EAS Journal 04 2014 Nr 22.indd

Transcrição

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
VDI-Fachkonferenz: „Leittechnik in Kraftwerken“
Präsentation und Fachvortrag
Seite 08
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
Seite 10
RWE Generation SE
838 MW steam turbine I&C system upgrade
Page 11
Heizkraftwerk Hiltrop
Modernisierung der Elektro- und Leittechnik
Seite 14
Hiltrop cogeneration plant
Page 15
Electrical, instrumentation and control system refurbishment
Komplettlösungen
für eine zuverlässige Energieversorgung
Seite 20
Comprehensive solutions
for reliable energy supplies
Service an MS- und NS-Schaltgeräten
aller Hersteller
Seite 24
Page 25
Services for medium and low-voltage switchgear systems
of all makes
Pumpspeicherkraftwerk Waldeck 1
Störungsbeseitigung
Seite 28
Waldeck 1 pumped storage power plant
Troubleshooting
Page 29
E.ON Benelux
Austausch der US-Durchführungen
im Kraftwerk Langerlo
Seite 30
E.ON Benelux
Replacement of low-voltage bushings
at the Langerlo power plant
Page 31
RWE Service
Generatorableitungen Kraftwerk Weisweiler
Seite 34
RWE Service
Weisweiler power plant - Generator bus ducts
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
Unterstützung beim Auswuchten
kompetent und zuverlässig
Seite 42
Competent and reliable
balancing support
Page 43
Kraftwerk Winnington
Komplettleistung der EAS-Gasturbinentechnik
Seite 46
Winnington power plant
All-round service by EAS gas turbine specialists
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
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
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
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]
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
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]
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
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.
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.
• 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.
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
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
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.
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
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
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.
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
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
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
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
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.
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.
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.
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
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
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.
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]
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
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.
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.
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
An dieser Ausgabe wirkten mit:
Thomas Wollnik
Design & Engineering
Guido Nierade
Turbostrang & Sekundärtechnik
Turbo Train & Secondary Technology
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
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
Switch Gears
Klaus Biedebach
Switch Gears
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
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
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
Mechanical Engineering
Christian Busch
Gasturbinentechnik
Gas Turbine Technology
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

EAS Journal 04 2014 Nr 22.indd

Transcrição

Documentos relacionados

drothwehr - Global Hydro Energy

KSPD Kaplan-Spiral Turbine / 610 kW Standort / Location: Austria

zum 30-jährigen jubiläum des grossen zeitreise

Bedienungsanleitung für die Medusa XP 600 Pumpe

Höchste Wirtschaftlichkeit in der technischen

Wegbeschreibung zum Ernst-Abbe-Sportfeld in Jena

anlagen zur energieerzeugung und -verteilung

Technische Daten

my-greenday.de plant Ausbau raumgesunder Musterwohnung

Online-Plattformen