications – even for more complex functions such as waste heat boiler damper control – were delivered to the satisfaction of the client. Starting in April 2014, the modification work on the FN3 steam generator, the water treatment system and heat exchanges 1 to 4 of the existing plant will resume and the new plant with its steam turbine, heating condensers, heat storage tank and tested interplay of all modules will This part of the work included the following main be incorporated into the primary control system. activities: The aim is to complete the commissioning of the entire • Installapressurelimitertomonitorthesteampressure plant and start trial operation before the next heating • Attach three external level indicators equipped with season in October 2014. three MIN level electrodes and one MAX level electrode 20 E.ON Anlagenservice Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Komplettlösungen für eine zuverlässige Energieversorgung Die Lieferung und Montage kompletter Energieversorgungsanlagen gehört zu den Aufgaben des Fachbereichs Schaltanlagen und Schaltgeräte im Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik. Hier steht die Sicherung des Eigenbedarfs in Kraftwerken sowie gewerblichen und industriellen Anlagen im Fokus. Stromausfälle, verursacht durch veraltete Anlagenteile, können schnell zu weit reichenden Folgen führen. Diese Risiken lassen sich mit dem Einsatz moderner Energieversorgungstechnik vermeiden. Allerdings ist eine Modernisierung oder ein Austausch „Neu“ gegen „Alt“ nicht immer ganz einfach durchzuführen, da die vorliegende Dokumentation durch eine Vielzahl von Veränderungen im Laufe der Zeit oft nicht mehr dem Ist-Zustand der Anlage entspricht. Liegt die komplette Projektabwicklung jedoch in einer Hand, werden klare Vorteile erzielt. Projektrealisierung Die Auslegung, Planung, Lieferung, Montage und Inbetriebnahme kompletter Stromversorgungsanlagen mit qualitativ und wirtschaftlich optimierten Komponenten, realisiert der Fachbereich Schaltanlagen und Schaltgeräte (ETE). Dies erfolgt nach Feststellung des Ist-Zustandes der alten Anlage unter Berücksichtigung der zukünftigen technischen Anforderungen und elektrischen Daten des Betreibers. Innovative Vorschläge und Verbesserungen, ausgerichtet auf den Bedarf der jeweiligen Anlage und das Budget des Kunden, werden bereits bei der Angebotsgestaltung berücksichtigt. Der Kunde erhält die komplette Leistung aus einer Hand und hat einen festen Ansprechpartner für sein gesamtes Projekt. Das resultiert aus der langjährigen Erfahrung der verantwortlichen Mitarbeiter als Planungsingenieur, Projektleiter und/oder Bauleiter und gewährleistet eine zuverlässige und wirtschaftliche Abwicklung. Die Erfüllung aller technischen Vorschriften und Richtlinien in TSK/PTSK gemäß IEC 60439 und IEC 61439 sind ebenso selbstverständlich wie die Berücksichtigung branchenspezifischer Anforderungen. Alle durchgeführten Arbeiten werden nach der Inbetriebsetzung in einer umfassenden Enddokumentation dargestellt. Universitätsklinikum Essen Essen University Hospital Projektbeispiele Power to Gas Einen entscheidenden Impuls für die Energiewende setzte E.ON Hanse mit einer Pilotanlage zur Umwandlung von Windstrom in Wasserstoff durch PEM-Elektrolyse. Der Wasserstoff wird ins Gasnetz eingespeist und kann gespeichert oder bei Bedarf zur Energieerzeugung genutzt werden. Im Auftrag von E.ON Gas Storage liefert ETE in Hamburg-Reitbrook eine 20 kV-Transformatorstation mit zwei Trafos sowie einer Mittelspannungsschaltanlage und zwei Niederspannungsschaltanlagen. Die Leistung von ETE beinhaltet die Lieferung, Montage und Inbetriebnahme der Anlage im 2. Quartal 2014. Universitätsklinikum Essen Eine ähnliche Anlage wurde für die Energieversorgung der Strahlenklinik im Universitätsklinikum Essen geliefert. Es handelte sich hier um eine Station mit acht Feldern (2 x Einspeisung, Übergabe, Messung, 4 x Trafoabgangsfeld), die komplett in einer Beton-Kompaktstation vormontiert und mit einem Schwertransport vor dem Gebäude errichtet wurde. Journal 21 E, C&I Technology Division Comprehensive solutions for reliable energy supplies As part of its services, the Switchgears Department in the E, C&I Technology Division delivers and installs complete energy supply systems. The focus here is on meeting the on-site energy needs of power plants and commercial/industrial facilities. Power cuts caused by the failure of old components can quickly have damaging knock-on effects. These risks can be avoided by using state-of-the-art power supply equipment. Yet making upgrades or replacing 'old' by 'new' is not always that straightforward because quite often the available documentation does not reflect the numerous of modifications made over time and therefore does not show the actual as-built status. If the entire project is managed from a single source, however, there are clear advantages. Project delivery The Switchgears Department (ETE) designs, delivers, assembles and commissions entire power supply systems equipped with efficient, high-quality components. The first step, though, is to establish the 'as-is' condition of the old system and get a clear understanding of the system details and future technical requirements. The bid submitted to the client already features innovative ideas and improvements which are tailored to the plant’s requirements and to the operator's budget. The client receives a comprehensive service from a single source and only has one contact person throughout the entire project. This concept builds on the long-standing experience of EAS staff as design engineers and project/ construction managers and ensures smooth and efficient project delivery. Compliance with all technical rules and regulations concerning type-tested switchgear assemblies and partially type-tested switchgear assemblies in accordance with IEC 60439 and IEC 61439 is, or course, guaranteed – as is the implementation of industry-specific requirements. All work carried out as part of the project is described in the final project documentation handed over to the client after commissioning. Project examples Power to Gas A big step in the German energy transition was the startup of E.ON Hanse's power-to-gas pilot plant in HamburgReitbrook which uses the principle of PEM (proton exchange membrane) electrolysis to convert wind energy into hydrogen. This hydrogen is fed into the natural gas grid and can again be used to generate power as and when needed. ETE was commissioned by E.ON Gas Storage to deliver a 20 kV transformer substation comprising two transformers, a medium-voltage switchgear system and two low-voltage switcher systems. Apart from delivery, ETE's scope of services also included installation and commissioning of the plant during the second quarter of 2014. Essen University Hospital A similar substation was delivered to the Radiation Clinic at Essen University Hospital for an upgrade of the power supply system. It consisted of eight panels (two incoming feeder panels, a transfer panel, a metering panel and four outgoing feeder panels), all of which had been fully preassembled as a compact concrete substation, which was installed in front of the building using a heavy duty crane. 22 E.ON Anlagenservice Erneuerung der Hauptschaltanlagen in 14 Kraftwerken der Flussgruppe Main Im Januar 2014 erfolgte die erste Lieferung und betriebsfertige Montage einer metallgekapselten, luftisolierten 20 kV-Mittelspannungsanlage einschließlich aller erforderlichen Zubehörteile, incl. der Montage der Leistungs- und Steuerverkabelung für das Laufwasserkraftwerk Lengfurt. Darüber hinaus erneuert ETE die 20 kV-Mittelspannungsanlagen in weiteren 13 Kraftwerken der Flussgruppe Mitte/Main von E.ON Wasserkraft. Erneuerung der Hauptschaltanlagen in 6 Kraftwerken der Statkraft Weiterhin liefert ETE neue Energieversorgungsanlagen für 6 Statkraft-Wasserkraftwerke entlang der Weser. Die Wartung von Anlagen gehört ebenso zum Aufgabenbereich von ETE wie Reparaturen und Optimierungen in Altanlagen sowie ein 24-Stunden-Störungsdienst. Laufwasserkraftwerk Lengfurt / Lengfurt run-of-river power plant Flussgruppe Mitte/Main / ‚Mitte/Main‘ river group Journal 23 Main switchgear systems replaced at 14 hydropower plants along the river Main In January 2014, EAS delivered and managed the turn-key installation of the first metal-enclosed, air-insulated 20 kV medium-voltage switchgear system for the Lengfurt runof-river power plant. The scope of services also included the accessories and the installation of the power and control system cabling. ETE is also renewing the 20 kV mediumvoltage switchgear systems at another 13 hydropower plants belonging to E.ON Wasserkraft's 'Mitte/Main' river group. Renewal of main switchgear systems at 6 Statkraft power plants ETE is also delivering new power supply systems for 6 hydropower plants along the river Weser operated by Statkraft. Plant maintenance is as much a part of ETE's portfolio of services as repairs, system upgrades at older plants and a 24/7 emergency callout service. Lengfurt run-of-river power plant Laufwasserkraftwerk Lengfurt 24 E.ON Anlagenservice Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Service an MS- und NS-Schaltgeräten aller Hersteller Revisionen und ungeplante Störeinsätze haben eins gemeinsam: den Zeitdruck. Auf der einen Seite ist ein vorgegebener Zeitrahmen unbedingt einzuhalten, auf der anderen eine Störung schnellstmöglich zu beseitigen. Hinzu kommt die Erwartung kompetenter, zuverlässiger und wirtschaftlicher Leistungen. Der Fachbereich Schaltanlagen und Schaltgeräte im Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik realisiert diese Aufgabenstellungen mit einem Rundum-Service durch ein geschultes und erfahrenes Spezialistenteam. Kraftwerke, Energienetzbetreiber und Industriebetriebe sind auf einen möglichst störungsfreien Betrieb ihrer elektrischen Anlagen angewiesen. Der häufigste Grund für Ausfälle in Schaltanlagen liegt im Verschleiß bzw. der Komponentenalterung. Wissen und Erfahrung der Mitarbeiter im Fachbereich Schaltanlagen und Schaltgeräte (ETE) sowie die Bereitstellung oder Beschaffung von Ersatzteilen sind die Basis für die komplette Durchführung von Servicepakten und Retrofitlösungen. Retrofit mit Austauschmodulen ETE hält komplette Retrofit-Kits für diverse Schaltgeräte vor und gewährleistet einen schnellen Austausch durch Modultechnik. Leistungsschalter lassen sich so unter Ausnutzung aller Komponenten der vorhandenen Schaltanlage einfach ersetzen. Der Einbau der neuen Schaltgeräte ist ohne den Austausch der Sammelschienen möglich, bietet vielfach technische und wirtschaftliche Vorteile und erfordert nur einen minimalen Zeitaufwand. Störung/Defekt Ein Spezialistenteam stellt die Ursache fest, baut defekte Teile aus und ersetzt diese gegen neue Original-Komponenten. Wartung und Inspektion Die eingehende Kontrolle erfolgt über ein umfangreiches Messequipment. Die Ergebnisse werden in einem Prüfprotokoll festgehalten. Retrofit Die nachfolgenden Bilder zeigen den Umbau einer alten Mittelspannungsanlage in Gipsbauweise mit Ölschaltern aus dem Baujahr 1956 (Bild 1) gegen eine Anlage mit Vakuum-Leistungsschalter, Anpassung der Verdrahtung und Verriegelung und neuer Anbindung an die moderne Schutz- und Leittechnik (Bild 2). H&W-Schalter LH 1250 A mit Teleskopkassette H&W LH 1250 A switch on telescopic sub-assembly Es handelt sich um Retrofit-Kits für folgende Leistungsschalter • H&WHN800–HN3200 • HE800–HE3200 • LH250–3200 • BBCMegamax • BBCOtomax • CalorEmagZAM5–2403 • AEGBaureiheME Weitere Retrofit-Kits sind kurzfristig lieferbar. Bild/Fig. 1 Journal 25 E, C&I Technology Division Services for medium and low-voltage switchgear systems of all makes Regular overhauls and emergency repairs have one thing in common: time pressure. For scheduled overhauls there is a (usually tight) time frame, while in emergencies it is vital to keep any disruptions to an absolute minimum. At the same time, service providers are expected to deliver professional, reliable and efficient services. The Switchgears Department in the E, C&I Technology Division has a team of highly trained and experienced specialists offering an all-round service. Power plants, grid operators and industrial business rely on their switchgear systems to be functioning properly without major problems. The most frequent cause of switchgear failure is wear or component ageing. The knowledge and experience of the Switchgears Department (ETE) specialists at EAS and their ability to quickly source spare parts ensure a timely and professional delivery of service packages and retrofits. Modular retrofit systems ETE keeps a stock of different retrofit kits for various switchgear systems available to allow quick installation. This way, circuitbreakers can easily be replaced using all the components of the existing switchgear system. The new switchgear can be installed without having to replace the busbars. This approach offers a number of technical and economic advantages while only requiring very little time. Failure/defect A team of specialists determines the cause of any problem and replaces any defective parts by OEM components. Maintenance and inspections The equipment is checked using a range of measuring instruments. The results are documented in a test report. Retrofits The photographs show a medium-voltage switchgear system made of gypsum boards with oil circuit-breakers dating back to 1956 (Fig. 1). This configuration was replaced by a switchgear system equipped with a vacuum circuit-breaker, new wiring and interlocks connected to the new protection and control equipment panels (Fig. 2). Panel with circuit-breakers removed and busbars in place Schaltfeld mit ausgebautem Leistungsschalter und vorhandenen Sammelschienen Fig./Bild 2 ETE has retrofit kits for the following circuit-breakers: • H&WHN800–HN3200 • HE800–HE3200 • LH250–3200 • BBCMegamax • BBCOtomax • CalorEmagZAM5–2403 • AEG'sMEseries Other retrofit kits can be ordered and have short delivery times. 26 E.ON Anlagenservice Die Lieferung und Montage erfolgt komplett mit ABBLeistungsschaltern der Baureihe Emax X1 oder Emax E1 – E6 sowie auch in der neusten Leistungsschalter-Generation Emax 1.2 - 6.2, lieferbar als fest eingebaute oder ausfahrbare Leistungsschalter. Schaltfeld H&W-Schalter LH 1250A mit Drehhebelantrieb Schaltanlagenfeld nach Austausch des H&W-Schalters H&W LH 1250A switchgear panel with rotary handle-operated mechanism Switchgear panel after replacement of H&W switch Vorzüge der Retrofit-Kits • KlaretechnischeVerbesserungenbeiniedrigen Investitionskosten • VerlängerungderLebensdauervonNiederspannungsanlagen • BenutzerfreundlicheundsichereLösungfürdenBetrieb • KurzeStillstandszeitenbeidenUmbauarbeiten • KommunikationEmax1.2-Emax6.2 • Energiemanagement • ExakteMesswerterfassung,umVerbrauchswertezusteuern • RemoteControl • JedeFunktionistüberInternetzugänglichundansteuerbar (Ekip Link supervision) • Protokolle • Modbus,Profibus,Devicenet,ModbusTCP,Profinet,EthernetIP • Integriert:IEC61850-ModulezurAnbindungan“SmartGrids” • Anschlussmöglichkeit:direktandieAnschlussboxdes Leistungsschalters Projektrealisierung aus einer Hand Qualifizierte Teams und Spezialisten mit langjähriger Erfahrung in der Inspektion, Wartung und Instandsetzung von Schaltgeräten (Trennschalter, Lasttrennschalter, Erdungsschalter und Leistungsschalter bis 36 kV) setzen das gesamte Leistungsspektrum – von der Inspektion vor Ort bis hin zur Komplettrevision – vollständig um. Journal 27 The retrofit kits feature ABB Emax X1 or Emax E1 - E6 series circuitbreakers as well as the latest Emax 1.2 - 6.2 generation circuitbreakers, which are either fixed in place or installed on a telescopic sub-assembly so that they can be withdrawn. Advantages of the retrofit kits • Cleartechnicalimprovementatlowcost • Extendedservicelifeofnow-voltageswitchgearsystems • User-friendlyandsafesolutionforsystemoperation • Shortdowntimesduringretrofit • Emax1.2-Emax6.2communication • Energymanagement • Accuraterecordingofmeasuredvaluestocontrolconsumption • Remotecontroloperation • EachfunctioncanbecontrolledviatheInternet (Ekip link supervision) • Protocols • Modbus,Profibus,Devicenet,ModbusTCP,Profinet,EthernetIP • IntegratedIEC61850modulesfortyinginto'smartgrids' • Connectionisdirectlyonjunctionboxofcircuit-breaker Project delivery from a single source Qualified teams and specialists with years of experience in switchgear inspection, maintenance and repair (load breakers, disconnecting switches, earthing switches and circuit-breakers up to 36 kV) deliver a full range of services from on-site inspections to complete overhauls. Retrofit kit with ABB type X1 1250A circuit-breaker PR 332-LSI-protective trip on telescopic sub-assembly Retrofit-Kit mit ABB-Leistungsschalter Typ X1 1250A mit Auslöser PR 332-LSI ausfahrbar 28 E.ON Anlagenservice Pumpspeicherkraftwerk Waldeck 1 Störungsbeseitigung Ein Beispiel zu den Leistungen des Fachbereichs Schaltanlagen und Schaltgeräte in der Ersatzteilbeschaffung und Anpassung zeigt die Schadensbeseitigung im Pumpspeicherkraftwerk Waldeck 1. Am 16. April 2013 entstand ein erheblicher Schaden durch einen Kurzschluss in der Generatorableitung. Den Reparaturauftrag erhielt der Fachbereich Schaltanlagen und Schaltgeräte (ETE)/Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik. Die umfangreichen Arbeiten an der Generatorableitung wurden zügig vorangetrieben, damit die Anlage kurzfristig den Betrieb wieder aufnehmen konnte. Diverse Komponenten mussten repariert oder ausgetauscht werden. Dazu gehörten unter anderem zwei Phasenumkehrtrenner eines französischen Herstellers, die, bedingt durch extrem lange Lieferzeiten, den Reparaturablauf um rund drei Monate verzögert hätten. ETE fand eine Lösung, indem bei einem anderen Hersteller Trenner bestellt wurden, die jedoch nicht baugleich waren. Diese Komponenten trafen am 17. Mai auf der Baustelle ein. Das ETE-Team nahm umgehend die erforderlichen Anpassungsarbeiten vor und nutzte die anschließenden Pfingstfeiertage für den Austausch der Trenner. Nach diversen Prüf- und Einstellarbeiten war das Pumpspeicherkraftwerk Waldeck 1 wieder leistungsbereit und konnte am 27. Mai 2013 ans Netz gehen. Generatorableitung / Generator bus duct Wir erwarten grundsätzlich, dass Reparaturen relativ zügig durchgeführt werden, denn jeder Stillstand kostet Geld. Wenn dann aber Verzögerungen durch lange Lieferzeiten von einzelnen Komponenten drohen, sind wir auf jede Hilfe angewiesen. Das ETE-Team hat dieses Problem mit den richtigen Kontakten, dem entsprechenden Know-how und großem Engagement schnell und unkompliziert gelöst. Das gehört zu den Stärken der EAS. Kraftwerk Waldeck 1 Mathias Biederbeck Journal 29 Waldeck 1 pumped storage power plant Troubleshooting The services provided by the EAS at the Waldeck 1 pumped storage power plant are a good example of the company’s capabilities in the area of spare parts procurement and customising. On 16 April 2013, a short circuit in the generator bus duct wiring caused extensive damage. The repair contract was awarded to the Switchgears Department (ETE) in the E, C&I Technology Division. ETE pressed ahead with the extensive work on the generator bus duct to return the plant to operation as soon as possible. A number of components had to be repaired or replaced, including two phase reversal disconnectors manufactured by a French company. These disconnectors had a very long delivery time, which would have delayed the repairs by about three months. ETE decided to order disconnectors from another manufacturer, which were of a different design to those at Waldeck. When they arrived on site on 17 May, the ETE team started with the necessary modifications right away and then used the Whitsun holidays to replace the disconnectors. After several tests and adjustments, the Waldeck 1 pumped-storage hydroelectric plant was returned to full service on 27 May 2013. New disconnector Neuer Trenner We always expect repairs to be carried out relatively quickly because downtimes are very costly. Damaged disconnector Beschädigter Trenner When long delivery times for individual components threaten to delay a project, we need all the help we can get. The ETE team had the right contacts and the expertise to solve this problem quickly and competently. This is one of EAS’s great strengths. Waldeck 1 power plant Mathias Biederbeck 30 E.ON Anlagenservice E.ON Benelux Austausch der US-Durchführungen im Kraftwerk Langerlo Irreparable Undichtigkeiten an den 20 kV-Unterspannungs-Durchführungen der beiden Maschinentransformatoren (Gruppe 1 und 2/Bild 1) führten in den Jahren 2010/2011 zu der Entscheidung für einen Austausch. Den Auftrag für die Fertigung und Lieferung neuer US-Durchführungen erhielt der Hersteller ABB, mit der De- und Remontage wurde der Fachbereich Elektrische Großkomponenten/EAS-Geschäftsbereich Elektro-/ Leittechnik beauftragt. Aufgrund der Einbaulänge der Durchführungen musste die Generatorableitung geschnitten und die Halbschalen ebenfalls geschnitten und demontiert werden. Im Anschluss daran wurde dann der Leiter geschnitten und demontiert, sodass zunächst einmal genügend Freiraum für die Arbeiten an den US-Durchführungen geschaffen war (Bild 2 – Vorbereitung für das Schneiden der Generatorableitung). Im weiteren Verlauf der Auftragsabwicklung wurden die Hochstromverbindungen zum Trafokern (Aktivteil) gelöst. Da dieser Arbeitsgang innerhalb des Trafos erfolgt und Leistungstransformatoren in der Regel zur Isolierung und Kühlung mit Öl gefüllt sind, musste in einem ersten Schritt das Isolieröl abgepumpt (ca. 30 t) und in Tankcontainern zwischengelagert werden. An den Maschinentrafos befanden sich keine Einstiegs- bzw. Montageluken. Daher musste eine 150 kVOberspannungs-Durchführung demontiert werden (Bild 3 – 150 kV-Durchführungen/Bild 4 - Demontage). Bild/Fig. 1 Nachdem das Kopfteil gelöst war, konnte die Durchführung mittels Kran abgehoben werden (Bild 5 – DemontagedesKopfteils).Übrigbliebdannnurnocheine zweimal geschraubte und daher leicht zu entfernende Führungsstange. Abschließend wurde der Stromwandler demontiert und so entstand eine recht komfortable Öffnung (Bild 6 – Stromwandler ohne 150 kV-Durchführung/Bild 7 – Öffnung nach der Demontage des Wandlers). Bild/Fig. 3 Diese Durchführungen unterscheiden sich im Anschlussaufbau gegenüber denen der US-Durchführungen und können daher von außen demontiert werden. Bild/Fig. 5 Journal 31 E.ON Benelux Replacement of low-voltage bushings at the Langerlo power plant In 2010/2011, leaks were found on the 20 kV low-voltage bushings of the two engine transformers (Groups 1 and 2 / Picture 1) at the Langerlo power plant. The bushings turned out to be beyond repair, so the operator decided to have them replaced. The contract for the fabrication and delivery of the new low-voltage bushings was awarded to the manufacturer ABB, while the Electrical Components Department of EAS‘s E, C&I Technology Division was commissioned to perform the disassembly and reassembly work required. Due to the length of the bushings, the generator bus duct and the half-shells had to be cut for the half-shells to be removed. The next step then was to cut and remove the conductor in order to create sufficient space for the work on the lowvoltage bushings (Picture 2 – Preparations for cutting the generator bus duct). The process that followed included disconnecting the high-current connections to the transformer core (active part). This part of the work was done inside the transformer. Power transformers are usually filled with oil for insulation and cooling, so oil (some 30 t) had to be pumped into several large interim storage tanks. The generator transformer didn’t have any manholes, which is why one of the 150 kV high voltage bushings had to be disassembled (Picture 3 – 150 kV bushings/Picture 4 – Disassembly). Fig./Bild 2 The only thing left was a guide rod which was bolted in two placed and therefore easy to remove. Next, the current transformer was disassembled to provide a convenient opening (Picture 6 – Current transformer without the 150 kV bushing/Picture 7 – Opening after removal of the transformer). Fig./Bild 6 Fig./Bild 4 The connections of these bushings are designed differently from the ones on the low-voltage bushings, which is why these bushings can be disassembled from outside. After the head had been disconnected, the bushing was removed by a crane (Picture 5 – Disassembly of head). Fig./Bild 7 32 E.ON Anlagenservice Bild/Fig. 8 Zwei Monteure stiegen in den Trafo ein und trennten die Hochstromverbindungen, sodass die 20 kVDurchführungen eingehängt und demontiert werden konnten. Das Ganze wurde von einem Sicherungsposten überwacht und über ein Sauerstoff-Messgerät kontrolliert (Bild 8 – 20 kV-Durchführungen innerhalb des Trafos/Bild 9 – Demontage der Hochstromverbindungen/Bild 10 – demontierte 20 kV-Durchführung). Anschließend konnten die Vorbereitungen für die Montage der neuen Durchführungen beginnen, was in diesem Fall Aufarbeitung aller Dicht- und Kontaktflächen bedeutete. Nach der Montage der neuen US-Durchführungen (Bild 11) und Remontage der 150 kV-OberspannungsDurchführung wurde der Trafo wieder mit dem zwischengelagerten Isolieröl befüllt. Das Öl wurde hierbei über eine Aufbereitungsanlage in den Trafo eingesaugt (Vakuum) und der Transformator nach einer Ruhephase entlüftet. Die Generatorableitung wurde remontiert. Vor dem Anschluss an die Ableitung erfolgte an den neuen US-Durchführungen eine Kapazitäts- und Verlustfaktormessung. Danach wurden die Hochstrombänder an die Durchführungen angeschlossen und mit der Ableitung verbunden. Die Abwicklung des Auftrags erfolgte innerhalb des vorgegebenen Zeitrahmens und zur vollen Zufriedenheit des Kunden. Bild/Fig. 10 Journal 33 Fig./Bild 9 Two fitters then entered the transformer to disconnect the high-current connections for the 20 kV bushings to be hung up and disassembled. This work was supervised by a flagman and monitored using an oxygen analyser (Picture 8 – 20 kV bushings inside transformer/Picture 9 – Disassembly of high current connections/Picture 10 – 20 kV bushing after removal). Next, preparations for the installation of the new bushings began, which in this case meant refurbishing all of the contact and sealing surfaces. Following installation of the new low-voltage bushings (Picture 11) and reassembly of the 150 kV high-voltage bushing, the insulating oil was returned from the interim storage tanks to the transformer. This was done by vaccum transfer via a processing unit. After a resting phase, the transformer was vented. The next step was to reinstall the generator busduct. Prior to connecting the busduct, the new low-voltage bushings had their capacity and loss factor measured. Afterwards, the high-current phases were connected to bushings and linked up with the busduct. The job was completed in time and to the client’s full satiscfaction. Fig./Bild 11 34 E.ON Anlagenservice RWE Service Generatorableitungen Kraftwerk Weisweiler Bedingt durch die Stilllegung der Blöcke C und D, die im Braunkohlekraftwerk Weisweiler bis dahin einen bedeutenden Teil des Eigenbedarfs gedeckt haben, mussten die Blöcke G und H mit zusätzlichen Eigenbedarfs-Transformatoren ausgerüstet werden. Den Auftrag für die Lieferung und Montage der erforderlichen Generatorableitungen sowie die Anbindung der Transformatoren erteilte der Kunde RWE Service (Trier) dem Fachbereich Elektrische Großkomponenten/Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik. RWE stellte die Transformatoren mit einer Leistung von 2 x 40 MVA. Zur Anbindung an die bestehende Anlage mussten Generatorableitungen neu erstellt und montiert werden. Diese mussten die Stromfähigkeit und Kurzschlussfestigkeit für den jeweils vorhandenen und den neuen EB-Trafo sowie einen eventuellen weiteren Trafo gewährleisten. Zu den Aufgaben des Fachbereichs Elektrische Großkomponenten (ETG) gehörte die technische Auslegung der Generatorableitungen, die Beschaffung sämtlicher Komponenten und die Kontrolle der Fertigung sowie die Lieferung und Bereitstellung des Stahlbaus. Technik und Ablauf Die Generatorableitungen mussten für eine Stromfähigkeit bis ca. 5000A, Kurzschlussfestigkeit 277kA 1sec. und 747kA Peak ausgelegt werden. Die extrem hohen Kurzschlusswerte, die in den Generatorableitungen auftreten, bedeuten eine enorme mechanische Belastung (in diesem Fall bis zu 12 Tonnen) die ebenfalls für die Auslegung des Stahlbaus (Lieferumfang EAS) und der Fundamente (Lieferumfang RWE) zu berücksichtigen war. In der Regel kalkuliert man je Block eine Arbeitsleistung von rd. 2.000 Stunden. Das bedeutet, im Normalfall läuft so ein Projekt über mindestens sechs Monate. Die Lieferung der neuen Trafos war ab 2012 vorgesehen. In der Planungsphase zeigte sich dann, dass die Bestandsanlage früher fertiggestellt werden musste als ursprünglich vorgesehen. Das EAS-Team nahm diese Herausforderung an und konnte am Beispiel von Block H beweisen, wie sich präzise Planung, klare Organisationsstrukturen und voller Einsatz auf die Abwicklung eines Projekts auswirken. Journal 35 RWE Service Weisweiler power plant Generator bus ducts Following the decommissioning of units C and D at the Weisweiler lignite-fired power plant, which until then had met a significant part of the plant’s own electricity requirements, units G and H had to be equipped with additional transformers to meet the local site needs. The client, RWE Service (Trier), awarded the contract for the supply and installation of the generator bus ducts and for connecting the transformers to the Electrical Components Department of the E, C&I Technology Division. RWE provided the two 40 MVA transformers. Connecting the transformers to the existing plant required new generator bus ducts to be installed, which had to have the right current capability and short-circuit strength for the existing transformer, the new transformer and possibly one further transformer. The responsibilities of the Electrical Components Department (ETG) included the design of the generator bus ducts, the procurement of all components, the monitoring of the manufacturing process and the delivery and installation of the structural steelwork. Technology and process The generator bus ducts had to be designed for a current capability of up to approx. 5,000A and a short-circuit strength of 277kA 1sec. / 747kA peak. The extremely high short-circuit currents in the generator bus ducts result in a huge mechanical load (in this case up to 12 tonnes) which had to be taken into account for the design of the structural steelwork (EAS scope of supply) and the foundations (RWE scope of supply). Normally, projects like this one take around 2,000 manhours per unit to complete, i.e. at least six months. The new transformers were scheduled to be delivered from 2012 onwards. During the planning period it became clear that the existing plant had to be completed earlier than originally thought. The EAS team accepted this challenge and managed to demonstrate for unit H how precise planning, clear organisational structures and total commitment can positively affect project results. 36 E.ON Anlagenservice Die Lieferung der neuen Generatorableitung – inklusive Auslegung, Fertigung und Transport – nahm zwei Monate in Anspruch. Demontage und Montage wurden innerhalb eines Monats abgeschlossen. Block H – Erster Bauschnitt • TechnischeAuslegung(Generatorableitungund Stahlbau) • EinkaufallerKomponenten (Anfrage des Kunden im Juli 2011/Bestelleingang im August 2011) • Fertigung(Stahlbau,Generatorableitung, Kupferbänder, synthetische Teile, etc.) • Werksabnahme • DemontagederbestehendenAbleitung • LieferungderHauptkomponenten (Ende September 2011) • MontagederneugeliefertenAbleitungund Anbindung an den bestehenden EB-Trafo • ErsteInbetriebnahme - Hochspannungsprüfung vor Ort durch den HS-Prüffeld-Ingenieur der EAS (Ende Oktober 2011) Inbetriebnahme Die Anbindung des letzten Trafos stand noch einmal unter großem Zeitdruck, um den Stillstand des Blocks möglichst kurz zu halten. Diese Arbeiten nehmen normalerweise einen Zeitraum von fünf bis sechs Tagen in Anspruch. Mit zusätzlichem Personal und einem Einsatz in drei Schichten gelang es dem EAS-Team, die Abschlussarbeiten in 48 Stunden durchzuführen, sodass der 780 MVA Block, früher als geplant, wieder ans Netz gehen konnte. Die strikte Beachtung aller Arbeitssicherheitsvorschriften führte zu einer unfallfreien Abwicklung des Projekts, das in vertrauensvoller und zielführender Zusammenarbeit mit dem Kunden erfolgreich abgeschlossen wurde. Journal 37 Delivery of the new generator bus duct (incl. design, fabrication and shipping) took two months. Disassembly and assembly were completed within one month. • Firststart-up - High-voltage testing by EAS HV test field engineer (end of October 2011) Unit H – Frist construction phase • Technicaldesign(generatorbusductandstructural steelwork) • Procurementofallcomponents (enquiry by client in July 2011/order received in August 2011) • Fabrication(structuralsteelwork,generatorbusduct, copper straps, synthetic parts, etc.) • Factoryacceptancetesting • Disassemblyofexistingbusduct • Deliveryofmaincomponents (end of September 2011) • Assemblyofthenewbusductincl.connectionto existing transformer for on-site electricity Commissioning The last transformer again had to be connected under enormous time pressure to keep the downtime of the unit as short as possible. The work would normally take five to six days but thanks to additional personnel working in three shifts the EAS team managed to get this final job done in 48 hours, which allowed the operator to bring the 780 MVA unit back online earlier than planned. Strict compliance with all health and safety regulations as well as close and target-driven collaboration with the plant operator enabled the project to be completed without any accidents and to the full satisfaction of the client. 38 E.ON Anlagenservice Windpark „Treue“ Hydro & Wind Power übernimmt die Instandhaltung Der neue Bereich „Wind Service“, der seit gut einem Jahr innerhalb des EAS-Geschäftsbereichs Hydro & Wind Power aufgebaut wird, hat zum 15. November 2013 die Instandhaltung des Windparks Treue von E.ON Climate & Renewables Central Europe übernommen. Der Windpark besteht aus vier Windenergieanlegen vom Typ Vestas V90 mit je 2 MW Nennleistung. Die Turbinen sind im Jahr 2005 in Betrieb gegangen und wurden bisher im Wesentlichen vom Turbinenhersteller Vestas instand gehalten. Der Instandhaltungsumfang, den Hydro & Wind Power übernimmt, umfasst den klassischen Wartungsumfang, deckt darüber hinaus aber auch die Detailwartung von elementaren Komponenten ab, wie beispielsweise die Schaltanlagen und die Transformatoren. Diese Leistung geht über den im Wartungshandbuch des Herstellers definierten Wartungsumfang hinaus, sichert aber langfristig die Verfügbarkeit der Anlagen. Zusätzlich übernimmt Hydro & Wind Power auch die wiederkehrenden Prüfungen – insbesondere der Sicherheitseinrichtungen wie Leitern, Absturzsicherungen, Aufstiegshilfen oder Feuerlöscher. Die Fernüberwachung des Windparks übernehmen die Kollegen von E.ON Climate & Renewables selbst, aber auch hier unterstützt die EAS aktiv und überwacht die Anlagen mit ihrem speziellen Wissen im Bereich Remote Control zusätzlich. E.ON Climate & Renewables und EAS haben das gemeinsame Ziel, die Performance des Windparks auszubauen und so auch dem Markt zu demonstrieren, welchen positiven Einfluss eine vollumfängliche und zielgerichtete Instandhaltung auf den Betrieb eines Windparks haben kann. Der Geschäftsbereich Hydro & Wind Power baut seine technische Kompetenz mit diesem Projekt weiter aus. Neben den Turbinen der Hersteller Fuhrländer, Repower (MD-Serie) und den gängigen Herstellern der 1.5 MW-Serie (GE, Nordex, Südwind etc.) können nun auch Windenergieanlagen der Serien V66, V80 und V90 des Herstellers Vestas bedient werden. Weitere Instandhaltungsverträge für Turbinen dieses Herstellers sind in Verhandlung. Journal 39 Treue wind farm Hydro & Wind Power takes charge of maintenance The new Wind Service Department set up roughly a year ago in the Hydro & Wind Power Division took charge of maintenance work for the Treue wind farm of E.ON Climate & Renewables Central Europe on 15 November 2013. The wind farm consists of four Vestas V90 wind turbines, each rated 2 MW. They were commissioned in 2005 and have until now been serviced mainly by Vestas. The maintenance taken over by Hydro & Wind Power includes the traditional tasks but also includes detailed maintenance of basic components like switchgear and transformers. This work goes beyond the scope defined in the manufacturer's manual but serves to ensure long-term plant availability. In addition, Hydro & Wind Power is handling periodic reviews, especially on safety devices like ladders, fall prevention and climbing assistance systems or fire extinguishers. Remote control of the wind farm is handled by E.ON Climate & Renewables itself, but EAS actively provides support and additionally monitors the wind farm with its own specific remote control know-how. The common goal of E.ON Climate & Renewables and EAS is to enhance the wind farm's performance and so demonstrate to the market the positive impact that targeted, comprehensive maintenance can have on wind farm operation. With this project the Hydro & Wind Power Division is further expanding its technical capabilities. Apart from turbines of the MD series (manufactured by Fuhrländer or Repower) and the 1.5 MW series (generally produced by GE, Nordex, Südwind etc.), plants of the V66, V80 and V90 series manufactured by Vestas can now be serviced. Further maintenance contracts for turbines of this manufacturer are being negotiated. 40 E.ON Anlagenservice E.ON Benelux Wertbeitrag durch Leistung und Lieferung Mit maßgeschneiderten Lösungen aus der EAS-Werkstatt unterstützte der Geschäftsbereich Maschinentechnik das Kraftwerk Maasvlakte bei einer Ventilrevision durch den OEM. Ein ungeplanter Produktionsausfall von mehreren Monaten, der andernfalls durch verlängerte Stillstandszeiten hätte entstehen können, wurde dadurch verhindert. Im Rahmen der Ventilinspektion Maasvlakte 2, die in 2013 durch den OEM ausgeführt wurde, mussten aufgrund des Schadensbildes diverse Ventile kurzfristig instand gesetzt werden. Der OEM hatte eine deutlich längere Reparaturdauer für diese Arbeiten genannt. Insgesamt handelte es sich um 2 Baueinheiten Umleit-Schnellschlussventile 3 Baueinheiten FrischdampfSchnellschlussventile (EVK 160) 4 Baueinheiten Frischdampf-Regelventile (EVK 160) Eine Anfrage aus dem Kraftwerk Maasvlakte bei der EAS-Maschinentechnik führte zum Erfolg. In der Kombination von fachlichem Know-how, einem vorausschauenden Halbzeugmanagement und einer taktisch organisierten Logistik mit ausgesuchten Zulieferern konnte EAS das Problem zeitnah lösen. Dies gelang zum einen durch eine erhebliche Verkürzung der marktüblichen Lieferzeiten für die erforderlichen Ersatzteile wie Ventilspindeln, Ventilkörper, Ventilsitze, Gewinderinge etc. und zum anderen durch die Leistungen der EASeigenen Werkstatt. Die Baueinheiten wurden Zug um Zug repariert und dem Kraftwerk im vereinbarten Zeitrahmen wieder zur Verfügung gestellt. Wir waren sehr zufrieden mit der schnellen Lieferung und Instandsetzung unserer Ventilteile. In der kurzen Zeit ist eine sehr große Menge Arbeit geleistet und damit das gewünschte Ergebnis erzielt worden. Bis jetzt funktionieren die Ventile von Block 2 einwandfrei. R.G.J. Schruijer Coordinator Contractors Service Plant Maasvlakte Journal 41 E.ON Benelux Supplies & services generating added value By offering bespoke solutions from its own workshop, the EAS Rotating Technology Division supported the Maasvlakte power plant during a valve overhaul by the OEM. This service helped avoid extended downtimes which could have resulted in several months of unplanned production losses. A valve inspection by the OEM at Maasvlakte 2 in 2013 showed that a number of valve assemblies were in need of urgent repair. The repair times offered by the OEM were quite long. The valve assemblies included 2 bypass slam-shut valve assemblies 3 live steam slam-shut valve assemblies (EVK 160) 4 live steam control valve assemblies (EVK 160) An enquiry by the power plant operator to the EAS Rotating Technology Division brought success. Thanks to a combination of specialist know-how, forward-looking semi-finished goods management and a tactically organised logistics chain based on selected suppliers, EAS quickly managed to solve the problem. What proved decisive were much shorter delivery times than the market average for spare parts such as valve spindles, valve seats, threaded rings etc. and the Rotating Technology Division’s ability to draw on its own in-house workshop. The assemblies were repaired in quick succession and returned to the operator within the agreed time. We were very satisfied with the fast delivery and repair of our valves. A lot of work was done within a very short space of time, which achieved the desired result. All the valves of unit 2 have so far been working without any difficulties. R.G.J. Schruijer Contractors Coordinator Service Plant Maasvlakte 42 E.ON Anlagenservice Geschäftsbereich Maschinentechnik Unterstützung beim Auswuchten kompetent und zuverlässig Erhöhter Lagerverschleiß, starke Geräuschentwicklung, verminderte Lebensdauer oder unerwünschte Schwingungen an Nebenaggregaten sind nur einige von vielen möglichen negativen Auswirkungen zu großer Unwuchten. Das frühzeitige Erkennen und Beheben dieser Maschinenstörungen kann Kosten und ggfs. Ausfallzeiten reduzieren und hat somit einen positiven Effekt auf den steigenden Kostendruck und die schrumpfenden Instandhaltungsbudgets. Viele interne Instandhalter müssen unter diesen Bedingungen „Allrounder“ sein; ein in die Tiefe gehendes Fachwissen über einzelne Disziplinen, wie zum Beispiel das Auswuchten, ist jedoch oft nicht vorhanden. Die Anforderungen an das Auswuchten sind vielfach nicht bekannt, und die Vorgehensweise ist dementsprechend geprägt nach dem Motto: „Irgendwie wird’s schon klappen…“. Diese mangelnde Prozesssicherheit ist nicht selten der Beginn einer kostenintensiven und langwierigen Odyssee, an deren Ende ein nur ausreichendes Ergebnis zähneknirschend akzeptiert wird. Das ließe sich durch die frühzeitige Einbindung von Fachkompetenz vermeiden. Präzises Verfahren erforderlich Die Vorgehensweise des Auswuchtens kann dabei - abhängig von der auszuwuchtenden Komponente - recht unterschiedlich sein. Einen groben Überblick über Möglichkeiten und Einstufung eines Bauteils zeigt die folgende Tabelle in Anlehnung an DIN ISO 19499 (Mechanische Schwingungen-Auswuchttechnik-Einführung und Leitfaden für die Auswahl und Anwendung von Auswuchtnormen). Rotorverhalten Zugeordnete internationale Norm starresVerhalten ISO1940-1 wellenelastisches Verhalten ISO 11342 körperelastisches Verhalten Setzungsverhalten Auswuchtaufgabe oder -verfahren • Ein-undZwei-EbenenAuswuchten • 6niedrigtourigeAuswuchtverfahren • 1Auswuchtverfahrenbeimehreren Drehzahlen • 1Auswuchtverfahrenbeieiner Drehzahl (üblicherweise Betriebsdrehzahl) • 1Auswuchtverfahrenbeieiner festen Drehzahl • SetzenvonKomponentenbei hoher Drehzahl Die richtige Einstufung eines auszuwuchtenden Bauteils entscheidet über den weiteren Weg; eine falsche Einstufung kann in eine Sackgasse führen oder sogar das Bauteil beim Auswuchten unbrauchbar machen. Bei der Einstufung ist nicht nur das Laufverhalten oder die rotordynamische Auslegung entscheidend, oft gibt auch die Einbausituation das geeignete Auswuchtverfahren vor. Wie schnell man bei der Auswahl des geeigneten Auswuchtverfahrens auf dem Holzweg sein kann, sei am Beispiel eines Getriebeverdichters gezeigt. Getriebeverdichter, deren Laufverhalten eher wellenelastisch zu bewerten ist, die also nach ISO 11342 ausgewuchtet werden sollten, haben aufgrund des Antriebs über das mittige Ritzel eine „Fixierung“. Daher entfällt die Möglichkeit, eine Eigenform auszubilden, die bei einem hochtourigen Auswuchten in einer geeigneten Auswuchtanlage ausgewuchtet würde. Durch den Antrieb des Getriebeverdichters über eine stirnseitige Gelenkwelle in der hochtourigen Auswuchtanlage, besteht eine gravierende Abweichung zwischen der Einlagerung in der Auswuchtanlage und der Betriebslagerung. In diesem Fall ist, trotz des wellenelastischen Charakters, ein niedertouriges Auswuchten nach ISO 1940 zu bevorzugen. Journal 43 Rotating Technology Division Competent and reliable balancing support Increased bearing wear, excessive noise levels, a reduced service life and unwanted vibration on ancillary systems are only some of a number of possible adverse effects of major imbalances. Being able to detect and eliminate these kind of problems early can reduce costs and even downtime and therefore help to offset some of the cost pressures and shrinking maintenance budgets. Given these circumstances, many internal maintenance service providers have to be a 'jack of all trades', which is why in-depth knowledge in specific disciplines such as balancing is frequently lacking. In many cases operators are unaware of balancing requirements, so the motto tends to be: "We’ll get it done somehow …". This lack of process awareness can often be the beginning of a costly odyssey, at the end of which operators have to grudgingly make do with barely acceptable results. Situations like these could be avoided by involving the right experts sufficiently early. Accurate process required The balancing process can vary significantly, depending on the component to be balanced. The following table, which is based on DIN ISO 19499 ("Mechanical vibration - Balancing - Guidance on the use and application of balancing standards"), provides a general overview of the different component categories. Rotor behaviour Rigidbehaviour Elasticshaft behaviour Relevant international standard ISO1940-1 ISO 11342 Elasticbody behaviour Settlingbehaviour Balancing task or process • Singleandtwo-planebalancing • 6low-speedbalancingmethods • 1balancingmethodatseveralspeeds • 1balancingmethodatonespeed (usually the operating speed) • 1balancingmethodatafixedspeed • Componentsettlingathighspeed The component category decides the balancing process, so getting the category wrong can quickly lead to a dead end or even render the component unusable. When categorising a component, it is not just the running behaviour or the rotor-dynamic design but also the in-situ conditions that determine the balancing method used. The following example of an integrally-geared compressor shows how easy it is to pick the wrong method. The running behaviour of geared compressors can be categorised as more shaft-elastic, so they should be balanced in accordance with ISO 11342. As they are driven from the central gear, they are somewhat "fixed in place" and cannot therefore produce a characteristic form which would be balanced if the compressor were balanced at high speed on an appropriate balancing machine. During high-speed balancing the geared compressor is driven by a cardan shaft on the front-end, so there is a marked difference between how it is held in the balancing machine and the way it rests in bearings during normal operation. So in this case, the geared compressor should preferably be balanced a low speed in accordance with ISO 1940, despite its shaft-elastic character. 44 E.ON Anlagenservice EAS bietet die Lösung Durch die Zusammenarbeit mit diversen Kooperationspartnern, die über unterschiedliche Auswuchtanlagen verfügen, wird für jeden Rotor die geeignete Auswuchtanlage ausgewählt. Neben der Erfüllung von hohen technischen Anforderungen bietet der Zugriff auf die unterschiedlichen Auswuchtanlagen die Möglichkeit, eine schnelle Durchlaufzeit für jeden Rotor zu realisieren. Bei dem qualitätsrelevanten Arbeitsschritt des Auswuchtens wird so eine Reduzierung der Stillstandszeiten für die betroffenen Maschinen erreicht. Nutzen für den Kunden Durch die Vorgabe von Abnahmewerten, die speziell auf das eigene Bauteil zugeschnitten sind, wird ein optimiertes Auswuchtergebnis erzielt, welches die negativen Auswirkungen von Unwuchten weit über den normalen Rahmen hinaus reduziert. So wird beim hochtourigen Auswuchten von wellenelastischen Rotoren auf die zurzeit üblichen Toleranzangaben mittels Schwingwerten (Weg oder Geschwindigkeit) verzichtet, da die Schwingwerte stark von der Auswuchtmaschine abhängen und somit keine reine Bauteileigenschaft sind. Die üblichen Schwingungsabnahmewerte der Auswuchtanlagen beruhen oft auf Erfahrungswerten im Rahmen des eigenen Produktportfolios der Auswuchtanlagenbetreiber. Eine besondere Berücksichtigung von Bauteilen anderer Fabrikate erfolgt häufig nicht. Durch die stringente Ausrichtung von EAS als Serviceunternehmen besteht eine hohe Kundenorientierung. Die Tätigkeit im Bereich der Instandhaltung rundet das Profil als optimaler Partner für diese spezielle technische Herausforderungen ab. Der Bereich des Auswuchtens ist dabei ein wichtiger Teil des eigenen Produktportfolios als Revisionspartner der Kraftwerksbetreiber und der Industrie. Dadurch gehören diese Arbeiten zum Standard und werden kontinuierlich auf Verbesserungen überprüft und ggfs. angepasst. Fazit Hoch- und niedertouriges Auswuchten von unterschiedlichen Komponenten Bauteilabhängige Auswahl der geeigneten Auswuchtmaschine Unternehmensstruktur als Instandhalter Langjährige praktische Erfahrung mit unterschiedlichen Fabrikaten Unterstützung durch unterschiedliche Kooperationspartner mit passender Auswuchtmaschine Mitarbeit in auswuchtrelevanten Normungsgremien Hohe Kundenorientierung als Serviceunternehmen Arbeiten nach dem allerneusten Stand der Technik Neben diesem Auswuchtbegleitservice, bei dem lediglich das Auswuchten durch EAS betreut wird, ist natürlich auch eine komplette Fehlerbehebung durch die Fachbereiche der EASMaschinentechnik möglich – von der Störungsbeseitigung bis zur Wiederinbetriebnahme. Ihr Ansprechpartner Michael Spodick Konstruktion & Technik T +49 2 09-6 01-57 65 M +49 1 51-16 78 22 56 [email protected] Journal 45 EAS has the solution Cooperation with a range of partners operating different balancing machines allows us to select the right machine for each individual rotor. Apart from meeting the high technical requirements, access to a variety of balancing machines also ensures a much faster turnaround time for each rotor. For the quality-critical step of balancing, EAS can thus reduce the downtime of the units affected. Benefits for client Specifying acceptance parameters tailored to each individual component ensures an optimum balancing result that reduces the negative effects of unbalances well beyond the normal scope of a typical scenario. So in high-speed balancing of shaft-elastic rotors, the tolerances are currently not given as vibration levels (path or velocity) because vibration levels very much depend on the balancing machine and can therefore not be seen as component characteristics as such. The balancing machine’s standard acceptance levels for vibration are often based on experience gained by the operator in balancing their own product range. Components produced by other manufacturers are not normally taken into consideration. Being a service provider, EAS is very customer-centric and maintenance rounds off its profile as the ideal partner for these very specific technical challenges. Balancing is an important part of EAS’s own product portfolio as a repair and overhaul partner to power plant operators and industry. Balancing is therefore a routine activity, and processes are constantly checked for improvements and adjusted as necessary. Conclusion High and low-speed balancing of different components Selection of balancing machine depends on component to be balanced Organised as a maintenance service provider Many years of experience with different makes Supported by various cooperation partners operating different balancing machines Active involvement in balancing-relevant standardisation committees Clear customer orientation as a service provider Work based on state-of-the-art technology and processes Apart from balancing support, where balancing is only overseen by EAS experts, the Rotating Technology Division also offers full range of defect elimination services by the various specialist departments, from the actual repair though to the restart of the plant. Your contact Michael Spodick Mechanical Engineering T +49 2 09-6 01-57 65 M +49 1 51-16 78 22 56 [email protected] 46 E.ON Anlagenservice Kraftwerk Winnington Komplettleistung der EAS-Gasturbinentechnik Einen neuen Weg beschritt E.ON UK in 2013 bei der Vergabe der Gasturbinen-Großrevision im Kraftwerk Winnington: Die Entscheidung fiel gegen den bisherigen Lieferanten und die Verantwortung für das Gesamtprojekt wurde E.ON Anlagenservice übertragen. Mit dieser Beauftragung führte die EAS erstmals in UK eine Gasturbinenrevision vollständig in eigener Regie durch. Es handelte sich um die komplette Inspektion der GT1A, einer GE Frame 6 B (PG 5651) inkl. der Hilfssysteme und Lastgetriebe. Die Ausführung des umfangreichen Projekts - von der präzisen Planung bis zur ausführlichen Dokumentation - erfolgte unter der gemeinschaftlichen Führung des Fachbereichs Gasturbinentechnik/ EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik und des EASGeschäftsbereichs UK (Power Engineering Services/PES). Eine akribische Vorbereitung ist immer Voraussetzung für planmäßige Abläufe und nachhaltigen Erfolg. Hier wurde gemäß Standard in UK mit 3-2-1 Meetings verfahren. Die erforderlichen Toolcontainer für die Revisionsarbeiten standen frühzeitig bereit. Vorhandenes Spezialwerkzeug wurde inspiziert, in einen einsatzbereiten Zustand versetzt und die Beistellung örtlicher Subunternehmer geregelt. Technische Schlüsselpositionen, z. B. Fachberatung, Befundaufnahme, Konstruktion und Installation sowie Inbetriebnahme fielen generell in die Zuständigkeit von EAS. Revisionsablauf DerRotorderGasturbinewurdezurÜberholungnachHamsHall,in die Werkstatt von EAS UK (PES), transportiert. Hier waren die idealen Bedingungen für die Ausführung aller erforderlichen Maßnahmen gegeben. Eine zusätzliche Begutachtung durch ENT UK bestätigte abschließend das einwandfreie Ergebnis. Bereits im Vorfeld der Revision hatte man dem Vorschlag von EAS, den Umfang der Zerstörungsfreien Werkstoffprüfung gegenüber der OEM-Empfehlung zu erhöhen, zugestimmt. Aus diesem Grunde wurde beispielsweise an den Kompressor-Laufschaufeln eine 100-prozentige und an den Leitschaufeln eine 50-prozentige Oberflächenrissprüfung durchgeführt. Fremdkörperschaden an Kompressorschaufel / FOD compressor blade Inspektion Hilfsgetriebe / Inspection of auxiliary gearbox Durch die zielgerichtete Ablauforganisation und das konsequente Vorgehen verliefen die Revisionsarbeiten planmäßig und ohne besondere Schwierigkeiten. An der Leitstufe 1 (Turbine) wurde ein Materialverlust an der Austrittskante festgestellt und die Stufe wie vorgesehen ausgetauscht. Diverse Sanierungsarbeiten erfolgten im Abgasbereich. Ungeplante Maßnahmen/Befunde Unter anderem zeigte sich am Kompresser ein FOD-Schaden (foreign object damage/Beschädigung durch Fremdkörper), der durch Blending der Schaufeln (Reparatur ohne Ausbau) beseitigt wurde. Die Spezifikation bzw. OEM-Vorgaben für derartige Reparaturen stehen bei EAS zur Verfügung. Fazit Alle planmäßigen und unplanmäßigen Arbeiten konnten innerhalb des üblichen Zeitrahmens, auf einem hohen Qualitätsniveau und vor allen Dingen unfallfrei ausgeführt werden. Nach Abschluss der Revision zeigt sich, dass E.ON UK mit der Beauftragung der EAS die richtige Entscheidung getroffen hat. Trotz des erhöhten Arbeitsaufwandes profitiert das Kraftwerk Winnington von Kostenvorteilen und nach eigenen Aussagen auch von einer effizienteren Leistung der Turbine. Inzwischen laufen bereits die Vorbereitungen für die Revision der GT1B im Kraftwerk Winnington, die für das 3. Quartal 2014 angesetzt ist. E.ON Anlagenservice hat nach dem erfolgreichen Abschluss des Projekts Plattling (anspruchsvolle Technik der F-Klasse/s. Journal 21) erstmals bei E.ON UK eine Gasturbinen-Revision komplett eigenständig und zur vollen Zufriedenheit des Kunden durchgeführt. Weitere Projekte in UK sind zurzeit in der Abwicklung. Journal 47 Winnington power plant All-round service by EAS gas turbine specialists In 2013, E.ON UK broke new ground in a major gas turbine overhaul project at its Winnington power plant when, rather than awarding the contract to the previous supplier, it decided to hand responsibility for the entire project to E.ON Anlagenservice. This was the first time EAS did a gas turbine overhaul in the UK on its own. The engine was a GE Frame 6 B (PG 5651) GT1A gas turbine with its auxiliary systems and load gear box. This very extensive project, which covered all stages from precise project planning through to proper project documentation, was executed under the joint leadership of the Gas Turbine Department of the EAS Rotating Technology Division and the EAS Power Engineering Services (PES) Department in the UK. Meticulous preparation is always critical for any project to run smoothly and be successful in the long run. The approach used here were so-called 3-2-1 meetings, which are standard in the UK. The tool containers required for the job were made available sufficiently early. The special tools were inspected and prepared for the work, and local subcontractors contacted. Key technical functions including specialist support, initial engine inspection, design as well as installation and commissioning were under the overall responsibility of EAS. Overhaul process The gas turbine rotor was shipped to the EAS UK (PES) workshop in Hams Hall which offered the perfect conditions for the work required. An additional final examination by ENT UK confirmed the perfect result. Prior to the overhaul, all sides had agreed to follow the EAS proposal to extend the scope of the non-destructive material tests recommended by the OEM. For this reason on 100 % of the compressor blades, and on 50 % of the compressor vanes a surface crack test has been carried out. Thanks to a targeted operational structure and a consistent approach, the overhaul went according to plan without any major problems. On stage 1 of the turbine the EAS specialists found some material loss on the trailing edge of the vanes. This stage was replaced as planned. Various repairs were performed on the exhaust gas system. Unplanned work / findings The compressor showed FOD (foreign object damage), which was repaired by blade blending (in-situ repair). The specification and OEM instructions for such repairs are available at EAS. Conclusion EAS managed to complete scheduled and unscheduled work within the allotted time frame to high quality standards and, above all, without any accident. The results of this overhaul showed that E.ON UK made the right choice when it decided to award the contract to EAS. Despite the extended scope of work the Winnington power plant is now delivering real cost benefits and, according to the operator, the turbine is performing more efficiently. Meanwhile, preparations are under way at Winnington for the overhaul of GT1B, which is scheduled for Q3 2014. Following the successful completion of the Plattling project (complex F-class technology/see Journal 21) this was the first time E.ON Anlagenservice carried out a gas turbine overhaul on its own for, and to the full satisfaction of, E.ON UK. Further projects in the UK are currently underway. Blending on compressor blades; use of twist locks on stage 3 blades Blending an den Kompressorschaufeln, Einsetzen der Twistlocks an den Laufschaufeln Stufe 3 48 E.ON Anlagenservice E.ON Benelux Großprojekt erfolgreich abgeschlossen Am 13. November 2013 wurde das bisher größte Projekt in der Geschichte der EAS, der HD-Rohrleitungsbau im Neubau Maasvlakte Power Plant 3 von E.ON Benelux, fertiggestellt und dem Betreiber betriebsbereit übergeben. Maasvlakte Power Plant 3 (MPP3) gehört zu der seinerzeit geplanten Konvoireihe der leistungsstarken 1.100 MWSteinkohle-Kraftwerke mit einem Wirkungsgrad von 46 % und reduziertem CO2-Ausstoß. Als Konsortialführer im HD-Rohrleitungsbau lagen bei EAS die Planungs- und Ausführungsarbeiten in einem ähnlichen Rahmen wie zuvor für den Neubau Datteln 4. Die FD- und HZÜ-Systeme bestehen aus dem neuen Werkstoff P92 und sind teilweise für einen Druck von rd. 306 bar und eine Temperatur von 601 °C ausgelegt. Hergestellt wurden die nahtlosen Rohre im IngotVerfahren (Pressverfahren bei 1.800 °C) in den USA. Bei Maßkontrolle, Prüfverfahren und Abnahme waren die EAS-Verantwortlichen vor Ort. Rund drei Wochen nahm der Seeweg von Galveston/ Texas nach Antwerpen in Anspruch. Von dort aus erfolgte der Transport in ein Zwischenlager in Grevenbroich. Hier wurden alle Rohre des Loses von unterschiedlichen Lieferanten gesammelt und die Weitertransporte zu den Vorfertigern in Deutschland und Italien veranlasst. Auf der Baustelle MPP3 wurden fast 3.000 Tonnen HDRohrleitungen, Armaturen, Halterungen und SekundärStahlbau für die Systeme Frischdampf, Kalte-Zwischenüberhitzung, Heiße-Zwischenüberhitzung, Hilfsdampf und Speisewasser sowie Anzapf- und Kondensat montiert. Aber anders als bei Datteln 4 sollte die Bauzeit für MPP3 sogar noch verkürzt werden. Vertragsgemäß sollten die Montagearbeiten im Januar 2011 beginnen. Die Fertigstellung war für November 2011 geplant. Anschlusspunkt +89m Kesselhaus UHA, Frischdampfsammler liø350 x 91,5MdWd., P92 Connection point for P92 liø350 x 91.5MdWd. main steam header inside boiler house (UHA) at +89m Baustellenvorfertigungsplatz und -hallen Prefabrication area and buildings on site Um den anspruchsvollen Gesamtzeitrahmen des Projektes einzuhalten, wurde EAS aufgefordert, erste Aktivitäten vorziehen und bereits im August 2010 die ersten Rohre auf der Baustelle anzuliefern. Ein Bauleiter war von diesem Zeitpunkt an kontinuierlich vor Ort. Doch unverhofft kommt bekanntlich oft: Durch bauablaufbedingte Störungen Dritter musste die Fertigstellung verschoben werden. Nach erster Einschätzung handelte es sich um eine Bauzeitverlängerung von etwa einem Jahr. Nach diesem Jahr kam es zu weiteren zusätzlichen Maßnahmen wie Druckprobe, SRHT-Verfahren und Beizen, sodass sich die gesamte Verzögerung auf rund zwei Jahre summierte. Anschlusspunkt +16m Maschinenhaus UMA, Frischdampf- und KZÜ-Anschluss Turbine, P92 Connection point for P92 main steam and cold reheat piping to turbine at +16m inside turbine house (UMA) Journal 49 E.ON Benelux Major project completed successfully On 13 November 2013, the largest project ever in the history of EAS – the HP piping at the new Maasvlakte Power Plant 3 – was completed and handed over to the client, E.ON Benelux, ready for operation. Maasvlakte Power Plant 3 (MPP3) is one in a series of 1,100 MW coal-fired power plants with an overall efficiency of 46 % and reduced carbon emissions. As the leader of the HP piping consortium, EAS was in charge of the design and on-site execution of the work, which was similar in scope to the earlier Datteln 4 new build project. The main steam and hot reheat piping systems are made of the new material P92 and are partly designed for pressures of around 306 bar and temperatures of as much as 601 °C. The seamless pipes were fabricated in the US by ingot casting (at 1,800 °C). EAS representatives had travelled to the US for dimension checks, testing and acceptance. The journey by sea from Galveston/Texas to Antwerp took about three weeks. From there the pipes were shipped to an intermediate storage site in Grevenbroich where all pipes of the lot from different suppliers were collected for onward transportation to the prefabrication contractors in Germany and Italy. At the MPP3 site, almost 3,000 tonnes of HP piping, valves, supports and secondary steelwork for the main steam, cold reheating, hot reheating, auxiliary steam, feed water and extraction steam/condensate systems were installed. MPP3 had to be completed even quicker than Datteln 4. Under the contract, installation work was to start in January 2011 and completion was scheduled for November 2011. To meet this ambitious timetable, EAS was asked to bring some of the work forward and deliver the first pipes as early as August 2010. From that time on, EAS had a resident project manager on site. Storage area for spools on old Maasvlakte E1/E2 site Spoollagerplatz im Altwerk Maasvlakte E1/E2 Storage area for spools in front of turbine house (UMA) Spoollagerplatz vor dem Maschinenhaus UMA But every so often, things happen when you least expect them to. In this case, due to interference from third parties, fabrication had to be postponed. Initially, these delays were expected to extend the construction period by about one year. After that one year, there were other additional activities including pressure testing, SRHT and pickling, so the total delay added up to some two years. The problem was that EAS had to keep the entire team on call while constantly having to adapt to the changing situation. By adjusting its steering process, EAS managed to organise itself and all sides involved in the project such that it was able to overcome the long delay and respond to requirements on site at short notice. A big help in this long and complex process was the consistent use of PMTS, a project management tool which EAS-ATR repeatedly used and refined over the years. It allowed technical and commercial project progress to be tracked on all levels. Based on this tool, costs and performance levels were recorded almost instantly for online analysis of all details at any time. The delay was not without problems for E.ON Benelux either because of a ranking process involving MPP3 and the new coal-fired units of Electrabel in Rotterdam and RWE in Emshaven. 50 E.ON Anlagenservice Das Problem war: EAS musste die gesamte Mannschaft auf Abruf bereithalten und sich den ständig ändernden Gegebenheiten anpassen. Mit einer entsprechenden Steuerung gelang es EAS, sich selbst und alle Beteiligten an diesem Projekt so zu organisieren, dass diese enorme Bauzeitverlängerung überbrückt und auf die Bedürfnisse vor Ort kurzfristig reagiert werden konnte. Eine große Unterstützung bei diesem langfristigen und komplexen Projekt war der konsequente Einsatz eines Projektmanagementtools (PMTS), welches im Bereich EAS-ATR aus der langjährigen Erfahrung der Projektabwicklung angewendet und weiterentwickelt wurde. Hiermit war die kontinuierliche, technische und kaufmännische Progressverfolgung eines modernen Projektmanagements auf allen Ebenen möglich. Der Kosten- und Leistungsstand konnte zeitnah erfasst und in allen notwendigen Details jederzeit „online“ ausgewertet werden. Einfach war die Bauzeitverlängerung auch für E.ON Benelux nicht, denn es gab ein gewisses Ranking zwischen MPP3 und den Steinkohle-Neubaublöcken von Electrabel Rotterdam sowie RWE Emshaven. Dazu muss man wissen, dass es in Holland in der politischen Diskussion große Bedenken gibt, dass durch die sich schnell entwickelnden Erneuerbaren Energien eventuell eine Überkapazität an Strom zur Verfügung steht. Möglicherweise erhalten dadurch die neuen Blöcke nur dann eine Betriebsgenehmigung, wenn die Energieabnahme gesichert ist. Wer also zuerst betriebsbereit ist, hat die reelle Chance, den kommerziellen Betrieb auch aufzunehmen zu dürfen. Hinzu kommt, dass in 2017 die alten Blöcke in Maasvlakte aller Voraussicht nach vom Netz gehen sollen. Der neue Block muss also dringend in den kommerziellen Betrieb überführt werden. Zugarbeiten +57m Kesselhaus UHA, Frischdampfleitung P92 Hoisting work on P92 main steam line inside boiler house (UHA) at +57m Y-Formstück +95m Kesselhaus UHA, Speisewassersystem aus WB36 Y-piece for feed water system from WB36 at +95m on boiler house (UHA) Zusätzliche geplante neue technologische Maßnahmen, wie z. B. eine Anbindung zum Carbon Capture StorageProgramm (CCS) bzw. eine Biomassebeifeuerung, folgen noch. Zu den Vorbereitungen hat EAS ebenfalls beigetragen, indem die Einbindungspunkte bereits während des Einbaus berücksichtigt wurden. Nach den diversen Verzögerung ging es mit Hochdruck weiter. In der Spitze waren bis zu 150 EAS-Leute im Einsatz. Gearbeitet wurde mehrschichtig, rund um die Uhr. Die schweißtechnischen Prozesse müssen vom Ablauf her möglichst ohne Unterbrechung durchgeführt werden. Mit allen Arbeitsschritten dauert der Ablauf zur Herstellung einer Schweißnaht etwa eine Woche. Die EAS-Schweißer haben ca. 60 von diesen „dicken“ Schweißnähten 350liø x 91,5MdWd. erstellt. Diese nacheinander abzuarbeiten, hätte theoretisch 60 Wochen gedauert. Der Zeitrahmen war jedoch auf elf Monate begrenzt. Schweißarbeiten +8m Maschinenhaus UMA, Speisewasserleitung liø500x 60MdWd. WB36 Welding work on liø500x 60MdWd.WB36 feed water line inside turbine house (UMA) at +8m Journal 51 In this context, it is important to know that in Holland there are political concerns that the rapid expansion of renewables might lead to an oversupply situation, which means that new units might only be allowed to go on line if there is a buyer for the energy they produce. So whoever is ready to go on stream stands a realistic chance of being allowed to start commercial operation. Moreover, the old units in Maasvlakte will in all probability go offline in 2017, so it is crucial to have the new unit up and running by then. Additional technological steps already planned (including a link to the Carbon Capture and Storage (CCS) scheme and biomass firing) are to follow. By already including the relevant tie-in points into its designs, EAS has laid the groundwork for these additional projects. After the delays, work continued full steam ahead. During peak times there were up to 150 EAS personnel on site working in several shifts around the clock. Connection point for P92 liø350 x 91.5MdWd. main steam header inside boiler house (UHA) at +89m Anschlusspunkt +89m Kesselhaus UHA, Frischdampfsammler liø350 x 91,5MdWd., P92 As a rule, all welding work needs to be done with no or as few interruptions as possible. The process of making a weld (including all preparations) takes about one week. The EAS welders had to make about 60 of these thick welds (350liø x 91.5MdWd.), so doing them in succession would have taken 60 weeks. The project, however, was limited to a maximum of eleven months. In total, the consortium installed almost 3,000 tonnes of pipework including steel pipes, valves, supports and structural steel, welding some 2,500 seams. About 60 % of the piping had diameters in excess of DN100. Throughout its work EAS achieved a sensationally low defect rate of only 0.86 %. This excellent quality was also recognised by the Lloyds Register (the “Notified Body” or “NoBo”) who said they had “never ever seen better quality.” One of the technical highlights was the planning and execution of the plant’s hydro test which (contrary to requirements for Datteln 4) was mandatory for this project. In Holland the hydro test was and is a requirement imposed by the Notified Body in accordance with its national interpretation of EU Directive 97/23/EC (Pressure Equipment Directive - PED). The planning, execution and monitoring was coordinated between the operator/client, the Notified Body and EAS as the manufacturer as a key step in achieving CE conformity. With the unit commissioned, the boiler fired up and the tests performed successfully, the Notified Body issued its declaration of conformity on 13 November 2013. The fixing of the CE mark completed a project delivered to the full satisfaction of the client. Given the time pressure and the constantly changing goal posts, this outcome was a record achievement made possible by close cooperation between all sides involved in the technical design, the quality assurance processes and project execution on site, in other words by a flawless team performance. During the course of the project numerous issues had to be dealt with. Every individual did their part to get the problems under control. The E.ON Benelux project management praised the team for its achievement saying: “EAS has delivered on all of its promises, contributed constructively to solutions and completed the project without any accidents.” This praise goes to the entire team because without a team effort a result like this just wouldn't have been possible. 52 E.ON Anlagenservice In Summe wurden im Konsortium fast 3.000 Tonnen Rohrleitungsmaterial installiert, inkl. Stahlrohr, Armaturen, Halterungen und Stahlbau, sowie 2.500 Schweißnähte gefertigt. Davon 60 % mit einer Nennweite >DN100. Dabei erreichte EAS die sensationell geringe Fehlerquote von 0,86 %! Das ist ein exzellentes Qualitätsmerkmal, das auch von Lloyds Register (NoBo/ Notified Body/Benannte Stelle) mit der klaren Aussage bestätigt wurde: „Wir haben bis jetzt noch keine bessere Qualität gesehen.“ Ein Technisches Highlight war die Planung und Durchführung der hydraulischen Druckfestigkeitsprobe der Anlage, die hier – im Gegensatz zu Datteln 4 – durchgeführt werden musste. Die Durchführung der Druckprobe in Holland war und ist die Forderung der benannten Stelle, gemäß der nationalen Interpretation der EU Richtlinie 97/23/EC (PED Pressure Equipment Directive). Die notwendigen Abstimmungen über die Planung, Durchführung und Überwachung erfolgten mit dem Betreiber/Kunden, der benannten Stelle und EAS als Hersteller, als wesentliches Element zur Erreichung der CE-Konformität. Nachdem der Block in die Inbetriebsetzungsphase überführt werden konnte, der Kessel unter Feuer und der Test erfolgreich verlaufen war, wurde die Konformitätsbescheinigung des NoBo’s ausgestellt, die CE-Kennzeichnung am 13. November 2013 vor Ort durchgeführt und das Projekt somit zur vollsten Zufriedenheit des Auftraggebers abgeschlossen. Vertikale Rohrleitungsaufhängung +72m Kesselhaus UHA, Frischdampfleitung liø350 x 91,5MdWd., P92 Vertical pipe support structure for P92 liø350 x 91.5MdWd. main steam line inside boiler house (UHA) at +72m Unter dem enormen Zeitdruck und den ständig wechselnden Rahmenbedingungen war das eine Bestleistung, die nur durch das Zusammenspiel zwischen allen Beteiligten in der technischen Bearbeitung, der Qualitätssicherung und der Baustellenabwicklung gelingen konnte. So etwas funktioniert nur in beispielhafter Teamarbeit. Es waren insgesamt viele Probleme zu lösen, doch in Summe hat jeder Einzelne dazu beigetragen, die Schwierigkeiten in den Griff zu bekommen. Bauleiter Hans-Ronny Rotner beim Anbringen der CE-Kennzeichnung des Speisewassersystems Construction manager Hans-Ronny Rotner affixing the CE marking to the feed water system Das Lob der E.ON Benelux Projektleitung: „EAS hat alle Zusagen eingehalten, konstruktiv zu Lösungen beigetragen und das Projekt unfallfrei abgewickelt“, geht ganz besonders an die Mannschaft, denn eins ist sicher: Wenn die Mannschaft nicht mitzieht, geht gar nichts! Journal 53 54 E.ON Anlagenservice An dieser Ausgabe wirkten mit: Thomas Wollnik Konstruktion & Technik Design & Engineering Guido Nierade Turbostrang & Sekundärtechnik Turbo Train & Secondary Technology Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik E, C&I Technology Division Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik E, C&I Technology Division T +49 2 09-6 01-52 82 M +49 1 73-6 01 46 30 T +49 2 09-6 01-57 85 M +49 1 73-6 01 46 26 Uwe Schlicker Dampferzeuger & Nebenanlagen Boiler & Auxiliaries Bodo Meinhardt Schaltanlagen & Schaltgeräte Switch Gears Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik E, C&I Technology Division Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik E, C&I Technology Division T +49 2 09-6 01-81 35 M +49 1 60-3 67 73 59 T +49 2 09-6 01-53 97 M +49 1 71-3 18 15 31 Michael Konstanczak Schaltanlagen & Schaltgeräte Switch Gears Klaus Biedebach Schaltanlagen & Schaltgeräte Switch Gears Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik E, C&I Technology Division Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik E, C&I Technology Division T +49 2 09-6 01-51 21 M +49 1 73-6 01 46 80 T +49 2 09-6 01-51 23 M +49 1 73-6 01-45 35 Journal 55 Contributing authors: Alexander Scholz Elektrische Großkomponenten Electrical Components Franck Genie Elektrische Großkomponenten Electrical Components Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik E, C&I Technology Division Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik E, C&I Technology Division T +49 2 09-6 01-51 17 M +49 1 51-17 45 59 53 T +49 2 09-6 01-83 56 M +49 1 51-42 63 47 53 Dr. Walter Sucrow Technik Wind Power Technology Wind Power Denis Schlieper Dampfturbinen Steam Turbines Geschäftsbereich Hydro & Wind Power Hydro & Wind Power Division Geschäftsbereich Maschinentechnik Rotating Technology Division T +49 8 71-6 94-41 42 M +49 1 79-1 39 90 88 T +49 2 09-6 01-83 55 M +49 1 51-15 16 11 92 Michael Spodick Konstruktion & Technik Mechanical Engineering Christian Busch Gasturbinentechnik Gas Turbine Technology Geschäftsbereich Maschinentechnik Rotating Technology Division Geschäftsbereich Maschinentechnik Rotating Technology Division T +49 2 09-6 01-57 65 M +49 1 51-16 78 22 56 T +49 84 57-75-12 11 M +49 1 70-8 53 20 31 Klaus Glasenapp Nukleartechnik Nuclear Technology Geschäftsbereich Systemtechnik Systems Technology Division T +49 2 09-6 01-55 90 M +49 1 60-90 96 28 43 Imprint Published by: E.ON Anlagenservice GmbH© Bergmannsglückstraße 41-43 45896 Gelsenkirchen Germany Edited by: Christian Mehrhoff Photographs: Archive Editorial processing by: Doris Geisbusch – DMG Composition and print: druck + graphik manumedia gmbh