September 2013 Kundenmagazin/Customer Magazine
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September 2013 Kundenmagazin/Customer Magazine
September 2013 Journal Kundenmagazin/Customer Magazine Ausgabe/Issue 21 Neuigkeiten und interessante Projekte News and project highlights 02 E.ON Anlagenservice Innovative Ideen setzen Akzente Instandhaltung mit Mehrwert Komplettleistungen und angepasste Servicekonzepte Christian Mehrhoff Leiter Vertrieb & Marketing Head of Sales & Marketing Konventionelle Kraftwerke waren über Jahrzehnte der Garant für eine sichere Energieversorgung und werden auch weiterhin eine wichtige Rolle spielen. Der Umgestaltungsprozess in der Energieerzeugung ist jedoch von zunehmenden Belastungen für die Betreiber geprägt. Einerseits kommen aufwändige und kostenintensive Anforderungen auf sie zu, andererseits stellen sinkende Betriebsstunden die Wirtschaftlichkeit von Anlagen infrage. Sichere Prognosen für die künftige Entwicklung sind zurzeit kaum möglich. In dieser schwierigen Situation haben wir uns die Aufgabe gestellt, unsere Kunden noch intensiver als bisher zu unterstützen. Unverzügliche Reaktionen auf Schadensmeldungen und individuelle Leistungen, speziell auf den jeweiligen Bedarf zugeschnitten, spielen dabei eine signifikante Rolle. Darüber hinaus wollen wir aber mit innovativen Ideen und vorteilhaften Servicekonzepten zur Reduzierung von Instandhaltungskosten und zur Entlastung der Betreiber beitragen. Im Rahmen unserer Aufträge übernehmen wir durchaus auch Leistungen, die bisher nicht unbedingt Bestandteil unseres Portfolios waren. Unsere Intention ist es aber vor allem, neue Perspektiven zu schaffen und Konzepte mit nachhaltigem Nutzen zu entwickeln. Ein Modell dafür ist die verantwortliche Übernahme kompletter Instandhaltungsbereiche. Den ersten Vertrag dazu haben wir mit dem Kraftwerk Staudinger abgeschlossen und im Laufe von wenigen Monaten bereits eine messbare Wirkung erzielt. Die Zusammenarbeit mit Partnern innerhalb und außerhalb des E.ON-Konzerns trägt dazu bei, unsere Möglichkeiten zu erweitern. Kompetenz, Erfahrung und eine betreiberorientierte Denkweise spiegeln sich in wertvollen Leistungen im gesamten Prozess einer Projektabwicklung wider. Nur so gelingt es, einen nachhaltigen Mehrwert für unsere Kunden zu generieren. Innovative ideas deliver new approach Value-adding maintenance solutions Complete service packages and tailor-made concepts For decades, conventional power plants were the guarantee for secure energy supplies, and they will continue to play an important role. However, the transformation of the energy industry is placing a growing burden on plant operators. They are faced with increasingly complex and costly requirements while having to cope with a reduction in the number of operating hours, which leaves serious question marks over the economic viability of these plants. As a result, it is hardly possible at present to make safe predictions for the future of power generation. In these difficult times we have set ourselves the task of supporting our clients even move effectively. Being able to respond immediately to a reported defect and bespoke solutions tailored to the needs of each individual plant play a significant role here. In addition we want to help cut maintenance costs and reduce the burden on operators by delivering innovative ideas and beneficial service concepts. As part of our contracts we also provide services which until now were not included in our portfolio. Out aim is to open up new opportunities and develop concepts with a lasting benefit. One such model involves taking over responsibility for the maintenance of entire plant sections. The first of these contracts was signed with the Staudinger power plant, and it has already had a measurable impact after only a few months. Cooperation with partners inside and outside the E.ON Group helps us expand our possibilities. Competence, experience and our ability to think like an operator are the core to delivering valuable services throughout the entire project management process. This way we can create sustainable added value for our clients. Journal 03 Inhaltsverzeichnis List of contents E.ON Anlagenservice Full-Service in Eigenregie Neues Instandhaltungskonzept im Kraftwerk Staudinger Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik Seite 04 E.ON Anlagenservice Page 05 A self-managed comprehensive service New maintenance concept for the Staudinger power plant Mechanical Technology Division MHKW Frankfurt Leistungsvielfalt und Flexibilität Dritter Auftrag in diesem Jahr in der Abwicklung Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik Seite 10 Frankfurt power plant Wide variety of services and flexibility Work on third contract this year is underway Mechanical Technology Division Page 11 Joule Enerji Unser Partner in der Türkei Gemeinsame Serviceaktivitäten weiten sich aus Geschäftsbereich Maschinentechnik Seite 12 Joule Enerji Our partner in Turkey Joint service delivery expanded Rotating Technology Division Page 13 Kraftwerk Gersteinwerk Kurzfristiger Einsatz zur Schadensbehebung Schnelle Reaktion verhindert Leistungsausfall Geschäftsbereich Maschinentechnik Seite 14 Gersteinwerk power plant Emergency callout to repair damage Swift response prevents stoppage Rotating Technology Division Page 15 Kraftwerk Wilhelmshaven EAS-Konzept überzeugt Laufradsanierung fristgemäß durchgeführt Geschäftsbereich Maschinentechnik Seite 18 Wilhelmshaven power plant EAS comes up with convincing concept Rotor repair completed on time Rotating Technology Division Page 19 Kraftwerk Schkopau ND-Turbinenrevision Block A Ersatzteilbeschaffung inklusive Geschäftsbereich Maschinentechnik Seite 22 Schkopau power plant LP turbine overhaul of unit A Spare parts procurement included Rotating Technology Division Page 23 Hochtouriges Auswuchten Speisepumpenantriebsturbine im Wuchtbunker Erfolgreiche Vorbereitung und Durchführung Geschäftsbereich Maschinentechnik Seite 26 High-speed balancing Feed pump drive turbine in balancing facility Successful project preparation and execution Rotating Technology Division Page 27 Plattling power plant/E.ON Energy Projects GE Frame 6 FA+e gas turbine overhaul Hot gas path inspection Pooling competences for project delivery Rotating Technology Division Page 35 Kraftwerk Plattling/E.ON Energy Projects Seite 34 Revision einer GE Frame 6 FA+e Gasturbine Heißgaswegeinspektion Mit gebündelter Kompetenz zum erfolgreichen Abschluss Geschäftsbereich Maschinentechnik 04 E.ON Anlagenservice Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik Full-Service in Eigenregie Eine Idee aus dem Kraftwerk Staudinger führte zu einer neuen Strategie für die Instandhaltung der Mahlanlagen und Bekohlungswege. Der EASGeschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik entwickelte dazu das richtige Konzept und ist seit April 2013, im Rahmen einer durchsatzorientierten Instandhaltung, für die Wartung der Kohlemühlen verantwortlich. Der Vertrag läuft über einen Zeitraum von sechs Jahren und bezieht sich auf die Komplettbetreuung der gesamten Anlage, quasi vom Bunkerschieber bis an den Brennerflansch, in Eigenregie. Die Abrechnung erfolgt über einen so genannten Kohlecent je Tonne Kohledurchsatz und beinhaltet sowohl die Leistungen im Schadensfall als auch gegebenenfalls erforderliche Ersatzteile. Darüber hinaus garantieren wir für unseren Verantwortungsbereich eine Verfügbarkeit von 98 Prozent. In der Kraftwerksszene ist eine derartige Vereinbarung ein absolutes Novum. Bisher war es üblich, Instandhaltungsaufträge nach Aufwand oder zum Festpreis abzurechnen. Der Austausch von Teilen verursachte zusätzlich hohe Kosten, und so manche unvorhersehbare Reparaturmaßnahme wirkte sich äußerst negativ auf die ohnehin schon knappen Budgets der Betreiber aus. Im Kraftwerk Staudinger ist der Aufwand im Bereich der Kohlemühlen nun überschaubar. Zusätzliche Kosten für Reparaturen oder Ersatzteile entfallen komplett und da eine maximale Verfügbarkeit in beiderseitigem Interesse liegt, ist das Kraftwerk auch hier auf der sicheren Seite. Liefergrenze Primärluft- und Kohlestaubleitungen Battery limits of primary air and polarised coal lines Quelle/Source: E.ON Kraftwerk Staudinger / Staudinger power plant Journal 05 Mechanical Technology Division A self-managed comprehensive service An idea from the Staudinger power plant has led to a new maintenance strategy for coal grinding and feeding systems. The EAS Mechanical Technology Division developed a customised throughput-based maintenance concept and in April 2013 assumed full responsibility for coal mill maintenance. Under the contract, which has a term of six years, EAS is taking care of the whole grinding and conveying plant from the hopper gates and shafts to the burner flange under its own direction. Payment is by a so-called 'coal cent' per tonne of coal moved and covers all services required in the event of any damage as well as any necessary spare parts. For this part of the plant we also guarantee 98% availability. This kind of contract is a first in the power plant industry. Until now, maintenance contracts were billed on a time and material basis or at a fixed price. Having to replace parts was extremely costly, and many unscheduled repairs put further pressure on the already stretched budgets of power plant operators. At Staudinger, coal grinder maintenance costs and now easier to budget. There are no additional costs for repairs or spare parts, and with maximum availability being in everybody's interest, the operator is also on the safe side. This type of contract really differentiates us from other service providers in the market. One of the EAS principles has always been to think and act like an operator. Staudinger now has it in writing. The challenge It is, of course, somewhat risky to take over responsibility for a part of the power plant we do not fully know, as it was previously maintained by a competitor. We are also aware that this concept will not be profitable for us from the very start, but this was factored in when we developed our new approach. Battery limits of coal grinding mills Liefergrenze Kohlemühlen 06 E.ON Anlagenservice Liefergrenze Kohlemühlengetriebe Battery limits of grinding mill gearbox Mit dieser Vertragskonstellation heben wir uns deutlich von anderen Anbietern im Markt ab. Es war schon immer unser Grundsatz, wie ein Betreiber zu denken und entsprechend zu verfahren. Dem Kraftwerk Staudinger haben wir das jetzt schriftlich gegeben. Herausforderung für EAS Es ist natürlich ein Risiko, unter diesen Gesichtspunkten einen Anlagenbereich zu übernehmen, der vorher von einem Mitbewerber gewartet wurde und den wir daher nicht im Detail kennen. Wir gehen auch davon aus, dass die Rechnung für uns in der ersten Zeit noch nicht wirklich aufgeht. Diese Überlegung war jedoch von Anfang an Bestandteil unserer Planung. Liefergrenzen Mühlenbedampfung 10 – 40 Battery limits of grinding mill steam supplies 10 – 40 Wie bei allen unseren Projekten verfolgen wir auch hier eine spezielle Strategie. Unser Ziel liegt in der Optimierung der Anlage, indem wir Zug um Zug neue Technologien einbringen, Prozesse verbessern und Material mit hoher Standfestigkeit verbauen. Wir verarbeiten Werkstoffe, mit denen wir bereits gute Erfahrungen gemacht haben und visieren ein hohes Qualitätsniveau an. Dadurch werden unsere Ausgaben anfangs höher sein, sich auf die Zeit gesehen aber rentieren. Wenn die Anlage möglichst störungsfrei läuft und wir durch gezielte Maßnahmen die Standzeiten erhöhen können, reduziert sich im Nachhinein unser Aufwand. Im Rahmen dieses long term service agreements, bei dem uns die volle Verantwortung übertragen wurde, ist so ein Vorgehen machbar und sinnvoll. Journal 07 Battery limits of grinding mill chamber steam supply and seal air piping Liefergrenze Mahlraumbedampfung und Sperrluft As with all our projects, we pursue a specific strategy. Our aim is to optimise the plant by gradually introducing new technologies, improving processes and installing highly resistant components. We rely on materials that we have used successfully in the past and aim for high quality standards. As a result, our costs will be higher to start with, but this will pay off over the long term. Getting the plant to run without any major problems and extending service lives through targeted measures will reduce expenditure at the end of the day. Under this long-term service agreement, which gives us full responsibility for the grinding and conveying plant, this new maintenance approach is feasible and makes sense. Course of action in the event of damage We have a direct SAP link to the client, so any fault or failure signal from any of the systems we look after will be transmitted directly to us. One of the EAS team members at the power plant workshop is responsible, among other things, for monitoring the coal feeding system. If a failure occurs, he will be the first to report the problem to the Mechanical Technology Division in Gelsenkirchen. Gelsenkirchen will immediately take whatever action is necessary to repair the damage as soon as possible. This may mean despatching a specialist or an entire team to site or procuring specific spare parts. This works extremely well because our teams are flexibly organised to be available even at weekends and provide professional support at short notice. This professionalism also shows in our ability to come up with and implement innovative ideas even under immense time pressure. A good example of this approach being applied was the repair of a defective traction rod and bearing on a coal grinder at Staudinger: the standard practice would have been to fully dismantle all of the components, which would have caused five days of downtime. Our team managed to complete the repair during a normal shift (eight hours) without having to dismantle any components. This is one of the features that set us apart us from our competitors and really pay off for the client. We always explore new avenues and decide for ourselves what is necessary and what we do not need to arrive at a cost-efficient solution. We have the experience and the experience it takes and can rely on innovative people. 08 E.ON Anlagenservice Ablauf im Schadensfall Wir haben eine direkte SAP-Anbindung zum Kunden. Eine Störungsmeldung zu den von uns betreuten Anlagenteilen läuft direkt bei uns auf. Aus dem Team der EAS-Werkstatt im Kraftwerk ist einer der Mitarbeiter u. a für die Kontrolle der Bekohlungsanlage zuständig. Dieser reagiert im Schadensfall als Erster und berichtet an den Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik in Gelsenkirchen. Hier organisieren die Verantwortlichen umgehend alles Erforderliche für eine schnellstmögliche Behebung des Schadens, ganz gleich, ob es um den Einsatz von Spezialisten, einer kompletten Mannschaft oder die Beschaffung von Ersatzteilen geht. Das funktioniert bestens, denn unsere Teams sind selbst an Wochenenden flexibel genug für kurzfristige Einsätze und professionelle Leistungen. Die Professionalität spiegelt sich besonders in der Eigenschaft wider, auch unter einem enormen Zeitdruck zündende Ideen zu entwickeln und umzusetzen. Ein gutes Beispiel dafür zeigt die Reparatur eines Defekts an einer Zugstange bzw. am Lager einer Kohlemühle im Kraftwerk Staudinger: Bei der üblichen Vorgehensweise wären die Komponenten komplett demontiert worden. Das hätte zu einer Ausfallzeit von rund fünf Tagen geführt. Unser Team hat es geschafft, diese Reparatur ohne Demontage durchzuführen und innerhalb einer normalen Schicht (acht Stunden) abzuschließen. Das ist einer der Punkte, mit denen wir uns vom Wettbewerb abheben und unseren Kunden Vorteile verschaffen. Wir gehen immer wieder neue Wege, entscheiden selbst, was getan werden muss und was nicht erforderlich ist und erzielen damit wirtschaftliche Ergebnisse. Dafür haben wir die Erfahrung, die Kompetenz und innovative Teams. Ein weiter Punkt liegt in der Material-/Ersatzteilbeschaffung. In der Kraftwerkstechnik geht der Trend, allein schon aus Budgetgründen, ganz klar hin zu NonOEM-Komponenten. Die Erfahrung hat gezeigt, dass wir von unseren Unterlieferanten gleiche, teilweise sogar bessere Qualität zu deutlich günstigeren Konditionen beziehen können. Dieser Aspekt ist Bestandteil unserer Kalkulation für eine durchsatzorientierte Instandhaltung und rechnet sich umso mehr, wenn weitere Kraftwerke sich für dieses Konzept entscheiden. Davon gehen wir aus, denn diese Vertragsvariante trägt als bedeutsamer Baustein zu mehr Effizienz in Energieerzeugungsanlagen bei. Die EAS geht als Partner auf unsere Kundenwünsche ein, und so konnten bereits im Stillstand im Sommer erste Optimierungen an den Zuteilern gemeinsam umgesetzt werden. Dr. Patrick Fleischer Instandhaltungsleiter Kraftwerk Staudinger Journal 09 Battery limits of coal feed conveyor Liefergrenzen Zuteiler Plattenband Fuel hopper / Kohlebunker Feed conveyor gear / Plattenbandantrieb Another aspect is material/spare parts procurement. In the power industry, there is a trend towards non-OEM components, not least for cost reasons. Experience has shown that our subcontractors can offer the same or even higher quality standards at much lower prices. This aspect is an integral part of our throughput-based maintenance approach. It will become even more cost-effective, if other power plants decide to follow suit. We expect they will, because this contract option is an important element in achieving greater efficiency for power generating facilities. EAS is very good at tailoring its services to our requirements as a client. This has allowed us to complete the first modifications to the feed conveyors in summer when the plant was down for the first time. Dr. Patrick Fleischer Head of Maintenance Staudinger Power Plant 10 E.ON Anlagenservice MHKW Frankfurt Leistungsvielfalt und Flexibilität Das Müllheizkraftwerk Frankfurt (MHKW) gehört zu den modernsten und umweltfreundlichsten Müllverbrennungsanlagen Deutschlands. Die Kapazität der vier Verbrennungslinien liegt bei rund 525.000 Tonnen Hausmüll pro Jahr. Mit einer maximalen Leistung von 47 MWel und 99 MWth können etwa 47.000 Haushalte mit elektrischer Energie und Fernwärme beliefert werden. Betrieben wird die Anlage von der MHKW Frankfurt am Main GmbH, einer gemeinsamen Gesellschaft der FES Frankfurter Entsorgungs- und Service GmbH und der Mainova AG. Bereits mit der Abwicklung des ersten Auftrags überzeugte der EASGeschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik seinen Neukunden MHKW. Die Reparaturarbeiten an der Membranwand des Kessels verliefen nach den Vorstellungen des Kunden. Alle Schweißarbeiten wurden mit einer Null-FehlerQuote abgeschlossen. Der Kunde war sehr zufrieden mit den Abläufen auf der Baustelle, der Qualität der Arbeiten und einer abschließenden Dokumentation. In einem zweiten Auftrag stellten wir unser Leistungsportfolio an den Verbrennungsrosten vor. Flexible Reaktion auf wechselnde Kundenansprüche konnten wir unter anderem dadurch unter Beweis stellen, indem wir zusätzliche Kapazitäten für Zerspanungsarbeiten in unserer Zentralwerkstatt zur Verfügung stellten. Im Ergebnis konnte der Kunde seine Anlage termingerecht in Betrieb nehmen. Inzwischen bearbeiten wir mit der Teilsanierung des Müllbunkers den dritten Auftrag im MHKW Frankfurt in diesem Jahr. Im Zuge dieser Teilsanierung erbringen wir, unter dem hohen zeitlichen Druck eines Gesamtstillstandes, Facharbeiten in Verbindung mit Stahl und auch Holz. In diesem sehr sensiblen Bereich eines Müllheizkraftwerkes, unter Berücksichtigung der Durchführung verschiedenster anderer Gewerke und unter Einhaltung des Arbeitsschutzes, müssen die Arbeiten in sehr enger Abstimmung mit dem Kunden und anderen Lieferanten durchgeführt werden. Für diese Arbeiten wurde zusätzlich ein Autokran auf der Bunkersohle eingesetzt. Aufgrund der korrodierten Halterungen des Holzes entwickelten wir ein spezielles Konzept, das zur Sicherung der Hölzer angewandt werden konnte, um eine aufwändige Sanierung der Träger zu vermeiden (Bild 1). In dem laufenden Projekt, das in der zweiten Hälfte August 2013 abgeschlossen sein wird, wurde der Stahlbau am Boden des Flachbunkers bereits erneuert. Die Träger zur Bunkerschürze werden noch verschweißt (Bild 2). Im Außenbereich werden die Harthölzer mittels Bandsägen auf Maß gesägt. Der erste Teil ist bereit zum Einbau (Bild 3). Bild 4 zeigt das Verschweißen des Abschlussträgers mit der Bunkerschürze. Die Wand am Müllabwurf ist bereits entkernt. Nachdem die Erneuerung des Stahlbaus erfolgt ist, wird das Holz eingebaut (Bild 5). Während der Projektabwicklung werden die laufenden Arbeiten immer wieder zwischen Kunde, Fachbauleiter, Bauleiter und Projektierer abgestimmt (Bild 6). Ein wichtiger Punkt dieser Besprechungen vor Ort ist darüber hinaus die ständige Kontrolle der erforderlichen Sicherheitsvorkehrungen für eine unfallfreie Durchführung aller Arbeiten. Mit der Holzverarbeitung haben wir in diesem Projekt durchaus Neuland betreten, gleichzeitig aber auch unser Konzept „Komplettleistung aus einer Hand“ mehr als deutlich unterstrichen. Bild / Fig. 1 Bild / Fig. 3 Bild / Fig. 5 Journal 11 Frankfurt power plant Wide variety of services and flexibility The waste-to-energy power plant in Frankfurt is one of the most modern and environmentally friendly waste incineration plants in Germany. It is designed to burn some 525,000 tonnes of household waste per year. With a maximum power generating capacity of 47 MWel and a thermal capacity of 99 MWth, it can supply about 47,000 households with electrical energy and district heat. The plant operator is MHKW Frankfurt am Main GmbH, a joint-venture company established by FES Frankfurter Entsorgungs- und Service GmbH and Mainova AG. The EAS Mechanical Technology Division had already won over its new client MHKW with its first contract – the repair of the boiler's membrane wall. This job was completed to the client's full satisfaction, with a zero-defect rate for all of the welding work. The client was very happy with the processes on site, the quality of the work and the final documentation. A second contract gave us the opportunity to demonstrate our capabilities on the firing grates. We showed that we can respond flexibly to changing customer requirements by making additional machining capacities available at our central workshop. In the end, the client was able to restart his plant according to schedule. EAS has meanwhile been awarded the third contract this year at MHKW Frankfurt. It calls for a partial refurbishment of the waste bunker. As part of this contract, which has to be delivered to a tight schedule, we are providing a number of specialist services involving the use of steel and wood. In this very sensitive area of a waste-to-energy power plant, all activities have to be coordinated closely with the client and the other disciplines, with due consideration for health and safety. For this work, EAS set up a truckmounted crane on the floor of the waste bunker. As the supports of the wooden structure were severely corroded, we developed a special concept to save the wood without the need for an extensive renewal of the supports (Fig. 1). As part of the ongoing project, which will be completed during the second half of August 2013, the steelwork on the floor of the flat bunker has already been replaced. The beams are now being welded to the bunker panel (Fig. 2). In the outside area, the hard wood sections are cut to size using band saws. The first section is ready for installation (Fig. 3). Figure 4 shows the final beam being welded to the bunker panel. The wall at the waste dropping point has already been gutted. Once the new steel is in place, the wood sections will be installed (Fig. 5). Throughout the project, all work is constantly coordinated between the client, the discipline supervisors, the construction manager and the design engineers (Fig. 6). Another important element of these consultations are the regular checks for compliance with applicable health and safety regulations to ensure that the work is completed without any accidents. While the wood processing work in this project was a first for EAS, it clearly underlined the benefits of our "one-stop-shop" concept for all services. Fig. / Bild 2 Fig. / Bild 4 Fig. / Bild 6 12 E.ON Anlagenservice Joule Enerji Unser Partner in der Türkei Mit dem Ziel, in der Türkei einen leistungsfähigen Kraftwerksservice auf Non-OEM-Niveau aufzubauen, gründete Kibar Dursun im Jahr 2010 in Osmangazi/Bursa das Unternehmen Joule Enerji. Gleichzeitig suchte er einen Partner aus dem Non-OEM-Bereich für gemeinsame Serviceaktivitäten. Nach einem ersten Kontakt mit der EAS erfolgte der Startschuss für eine kooperative und ausbaufähige Zusammenarbeit. Das Leistungsspektrum von Joule Enerji, die technische Ausrüstung und die Anzahl der Mitarbeiter haben sich seit der Gründung rasant entwickelt. Die Schwerpunkte liegen heute bei der Projektierung und Durchführung von Montageleistungen in Kombi- und Kohlekraftwerken, an Gasturbinen, Dampfturbinen und Generatoren verschiedener Hersteller. Angeboten werden Wartungs- und Revisionstätigkeiten, Ingenieurdienstleistungen und die Lieferung von Ersatzteilen auf hohem Qualitäts- und Arbeitssicherheitsniveau. Ingenieurleistungen werden unter anderem gemeinsam mit dem EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik/Konstruktion und Technik (MTK) nach Kundenwunsch und Anforderung erbracht. Die gemeinsame Zusammenarbeit begann im Sommer 2011 mit dem ersten Projekt bei der ICDAS, einem Stahlwerk in Biga/ Canakkale, im Bereich der Schwingungsdiagnostik. Das folgende Projekt im Kraftwerk Kemerköy, in dem wir ebenfalls Schwingungsmessungen durchführten, wurde Anfang 2013 erfolgreich abgeschlossen. Hierbei erfolgte die Anforderung planmäßig über Joule Enerji, sodass sämtliche Formalitäten, z. B. die Erstellung eines Carnets und der Versand aller benötigten Messgeräte und Werkzeuge von Gelsenkirchen in die Türkei, von uns erledigt werden konnten. In der Türkei nahmen Joule Enerji-Mitarbeiter die Lieferung in Empfang und transportierten sie auf die Baustelle. Dort wurde die Ausrüstung dann von uns installiert und in Betrieb genommen. Nach Abschluss der Messungen vor Ort wurde das Schwingungsverhalten des Dampfturbosatzes im Kraftwerk Kemerköy über ein Online-Monitoring weiter beobachtet und in Deutschland ausgewertet. Anbringung zusätzlicher Schwingungsgeber Installation of additional vibration transducers Kurz danach startete das Projekt im Kraftwerk Soma, das im Juni 2013 erfolgreich abgeschlossen wurde. Wir nahmen hier ebenfalls Schwingungsmessungen am Dampfturbosatz vor und setzten anschließend die Beobachtung und Auswertung des Schwingungsverhaltens per Online-Monitoring in Deutschland fort. Joule Enerji begann nach Abschluss der Arbeiten an Maschine 3 mit den Revisionsarbeiten an Maschine 4. Danach soll auch hier eine Schwingungsmessung durchgeführt werden, da der Kunde dies durchaus als eine Art Qualitätsnachweis für die erfolgreiche Durchführung der Revision sieht. Joule Enerji- und MTK-Personal im Kraftwerk Kemerköy Joule Enerji and MTK personnel at the Kemerköy power plant Nach den bisherigen guten Erfahrungen in der Zusammenarbeit planen wir eine schrittweise Intensivierung und Erweiterung der gemeinsamen Aktivitäten. Es ist unser Ziel, in der Türkei einen starken und nachhaltigen Non-OEM-Kraftwerksservice weiter auf- und auszubauen. Journal 13 Joule Enerji Our partner in Turkey In 2010, Kibar Dursun founded Joule Enerji in Osmangazi/Bursa with a view to building an efficient, high-quality non-OEM power plant service provider. At the same time he was looking for a non-OEM partner to jointly deliver a range of service support solutions. After a first contact with EAS, the two sides decided to build a collaborative relationship. The range of services offered by Joule Enerji, their technical equipment and the number of staff has grown rapidly since the launch of the company. Today, Joule Enerji focuses on installation and assembly services for combined-cycle and coal-fired power plants, gas turbines, steam turbines and generators of various makes and sizes. Services include maintenance and overhauls, engineering and spare parts sourcing to high quality and health & safety standards. Engineering services are delivered in cooperation with partners such as the Mechanical Engineering Department (MTK) of the EAS Rotating Technology Division to specification and in line with specific customer needs. Cooperation began in the summer of 2011 with a vibration diagnostics project for ICDAS, a steelworks in Biga/Canakkale. The next project at the Kemerköy power plant, where we also conducted vibration measurements, was completed successfully in early 2013. The service request was submitted by Joule Enerji according to plan, so all formalities including the issuing of a carnet and the shipment of all necessary tools and instruments from Gelsenkirchen to Turkey could be handled by EAS. In Turkey, the consignment was received by a Joule Enerji employee and delivered to site where the equipment was installed and put into operation by EAS. After the completion of measurements on site, EAS continued to monitor and analyse the vibration behaviour of the steam turbine set at Kemerköy online from Germany. This project was followed shortly afterwards by the Soma power plant project, which was completed successfully in June 2013. from left / von links: Nurija Kuduzovic, Kibar Dursun, Arndt Fischer Again, EAS performed vibration measurements on the steam turbine set on site and then continued monitoring and analysing the vibration behaviour online from Germany. After the work on engine 3, Joule Enerji started with the overhaul of engine 4. This work was again followed by vibration measurements which are seen as proof by the client that the overhaul was successful. To build on the positive experience gained so far, both sides are planning to step up activities and strengthen their cooperation. Our aim is to establish and broaden the range of services delivered by EAS as a strong and sustainable non-OEM partner in Turkey. Vibration data being analysed by EAS and Joule Enerji personnel / Auswertung der Schwingungsdaten in Zusammenarbeit mit Joule Enerji-Mitarbeitern 14 E.ON Anlagenservice Kraftwerk Gersteinwerk Kurzfristiger Einsatz zur Schadensbehebung Am Freitag, den 19. April 2013, trennte sich der Generator im Kraftwerk Gersteinwerk Block K mit Läufer-Erdschlussschutz vom Netz. Bei einer visuellen Kurzinspektion bei drehender Welle stellte das Betriebspersonal an den Lötverbindungen der Drehstromwicklung des Haupterregerrotors Brandstellen fest. Die Vermutung, dass Teilleiter abgeschmolzen waren, bestätigte die Befundaufnahme bei stehender Welle. Die Wicklung des Erregerläufers war für den weiteren Leistungsbetrieb nicht mehr geeignet. Um den Ausfall von Block K so gering wie möglich zu halten, musste der Schaden schnellstens behoben werden. Der EASGeschäftsbereich Maschinentechnik/Generatoren (MTG) wurde umgehend informiert und mit dem Austausch des Erregerläufers durch einen vorhandenen Reserveläufer beauftragt. Innerhalb kürzester Zeit disponierte MTG das erforderliche Personal für einen Zweischichteinsatz. Nachdem die Turbine abgefahren war und die Welle stillgesetzt werden konnte, wurden die Arbeiten am 24. April aufgenommen. Die Erregermaschine wurde demontiert und komplett – einschließlich der Diodenräder, Anschlusslaschen, Lüfter und Wuchtebenen – inspiziert. Zwei Lötverbindungen am Wickelkopf des Haupterregerrotors zeigten Brandspuren sowie Kupferabschmelzungen an den Wicklungsstäben (Bilder 1, 2). keine weiteren Auffälligkeiten festgestellt. Insgesamt befand sich der Läufer in einem guten Zustand. Der Läufer wurde kurzfristig bearbeitet und fehlende Teile in der Werkstatt angefertigt, sodass ein Einsatz im Gersteinwerk möglich war. Bild / Fig. 2 Um eine einwandfreie Funktion des Reserveläufers sicherzustellen, wurden elektrische Messungen durchgeführt. Die Messungen zeigten ein zufrieden stellendes Ergebnis. Die Wicklung des Haupterregerstators wurde von den Schmauchspuren gereinigt und elektrisch gemessen. Die Messergebnisse gaben keinen Anlass, diesen nicht weiter zu betreiben. Bild / Fig. 1 Bei einer Inspektion der Spulenpakete-Abstützungen und elektrischen Anschlussverbindungen ergaben sich keine weiteren Befunde. Auch das Blechpaket, der Blechrücken, die Wickelköpfe sowie die Rundverbindungen und Spulenaustritte des Hilfserregers zeigten keine Auffälligkeiten. Befundung Reserve-Erregerläufer Der Läufer wurde zunächst komplett inspiziert. Mit Ausnahme eines fehlenden Kennmelders an einer RG-Sicherung (Bild 3), eines fehlenden Ringes für die Sperrluftabdichtung (Bilder 4a, 4b) und der unterschiedlichen Stromführungsbolzen (Bilder 5, 6) wurden Bild / Fig. 3 Fehlender Kennmelder Missing indicator Journal 15 Gersteinwerk power plant Emergency callout to repair damage On Friday, 19 April 2013, the generator of unit K at the Gersteinwerk power plant tripped as a result of an earth fault. A brief visual inspection by operating personnel with the shaft still rotating showed that the soldered connections of the main exciter rotor‘s three-phase winding had suffered heat damage. The assumption that some strands had actually molten was confirmed by a subsequent inspection after the shaft had stopped. The state of the winding did not allow unit operation to continue. To minimise unit K downtime, the turbine had to be repaired as quickly as possible. The operator immediately contacted the Generator Department (MTG) of the EAS Rotating Technology Division and asked them to replace the exciter rotor by a spare rotor kept in stock. Within no time, MTG had mobilised an expert team to site for a two-shift emergency response mission. Work commenced on 24 April after the turbine had stopped and the shaft had been locked in place. The exciter engine was dismantled for a full inspection which included the diode wheels, the connection straps, the fans and the balancing planes. Two soldered connections on the coil end of the main exciter rotor showed signs of heat damage and copper melting on the winding bars (Fig. 1, 2). Additional examination of the coil pack supports and electrical connections revealed no other findings. The core, the core back, the coil ends and the round connections and coil exits of the auxiliary exciter appeared undamaged. Inspection of spare exciter rotor As a fist step, the rotor underwent a full inspection. Apart from a missing indicator on a rotating rectifier exciter fuse (Fig. 3), a missing seal air sealing ring (Fig. 4a, 4b) and the different terminal bolts (Fig. 5, 6), nothing unusual was detected. On the whole, the rotor was in a good condition. EAS did a workover at short notice and fabricated missing parts in the workshop so that the rotor could be used at Gersteinwerk. Fig. / Bild 5 Dismantled exciter rotor with inserted terminal bolts Demontierter Erregerläufer mit gesteckten Stromführungsbolzen Fig. / Bild 6 Spare exciter rotor with terminal bolts screwed in Reserve-Erregerläufer mit eingeschraubten Stromführungsbolzen Missing seal air sealing ring Fehlender Ring für die Sperrluftabdichtung Fig. / Bild 4a Fig. / Bild 4b 16 E.ON Anlagenservice Induktor Um sicherzustellen, dass bei der Schutzabschaltung der Induktor nicht geschädigt wurde, wurden an diesem ebenfalls elektrische Messungen durchgeführt. Nach Auswertung der Messergebnisse konnte der Induktor für den weiteren Leistungsbetrieb freigegeben werden. Vor dem Austausch, der unter Verwendung des vorhandenen Haupt- und Hilfserregerstators durchgeführt werden sollte, waren diverse Reinigungsarbeiten an Haupt- und Hilfserregerstator sowie sämtlichen Anbauteilen, inklusive der externen Kühlluftkanäle bzw. Zuführungen erforderlich. Anschließend wurde ein Maßabgleich des alten mit dem neuen Erregerläufer vorgenommen. Die defekte RG-Sicherung wurde durch eine gewichtsgleiche Reservesicherung ausgewechselt und die Isolierstücke an die Stromführungsbolzen angepasst. Anpassung der Sperrluft-Seitenwandabtrennung Durch die konstruktiv unterschiedlichen Erregerläufer musste das Spiel der Sperrluftabdichtung vergrößert werden. Gemeinsam mit dem EAS-Fachbereich Konstruktion & Technik wurden Spaltmaße festgelegt. Diese Spielvergrößerung kann zu Änderungen in der Sperrluftbzw. Kühlgasführung führen. Aufgrund dieses Umstandes war bei der Inbetriebnahme verstärkt auf die Kalt- und Warmlufttemperaturen des Erregersatzes zu achten. Im späteren Lastbetrieb sollten in regelmäßigen Abständen Kontrollen durchgeführt werden. Nach erfolgreichem Abschluss aller Arbeiten, die selbstverständlich unter Einhaltung aller erforderlichen Arbeitssicherheitsmaßnahmen ausgeführt wurden, ging Block K im Gersteinwerk am 29. April 2013 wieder ans Netz. Der Fachbereich Generatoren von E.ON Anlagenservice hat unverzüglich auf unsere Anforderung reagiert. Fachlich qualifiziertes Personal stand pünktlich zur Aufnahme aller erforderlichen Maßnahmen bereit. Mit Norbert Thiesmeier hatten wir einen versierten und umsichtigen Bauleiter vor Ort, der mit seiner Montagecrew maßgeblich zum Gelingen der Arbeiten beigetragen hat. Die gesamte Abwicklung erfolgte so, wie wir uns das bei einem zuverlässigen Auftragnehmer vorstellen: kompetent, zügig und unfallfrei. Block K konnte schon nach wenigen Tagen wieder angefahren werden. Hans Schmidt Leiter Anlagenerhalt RWE Generation SE Kraftwerk Gersteinwerk Journal 17 To ensure proper functioning, EAS also conducted a series of electrical tests on the spare rotor with satisfactory results. The smoke deposits on the main exciter stator winding where removed and the winding checked. These measurements did not reveal anything that would have prevented its continued use. Inductor To make sure that the safety trip had not damaged the inductor, it too underwent a series of electrical tests. Following analysis of the results, the inductor was approved for further operation. Prior to the replacement, which relied on the use of the existing main and auxiliary exciter stators, extensive cleaning work had to be undertaken on both stators as well as all ancillary parts, including the external cooling air ducts and supply lines. After that, the dimensions of the old and new exciter rotors were compared. The defective rotating rectifier exciter fuse was replaced by a spare fuse of the same weight, and the insulators adapted to the terminal bolts. Modification of seal air side wall Given the slightly different exciter rotor designs, the play of the radial seal for the seal air had to be increased. The new gap sizes were selected together with the Mechanical Engineering Department of EAS. This increase in play can lead to changes in the seal air and cooling gas piping, which is why the cold and hot air temperatures of the exciter set were observed very closely during commissioning. These temperatures should be checked regularly during subsequent load operation. Following successful completion of all work, and, of course, compliance with all safety rules and regulations, unit K of the Gersteinwerk power plant was reconnected to the grid on 29 April 2013. E.ON Anlagenservice‘s generator specialists responded promptly to our request. Qualified experts were mobilised to site in time to start all necessary work. In Norbert Thiesmeier we had an experienced and prudent construction manager on site. He and his team made a substantial contribution to the success of this project. The whole project was handled exactly as we would expect from a reliable contractor: competently, swiftly and without any accidents. Unit K was restarted after only a few days. Hans Schmidt Head of Maintenance RWE Generation SE Gersteinwerk Power Plant 18 E.ON Anlagenservice Kraftwerk Wilhelmshaven EAS-Konzept überzeugt Der Turbosatz im Kraftwerk Wilhelmshaven wird seit der Inbetriebnahme im September 1976 in der Mittel- und Grundlast eingesetzt. Im Rahmen einer Modernisierungsmaßnahme wurde die Dampfturbine Ende der 90er Jahre durch den OEM mit einer Zweigturbine (zwei zusätzliche ND-Teilturbinen mit eigenem Generator) nachgerüstet, um nach 140.000 Betriebsstunden für die weitere Laufzeit das Potenzial des „kalten Endes“ zu nutzen. Die installierte Gesamtleistung konnte um 42 MW erhöht werden. Nach Aufnahme des Zweigturbinenbetriebs kam es zu erhöhtem Erosionsverschleiß an der Hauptturbine und Bauteilen der NDTeilturbinen. Im Bereich der letzten ND-Leitschaufelträger (L-0-Reihe) war von erheblichen Tropfenschlag-Erosionsbefunden auszugehen. Eine in 2007 durchgeführte Schweißreparatur im Übergangsbereich vom Außenring des Leitschaufelträgers zum Schaufelblatt hielt den Betriebsbelastungen - wie geplant - bis zur Revision in 2012 stand. Bei nachfolgenden Inspektionsarbeiten wurden zunehmende Erosionsschädigungen des L-0-Leitrades an allen vier Endstufen der Niederdruckturbinen vorgefunden. Betroffen waren hauptsächlich der Innenring, die Schweißnaht von der Leitschaufel (Hohlschaufel) zum Außenring sowie der Leitschaufelrücken des Leitrades (Bilder 1, 2). Eine Decklage, die während einer Inspektion im Bereich der Schweißnaht aufgebracht wurde, konnte den Erosionsabtrag im Bereich des jeweiligen Außenringes nicht mindern. Das Ausmaß der erodierten Stellen auf dem Leitschaufelrücken und das Fortschreiten der jeweiligen Schädigung wurde jährlich, während eines Kurzstillstandes, mittels Endoskop kontrolliert (vier Referenzschaufeln). Im Laufe der Beobachtungen zeigten sich im Bereich der erodierten Zonen lokale Durchbrüche in der Schaufelwand. Dampfturbosatz Technische Daten Typ Siemens HMN Fabrik-Nr. Turbosatz T 7088 Bauartaxiale Kondensationsturbine Zwischenüberhitzung1-fach Anzapfungen6 Wellenstränge/Gehäuse/Abdampffluten1/4/4/+2ND Turbine bestimmt zum Antrieb eines Generators Nennleistung/Nachrüstung 1998 740 MW/ca. 800 MW Drehzahl 3000 U/min Frischdampfmassenstrom 640 kg/s Frischdampfzustand (vor Ventilsatz) 197 bar/530 °C HZÜ-Dampfzustand (vor Ventilsatz) 41 bar/534 °C Abdampfdruck 0,0491 bar Kühlwasser 10/14,2 °C Bild / Fig. 1 Journal 19 Wilhelmshaven power plant EAS comes up with convincing concept The turbo generator set at the Wilhelmshaven power plant has been operated at medium and base load ever since it was commissioned in September 1976. After some 140,000 operating hours, the steam turbine had been fitted with a branch turbine (two additional LP turbine sections with a separate generator) in the 1990s as part of an OEM upgrade to be able to use the „cold end“ potential for the remaining service life. This retrofit increased the turbo generator‘s installed capacity by 42 MW. After commissioning of the branch turbine, the main turbine and some of the LP turbine section components had suffered serious erosion-induced wear. Significant erosion caused by droplet impact was therefore also to be expected in the area of the last LP guide blade carrier (row L-0). Repair welding carried out in the transition area between the outer ring of the blade carrier and the blade in 2007 withstood operating conditions as intended until the 2012 overhaul. Subsequent inspections showed increasing damage from erosion in the L-0 guide wheel on all four final stages of the LP turbine. The areas mainly affected were the inner ring, the weld from the hollow guide blade to the outer ring and the back of the guide wheel blades (Fig. 1, 2). A cap pass applied in the area of the weld during an inspection failed to reduce metal loss from erosion in the area of the outer ring. The size of the eroded areas on the back of the guide wheel blades and general damage development were checked annually by boroscope inspection (on four reference blades). Over time, actual holes had developed in the blade wall. Following an overhaul in 2007, the plant is now scheduled to run until 2021. The operator had the choice of either repairing the guide wheels or replacing them by new ones. Repair would have required an extended shutdown and the removal of the upper LP sections and the relevant rotor. This would have been followed by measurements (to check axial and radial clearances and align the couplings). There was also the question of the repair scope, which depended on the planned shutdown period and the related costs. A boiler overhaul, for which the plant had to be down for about six weeks (incl. shutdown and restart), was scheduled for 2012, so there were two options: (1)Install new guide wheels This work could have been scheduled to coincide with the boiler overhaul but the cost would have been a 7-digit figure, which was well over budget. (2)Repair guide wheels in the area of the inner ring and the back of the blades The costs of this option (a 6-digit figure) were far more acceptable, but repairs were much more time-consuming, so the time window seemed too short. Steam turbine generator set Technical data Type Siemens HMN Serial no. of turbine generator set T 7088 Design axial condensing turbine Reheatersingle-stage Extraction points 6 Shaft trains/casings/exhaust steam flows 1/4/4/+2LP Turbine designed to drive a generator Nominal capacity/1998 retrofit 740 MW/approx. 800 MW Speed 3,000 rpm Live steam mass flow rate 640 kg/s Live steam (upstream of valve set) 197 bar/530 °C Reheated steam (upstream of valve set) 41 bar/534 °C Exhaust steam pressure 0.0491 bar Cooling water 10/14.2 °C Fig. / Bild 2 20 E.ON Anlagenservice Die Anlage wurde in 2007 revidiert und ist zunächst für einen Einsatz bis 2021 eingeplant. Daher ergab sich nun folgende Situation: Der Betreiber stand vor der Entscheidung, entweder einen Austausch gegen neue Leiträder vorzunehmen oder Sanierungsmaßnahmen einzuleiten. Sanierungsmaßnahmen waren jedoch mit einem längeren Anlagenstillstand verbunden. In diesem Fall musste, neben dem Abfahren der ND-Oberteile, auch der jeweilige Läufer ausgefahren werden, und dieses Vorgehen erforderte anschließende Messungen (Axial-/Radial-Spiele, Ausrichtmessungen an den Kupplungen). Darüber hinaus stellte sich die Frage nach Art und Umfang der Sanierung, in Abhängigkeit von der geplanten Stillstandszeit sowie den damit verbundenen Kosten. In 2012 war eine Kesselrevision mit einem geplanten Anlagenstillstand von rund sechs Wochen (inkl. An- und Abfahrt) vorgesehen. Dabei ergaben sich folgende Möglichkeiten: Bei PES wurde der Außenring der Leiträder egalisiert und mit einem neuen Ring (Segmente) aus verschleißfesterem Material versehen (Bild 3). Die Segmente wurden angeschraubt und am jeweiligen Stoß - von Segment zu Segment sowie Segment zum Innenring - verschweißt. 1. Einbau neuer Leiträder Diese Maßnahme hätte innerhalb des Revisions-Zeitrahmens ausgeführt werden können. Allerdings lagen die Kosten in einem siebenstelligen Bereich und waren vom Budget her nicht vertretbar. Quelle / Source: KW Wilhelmshaven, K. W. Möller/ENT 2. Sanierung der Leiträder im Bereich Innenring und Schaufelrücken Auf der Kostenseite - im sechsstelligen Bereich - bot sich damit eine wesentlich attraktivere, jedoch auch zeitaufwändigere Variante, sodass der verfügbare Zeitrahmen zu kurz erschien. Eine Lösung der EAS für die Sanierung der Leiträder führte schließlich zur Entscheidung. Der gemeinsam von den EASGeschäftsbereichen Maschinentechnik und UK (Power Engineering Services/PES, Birmingham) entwickelte Montage- und Reparaturablaufplan überzeugte den Kunden. Koordination Entscheidend bei der Ausführung war die sorgfältige Abstimmung der verschiedenen Arbeitsabläufe bei EAS und PES. Die Vorgehensweise wurde genauestens analysiert und vor Ort mit den jeweiligen Unterlieferanten, unter eingehender Betrachtung der einzelnen Werkskapazitäten, zeitlich abgestimmt. Für die Montagearbeiten im Kraftwerk wurden im Vorfeld zusätzliche Hilfswerkzeuge beschafft und mobile Bearbeitungsfirmen in Standby genommen. Kritisch war der Transport der Leiträder vom Kraftwerk Wilhelmshaven nach Birmingham und zurück. Sämtliche Transporte mussten im Vorfeld bezüglich der Einschränkungen an Wochenenden, in der Ferienzeit und im Hinblick auf die Fährzeiten exakt organisiert, angemeldet und genehmigt werden. Alle nachfolgenden Arbeiten und Reparaturen erfolgten nach den von EAS und PES erstellten Termin-, Bauprüfund QS-Plänen, die zuvor von EKW geprüft und freigegeben worden waren. Die Arbeiten begannen am 6. August 2012. Nach Abfahren der ND-Oberteile wurden alle Leitradoberteile (L-0) demontiert und zur Sanierung nach Birmingham transportiert. Vier Tage später folgten die Leitradunterteile. Bild / Fig. 3 Ein Unterlieferant der PES war für die eigentliche Schaufelreparatur zuständig. Bei diesem Verfahren wurde die beschädigte Stelle an der Leitschaufel unter Beachtung der Wandstärke ausgeschnitten und mit einem Füllstück aus artgleichem Material verschlossen. Nach der Heftung des Füllstückes wurde dieses mit der Schaufel verschweißt (Bild 4) und die Oberfläche anschließend egalisiert. Aufgrund des bei allen Schweißarbeiten verwendeten Schweißgutes (Ni-Basis) und des Schweißverfahrens war eine Wärmebehandlung des jeweiligen Leitrades nicht erforderlich. Während der Sanierungsarbeiten in Birmingham erfolgte im Kraftwerk die Vorbereitung der Bauteile für die Remontage. Zusätzlich wurden weitere Arbeiten, wie z. B. die Kontrolle aller Traglager sowie eine Inspektion von jeweils zwei Ventilgruppen an der HD- und MD-Turbine, durchgeführt. Rücklieferung und Remontage Die Leitradoberteile trafen fristgemäß nach vier Wochen wieder im Kraftwerk Wilhelmshaven ein. Vor dem Ausbau im Kraftwerk war die Lage zum jeweiligen Innengehäuse fixiert worden. Dadurch konnte das ND-Innengehäuse einbaufertig vorbereitet und ein zeitsparender Ablauf bei der Remontage gewährleistet werden. Die Rücklieferung der Leitradunterteile erfolgte ebenfalls zum vereinbarten Termin. Aufgrund einer umsichtigen Planung, der termintreuen Durchführung der Sanierungsarbeiten in Birmingham und einer reibungslosen Transportorganisation, konnte der vorgegebene Montageendtermin 12. September eingehalten werden. Die Anlage wurde am 15. September 2012 synchronisiert und der Lastbetrieb wieder aufgenommen. Journal 21 EAS eventually decided to repair the guide wheels. The repair and assembly concept developed by the Rotating Technology Division in collaboration with the Power Engineering Services/PES department in Birmingham/UK convinced the client. Coordination Key to the work was the careful alignment of EAS and PES work processes. The approach was analysed in detail and time lines were agreed with the local subvendors with due consideration for workshop availability. Auxiliary tools were provided for disassembly on site, and mobile contractors were asked to be on standby. The critical part was the shipment of the guide wheels from Wilhelmshaven to Birmingham and back. This had to be carefully planned to take account of transportation restrictions at weekends and during the holiday period as well as ferry schedules. In addition, the authorities had to be advised and had to approve each shipment. All subsequent work and repairs were carried out in accordance with the timetables, inspection programmes and QA schedules prepared by EAS and PES, which had previously been checked and approved by EKW. Work started on 6 August 2012. Following the removal of the upper LP sections, all upper guide wheel parts (L-0) were dismantled and shipped to Birmingham for repair. The bottom guide wheel sections followed four days later. PES smoothed out the outer ring of the guide wheels which was then fitted with a new ring made of a wear-resistant material (Fig. 3). The segments were bolted on and welded at the joints to the next segment and to the inner ring. A PES subcontractor was tasked with the actual bade repair. The repair process involved cutting the damaged section from the guide vane with due consideration for the wall thickness and replacing it by a filler section made of the same kind of material. This filler section was first tack-welded and then properly welded to the blade (Fig. 4) and the surface was smoothened. Given the type of filler used (a nickel-based material) and the welding method, the guide wheels did not require heat treatment. While the guide wheels were being repaired in Birmingham, preparations on site were already underway for reassembly. Additional activities included checking all journal bearings and inspecting two valve sets on each of the HP and MP turbines. Quelle / Source: KW Wilhelmshaven, K. W. Möller/ENT Fig. / Bild 4 Return shipment and installation The upper guide wheel sections were returned to the site in Wilhelmshaven after four weeks as planned. Prior to disassembly, they had been fixed in place relative to their inner casings. This allowed the inner LP casings to be prepared in advance for installation, which saved time during reassembly. The bottom guide wheel sections also arrived back on site by the agreed date. Thanks to careful planning, strict adherence to the repair schedule in Birmingham and the smooth organisation of all shipments, reassembly was completed by 12 September as planned. The plant was synchronised and brought back on load on 15 September 2012. 22 E.ON Anlagenservice Kraftwerk Schkopau ND-Turbinenrevision Block A Das Braunkohlekraftwerk Schkopau in Sachsen-Anhalt gehört zu den modernsten KWK-Anlagen in Deutschland. Die Blöcke A und B mit einem elektrischen Wirkungsgrad von rund 40 Prozent und einer Nettoleistung von jeweils 450 MW wurden 1995/96 in Betrieb genommen. Das Kraftwerk produziert elektrische Energie für den benachbarten Chemiepark, die Deutsche Bahn und das öffentliche Netz sowie Prozessdampf für die chemische Industrie. Die große Revision der ND-Turbine in Block A begann planmäßig mit dem Abfahren des Blocks am 16. September 2012. Im Vorfeld stand fest, dass der Läufer zur Generalüberholung ins Herstellerwerk geschickt werden musste. Für die De- und Remontage war der EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik zuständig, der den Auftrag nach einer bundesweiten Ausschreibung mit einem Angebot in überzeugendem Preis-/Leistungsverhältnis erhalten hatte. Bereits am 18. September begann die EAS-Mannschaft mit der Demontage der ND-Turbine. Der rd. 63 Tonnen schwere Turbinenläufer wurde ausgebaut und für den Transport vorbereitet. Damit waren alle Maßnahmen für den fristgemäßen Versand des Läufers zum Herstellerwerk erfolgt. Während der Demontage der ND-Turbine ergaben sich Befunde, die aus einem vorhergehenden Schaden am Kompensator der Überströmleitung resultierten. Weitere wesentliche Ereignisse im Revisionsverlauf wurden bei einer Befundaufnahme an den Bauteilen der ND-Turbine festgestellt. Hier zeigten sich Schäden, die umfangreiche Reparaturmaßnahmen erforderten. Aufgrund der Ergebnisse mussten Oberteil und Unterteil des ND-Innengehäuses ebenfalls komplett demontiert und zur Durchführung der Reparaturen zum Werk des Herstellers transportiert werden. Dieser zusätzliche Aufwand war nicht vorhersehbar und daher auch nicht Bestandteil der ursprünglichen Revisionsplanung. Infolgedessen wurde der Zeitrahmen entsprechend erweitert. Technische Informationen Turbine Nr. techn. Informationen Format abgelesene Werte 1Typ - DKYE-2N41A 2 Seriennummer - GM 00587 3Nennwirkleistung MW 387,3 4Nenndrehzahl rpm 3000 5Baujahr 1996 6Frischdampfdruck 253 bar 7Frischdampftemperatur °C 543,7 8ZÜ-Druck bar 50,65 9ZÜ-Temperatur °C 560 10 Kondensator-Druck bar abs. 0,047 Bemerkungen oder Gegendruck Terminplanung Nr. Vorgang geplanter Termin tatsächlicher Termin 1 Abfahren der Turbine 2Wellenstillstand/ Montagebeginn 16.09.2012 16.09.2012 19.09.2012 8:00 Uhr 18.09.2012 14:00 Uhr 3Montageende/ Maschine drehwerksbereit 08.11.2012 16.00 Uhr 16.11.2012 17:00 Uhr 4 Anfahren der Turbine 09.11.2012 21.11.2012 Quelle/Source: Peter Wölk Journal 23 Schkopau power plant LP turbine overhaul of unit A The lignite-fired power plant in Schkopau/Saxony-Anhalt is one of Germany‘s most modern CHP plants. Units A and B were commissioned in 1995/96. They have a power generating efficiency of some 40% and a net capacity of 450 MW each. The Schkopau plant generates electricity for a neighbouring chemical factory, the German railway operator Deutsche Bahn and the public grid as well as process steam for the chemical industry. The major overhaul of the LP turbine of unit A began with the shutdown of the unit on 16 September 2012 according to schedule. At that time it was already clear that the turbine rotor would have to be shipped to the manufacturer’s workshop for a general overhaul. The contract for the disassembly and reassembly of the turbine had gone to the Rotating Technology Division of EAS whose bid in a Germany-wide tender had been selected for its compelling price/performance ratio. On 18 September EAS started stripping the LP turbine. The 63tonne turbine rotor was removed and prepared for shipping to ensure on-time delivery to the manufacturer's workshop. Disassembly of the LP turbine revealed previous damage to the expansion joint in the crossover piping. A number of other findings on several LP turbine components during the course of the overhaul meant that extensive repairs were required. On the basis of these findings, the upper and lower sections of the inner LP casing were fully stripped and shipped to the manufacturer’s workshop for repair. This additional work was unexpected and therefore not included in the original project schedule. As a result, the timeline had to be altered accordingly. Turbine data o. Technical information Unit N Nameplate details 1Type - DKYE-2N41A 2 Serial no - GM 00587 3 Rated output MW 387.3 4 Nominal speed rpm 3,000 5 Year built 1996 6 Live steam pressure bar 253 7 Live steal temperature °C 543.7 8 Reheater pressure bar 50.65 9 Reheater temperature °C 560 10 Condenser pressure bar abs. 0.047 Comments or back-pressure Schedule No. Activity Scheduled date Actual date 1 Turbine shutdown 2 Shaft stopped/ start of work 16 Sept. 2012 16 Sept. 2012 19 Sept. 2012 8 a.m. 18 Sept. 2012 2 p.m. 3 Work completed/ 8 Nov. 2012 turbine ready to turn 4 p.m. 16 Nov. 2012 5 p.m. 4 Turbine re-start 21 Nov. 2012 9 Nov. 2012 Quelle/Source: Peter Wölk 24 E.ON Anlagenservice Anschließend setzte die EAS-Mannschaft die Revisionsarbeiten im Kraftwerk fort und nahm unter anderem die Demontage des Kompensators der Überströmleitung sowie der Dampfdurchführung zum ND-Innengehäuse vor. Die Dampfdurchführung wurde umgehend erneuert. Ein Ersatz-Kompensator stand im Materiallager des Kraftwerks nicht zur Verfügung. Gute Kontakte der EAS bewirkten jedoch, dass kurzfristig ein neuer Kompensator beschafft und zügig eingebaut werden konnte. Eine weitere Verlängerung der Revision wurde dadurch vermieden. Nach Rücklieferung aller instandgesetzten Bauteile stand für die EAS-Mannschaft Präzisionsarbeit an, die schließlich zu einem erfolgreichen Revisionsergebnis führte. Der ND-Turbinenläufer wurde exakt eingebaut und die Remontage der ND-Turbine termingerecht ausgeführt. Block A nahm am 22. November 2012 den Betrieb auf und das Kraftwerk Schkopau liefert seinen Kunden wieder zuverlässig und mit voller Leistung elektrische Energie und Prozessdampf. Quelle/Source: Peter Wölk Remontage des ND-Turbinenläufers Reassembly of the LP turbine rotor Bauleiter/Site manager Oliver Gutkowski Als Auftraggeber wissen wir den hohen Arbeitssicherheitsstandard der EAS sehr zu schätzen. Durch das umsichtige und verantwortungsvolle Handeln der gesamten Mannschaft konnte ein unfallfreier Ablauf aller Arbeiten auf der Baustelle realisiert werden. Die EAS-Maschinentechnik reagierte umgehend auf zusätzliche Befunde und führte die erforderlichen Maßnahmen kompetent und zuverlässig aus. Mit der Qualität und der fachgerechten Ausführung des Auftrags sind wir in hohem Maße zufrieden. Sylvio Sauer Technische Leitung Kraftwerk Schkopau Journal 25 Turbinenschnitt / Schaltbild Turbine section / schematic diagram Following these repairs, the EAS team continued its overhaul activities on site, removing the expansion joint in the crossover piping and the steam supply piping to the internal LP casing. The steam supply piping was replaced immediately. The warehouse on site did not have another expansion joint in stock, so EAS used its contacts to obtain and install a new expansion joint relatively quickly, thereby avoiding further delay. Following the return of all repaired components to site, it was time for some high-precision work which culminated in the successful completion of the whole project with the LP rotor installed and the LP turbine reassembled according to schedule. Unit A was restarted on 22 November 2012 and the Schkopau power plant returned to full capacity to reliably deliver electricity and process steam to its customers. As the client and plant operator, we have come to appreciate the health & safety standards of EAS. Thanks to the circumspect and responsible behaviour of the entire EAS team, the work on site was completed without any accidents. The EAS experts responded immediately to new findings during the course of the overhaul and delivered a very competent and reliable service. We are delighted with the high quality and professional workmanship provided throughout this contract. Sylvio Sauer Technical Manager Schkopau Power Plant 26 E.ON Anlagenservice Hochtouriges Auswuchten Speisepumpenantriebsturbine im Wuchtbunker Im Juni 2013 erhielt der EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik den Auftrag zur Revision/Reparatur einer Speisepumpenantriebsturbine (SPAT) aus dem Gemeinschaftskraftwerk Veltheim. Die Revision sollte die volle Funktionsfähigkeit und Betriebssicherheit des Turbosatzes für die erwartete Restbetriebsdauer sichern. Die axiale Kondensationsturbine (Typ Escher-Wyss) mit Regelrad ist zum Antrieb einer Kesselspeisepumpe bestimmt. • Nennleistung 9 MW • Betriebsdrehzahlbereich von 2.000 bis 4.175 U/min • Gewicht rund 6.800 kg Projektbeschreibung Zur Ausführung der mechanischen Arbeiten war der Turbinenrotor in die EAS-Zentralwerkstatt transportiert worden (Bild 1 – Mechanische Bearbeitung in der Zentralwerkstatt, Gelsenkirchen). Als finaler Arbeitsgang stand ein hochtouriges Auswuchten des Rotors an. Dabei schrieb der Kunde in seinem Leistungsverzeichnis eine Wuchtgüte von mindestens G 1,6 gemäß DIN ISO 1940-1vor. Diese Vorgabe allein wäre mit einer niedertourigen Auswuchtung bei einem Unterlieferanten „um die Ecke“ erreichbar gewesen. Die Auswuchtmaschinen für dieses niedertourige Auswuchten bei geringen Drehzahlen sind recht häufig in mechanischen Werkstätten vorhanden. Um aber gleichzeitig das im Leistungsverzeichnis geforderte Schwingungsverhalten (Gehäuseschwingungen: Bewertungszone A nach DIN ISO 10816; Wellenschwingungen: Bewertungszone A nach DIN ISO 7919) sicherzustellen, war aufgrund des wellenelastischen Charakters der Turbine ein hochtouriges Auswuchten bis zur maximalen Betriebsdrehzahl erforderlich. Durch den hohen Betriebsdrehzahlbereich der SPAT - im Gegensatz zu einer festen Betriebsdrehzahl bei „normalen“ Turbinen - kam dem hochtourigen Auswuchten eine besondere Bedeutung zu. Bild / Fig. 1 Wahl des Unterlieferanten Unter den potenziellen Partnern für hochtouriges Auswuchten wählte EAS für diesen Auftrag ČKD KOMPRESORY in Prag. Das Unternehmen verfügt über jahrzehntelange Erfahrung im hochtourigen Auswuchten wellenelastischer Rotoren und hat sich bereits mehrfach als zuverlässiger Partner erwiesen. ČKD verfügt über die Maschinenkapazitäten für das hochtourige Auswuchten von Rotoren mit einem Gewicht von 150 kg bis zu 24.000 kg und einem Rotordurchmesser bis zu 2.800 mm. Abhängig vom Gewicht erreichen die Betriebsdrehzahlen bis zu 20.000 U/min. Grundsätzlich sind EAS-Mitarbeiter bei Auswuchtvorgängen in den Betrieben von Kooperationspartnern zugegen. Bei dem Wuchtvorgang selbst ist eine Vielzahl von Details zu berücksichtigen, die nachfolgend näher beschrieben werden. Vorbereitungen Nach Abschluss der mechanischen Arbeit in der Zentralwerkstatt stand der Transport des Rotors nach Prag an (Bild 2 – Rotor im Wuchtbunker). Lange vor dem eigentlichen Wuchttermin waren alle erforderlichen Daten, wie z. B. Lagerdurchmesser, Lagermittenabstand, Gesamtlänge des Rotors, Rotormasse, größter Rotordurchmesser usw. an ČKD übermittelt worden. In dieser überaus wichtigen Phase können Fehler oder Versäumnisse eine termingerechte Wuchtung gefährden. Dies soll am Beispiel der Lagerung verdeutlicht werden (Bild 3 – Rotor in den Lagerständern). Bild / Fig. 2 Journal 27 High-speed balancing Feed pump drive turbine in balancing facility In June 2013, the EAS Rotating Technology Division was awarded a contract to overhaul/repair a feed pump drive turbine at the Veltheim power plant. The aim of the overhaul was to ensure the full functionality and operational safety of the turbine generator set for the remainder of its service life. The turbine – an Escher-Wyss axial condensation turbine with a control wheel – is designed to drive a boiler feed pump. • It has a rated output of 9 MW, • is operated at speeds of 2,000 to 4,175 rpm, and • weighs about 6,800 kg. Project description For the mechanical work, the turbine rotor had been shipped to the central EAS workshop in Gelsenkirchen (Picture 1 – Mechanical work at the central workshop). The final step was to balance the rotor at high speed. The client specification called for a balancing grade of at least G 1.6 according to DIN ISO 1940-1. This requirement alone could have been met by simple low-speed balancing at any workshop "around the corner". Low-speed balancing machines are common in many workshops. However, given the shaft’s elasticity, it was necessary to balance the turbine at its maximum operating speed to achieve the vibration characteristics detailed in the specification (casing vibration: evaluation zone A according to DIN ISO 10816; shaft vibration: evaluation zone A according to DIN ISO 7919). In view of the high speed at which this turbine is operated (as opposed to the fixed speeds of "normal" turbines), high-speed balancing was critical. Choice of subcontractor Among the potential partners offering high-speed balancing, EAS selected the Prague-based company ČKD KOMPRESORY for this contract. Fig. / Bild 3 ČKD has decades of experience in balancing elastic rotors at high speeds and has proven to be a reliable partner on a number of occasions. ČKD's balancing facility is designed for rotors weighing 150 kg to 24,000 kg with diameters of up to 2,800 mm. Depending on the weight, operating speeds can be as high as 20,000 rpm. Rotor balancing at a contractor’s workshop is always carried out in the presence of EAS representatives. For the balancing process itself, it is important to take account of a number of details which are described below. Preparations Following the completion of the mechanical work at the central workshop, the rotor was shipped to Prague (Picture 2 – Rotor inside balancing facility). All technical parameters including bearing diameter, distance between centre points, total rotor length, rotor mass, largest rotor diameter etc. had been submitted to ČKD long before the balancing date. This is a very critical phase where mistakes or omissions can lead to the project deadline being missed. One area of crucial importance are the bearings (Picture 3 – Rotor in bearing stand). When mounted in balancing facilities, the rotor is normally supported by journal bearings. The rotor is either delivered to the workshop with its original bearings, or the balancing facility uses its own bearings. Balancing contractors usually keep a wide stock of journal bearings of different types and sizes. The bearing of choice tends to be the so-called "lemon bearing" which derives its name from its inside contour. To ensure proper oil supply, it features oil grooves (oil pockets) on the side. A big advantage of lemon bearings is that their internal diameter can be easily adapted to the rotor to be balanced using a standard lathe. However, this has to be done by an experienced lathe operator. To ensure smooth running of the rotor, the internal bearing diameters must be adapted to the rotor's bearing surfaces with accuracies of 0.01 mm. Early information about the exact rotor bearing diameters is therefore critical for meeting deadlines because despite the internal machining option, these adjustments take time. Machining basically involves boring out the bearing, which is why the internal diameter of the "solid bearing" has to be smaller than the final dimension of the modified bearing. If the balancing facility does not have the right bearing in stock, a bearing with a larger internal diameter will be lined with a babbitt metal to reduce its internal diameter. This is then followed by boring. 28 E.ON Anlagenservice In der Auswuchtanlage werden Rotoren überwiegend in Gleitlagern gelagert. Daraus ergeben sich zwei mögliche Abläufe: Entweder werden die Originallager des Rotors mitgeliefert oder es werden Lager der Wuchtanlage eingesetzt. Dazu verfügt jede Wuchtanlage über ein umfangreiches Sortiment an Gleitlagern unterschiedlicher Größen und Typen. Bevorzugt werden so genannte „Zitronenlager“ benutzt. Die Bezeichnung ergibt sich aus der inneren Kontur der Lager. Für eine optimale Ölversorgung der Lager sind seitliche Ölnuten (Öltaschen) erforderlich. Ein großer Vorteil dieser Zitronenlager ist die einfache Anpassung der Lagerinnendurchmesser an den auszuwuchtenden Rotor auf einer Standarddrehmaschine. Das spezielle Know-how bei der spanenden Bearbeitung durch einen erfahrenen Dreher ist eine absolute Voraussetzung. Für eine gute Laufruhe müssen die Innendurchmesser der Lager im 0,01 mmBereich an die Lagerstellen des Rotors angepasst werden. Eine frühe Information über die exakten Lagerstellendurchmesser des zu wuchtenden Rotors ist entscheidend für die termingerechte Abwicklung, da diese Anpassarbeiten, trotz der Möglichkeit der internen Bearbeitung, einige Zeit in Anspruch nehmen. Bei der Anpassung handelt es sich im Wesentlichen um Ausdreharbeiten. Das bedeutet, der Innendurchmesser des „Lagerrohlings“ muss kleiner sein als das Fertigmaß des angepassten Lagers. Sollte im Sortiment der Wuchtanlage kein geeignetes Lager für diese Anpassung vorhanden sein, muss ein Lager mit einem größeren Innendurchmesser mit einer neuen Weißmetallbeschichtung ausgegossen werden, um dadurch einen kleineren Innendurchmesser für das nachfolgende Ausdrehen zu erzeugen. Da der Betrieb einer Gießerei mit hohen Umweltauflagen und einer kostenintensiven Ausstattung verbunden ist, scheuen viele Unternehmen den Unterhalt einer Gießerei. Das Ausgießen kann dann nicht intern durchgeführt werden, und die Lager müssen für diesen Arbeitsgang zu einer externen Gießerei versandt werden. Das kann schon mal etwas länger dauern … Für den Fall, dass die Originallager für das Auswuchten benutzt werden sollen, sind spezielle Adapterringe für die Aufnahme der Originallager in den Lagerständern der Wuchtanlage erforderlich. Diese Ringe sind teuer und erfordern eine lange Fertigungszeit. Daher sind Originallager beim Auswuchten eher die Ausnahme und werden meistens nur auf ausdrücklichen Kundenwunsch oder zur Erfüllung technischer Vorgaben eingesetzt. Im vorliegenden Fall gab es diese Problematik nicht. Der Direktanschluss des Rotors an den Antriebsmotor der Wuchtanlage mittels Kardangelenkwelle war ohne vorherige Anfertigung einer speziellen Adapterscheibe möglich (Bild 4 – Direktantrieb über Kardangelenkwelle). Bild / Fig. 5 Bild / Fig. 6 Abnahmespezifikation Als Abnahmespezifikation an ČKD war ISO 11342 vorgeschrieben. Diese Norm unterteilt Rotoren entsprechend ihren Auswuchtanforderungen und legt Verfahren zur Beurteilung der Restunwucht fest. Unter Verwendung der Gütestufen in DIN ISO 1940/1 lassen sich, unabhängig von den Eigenschaften des Wuchtbunkers, zulässige Grenzwerte festlegen. Durch die Benutzung von modalen Restunwuchten schlägt die Norm ISO 11342 dazu eine Brücke zu ISO 1940/1. ISO 1940/1 behandelt die Auswuchtgüte von starren Rotoren und ist nicht ohne weiteres auf wellenelastische Rotoren übertragbar! Um dennoch eine Nutzung der praxisbewährten Gütestufen aus ISO 1940/1 für wellenelastische Rotoren zu ermöglichen, wurden modale Unwuchten (Restunwuchten für spezielle Eigenformen) eingeführt. Modale Unwuchten Modale Unwuchten stellen die Unwuchtverteilung als Funktion der Unwucht in den Biegeeigenformen des Rotors dar. Sie werden durch die Summenbildung der Produkte aus Einzelunwuchten in den Radialebenen und dem zugehörigen Biegepfeil der Unwucht in dieser Eigenform gebildet. Die Auslenkung jeder Eigenform ist demnach durch die Unwuchten in dieser Eigenform bestimmt. Die Größe der Auslenkung ist abhängig von • Größe der modalen Unwucht • Nähe der aktuellen Drehzahl zu einer Resonanzdrehzahl • Dämpfung des Systems Rotor/Lagerung Modale Unwuchten können aus den beim Auswuchtprozess anfallenden Daten ermittelt werden; es ist also kein zusätzlicher Messaufwand, sondern nur Rechenaufwand erforderlich. Vereinfacht gesagt entsprechen modale Restunwuchten Unwuchtkennwerten für jede relevante Drehzahl. Durch eine Umrechnung der modalen Unwuchten auf einzelne, vorhandene Ausgleichsebenen, erhält man die äquivalenten modalen Restunwuchten, die zur Beurteilung für den wellenelastischen Unwuchtzustand benutzt werden. Die Verringerung der modalen Unwuchten durch das Anbringen einer oder mehrerer Ausgleichsmassen in den Ausgleichsebenen bewirkt eine Verringerung der modalen Anteile an der Durchbiegung (Bild 5 – Ausgleichsebene 1/Bild 6 – Ausgleichsebene 2/Bild 7 – Ausgleichsebene 3). Das ist das Prinzip der Norm ISO 11342. Bild / Fig. 7 Journal 29 Operating a foundry means having to comply with numerous environmental regulations and keeping expensive equipment on standby which is why many contractors do not operate their own foundry. The bearings then have to be shipped to an external foundry for lining, which can take time … If the original bearings are available for balancing, special adapter rings are needed to hold the bearings in the bearing stands of the balancing facility. These rings are expensive and take very long to manufacture. This is why the use of original bearings tends to be the exception rather than the rule, and they will only be used at the express request of the customer or where specific technical specifications have to be met. In the case described, this problem did not occur. The rotor was connected to the drive of the balancing facility using a cardan shaft, so there was no need to manufacture a special adapter disc (Picture 4 – Direct cardan shaft connection). Fig. / Bild 4 Acceptance specification ČKD's acceptance of specification was ISO 11342. This standard classifies rotors according to their balancing requirements and defines procedures for assessing residual unbalance. The quality grades in DIN ISO 1940/1 can be used to specify permissible thresholds regardless of the balancing facility's technical characteristics. ISO 11342 uses modal residual unbalances to bridge the gap to ISO 1940/1. ISO 1940/1 deals with balancing grade requirements of rigid rotors and is not directly applicable to elastic shaft rotors. Therefore, modal unbalances (residual unbalances for special natural modes) were introduced to be able to use the quality grades in ISO 1940/1, which have been applied so successfully, also for elastic shaft rotors. These days, the use of electronic data processing makes modal unbalances relatively easy to handle (Diagram 1 – Balancing planes on rotor). Diagram 1 drive side plane III zero mark plane I plane II Modal unbalances Modal unbalances show the unbalance distribution as a function of the unbalance in the bending natural modes of the rotor. They are determined by forming the sum of the products calculated from individual unbalances in the radial planes and the associated deflection of the unbalance in this natural mode. Accordingly, the deflection of each natural mode is defined by the unbalances in that natural mode. The magnitude of the deflection depends on • the magnitude of the modal unbalance • the proximity of a given speed to a resonance speed • dampening of the rotor/bearing system Modal unbalances can be derived from the data collected during rotor balancing, which means there is no need for further measurements (only additional calculations). Broadly speaking, the modal residual unbalances correspond to unbalance values for each relevant speed. Conversion of the modal unbalances for individual, existing balancing planes gives the equivalent modal residual unbalances, which are then used for assessing the shaft-elastic unbalance condition. Reducing the modal unbalances by attaching one or several correction weights to the balancing planes reduces the modal shares in the bending (Picture 5 – Balancing plane 1/Picture 6 – Balancing plane 2/Picture 7 – Balancing plane 3). This is the principle of ISO 11342. bearing I bearing II Balancing process In a first step, the unbalances (gmm) were recorded at a low speed (in this case 400 rpm) without there being any obvious, significant, shaft-elastic deflection of the rotor. The next step then was to determine the relevant balancing speeds in a succession of test runs. According to ISO 11342 these are: "… balancing speeds selected to ensure that within the operating speed range each individual resonance speed always has a balancing speech close to it" (DIN ISO 11342; Chapter 7.3). This is how the speed of 2,700 rpm was selected as the speed closest to the 1st resonance speed, and 4,175 rpm as the maximum operating speed. Given the lack of rotor-dynamic information, nothing was known about the deflection curve of this rotor. This tends to be the case for almost all balancing jobs performed by EAS. For this reason, test weights were attached to all three balancing planes and the largest influential coefficients (most sensitive balancing plane) were determined for each of the natural deflection modes in a series of test runs during which the rotor speed was increased to the predefined speeds. In this process, the influential coefficients reflect the impact of a test weight in a balancing plane at a defined speed. 30 E.ON Anlagenservice Durch die Einbeziehung moderner EDV-Programme ist die Handhabung mit modalen Unwuchten leicht möglich (Grafik 1 – Skizze des Rotors mit Position der Ausgleichsebenen). Grafik 1 Antriebsseite Ebene III Nullmarke Ebene I Lager I Ebene II Lager II Ablauf der Wuchtung In einem ersten Schritt wurden bei niedriger Drehzahl (hier: 400 U/ min), ohne eine erkennbare signifikante wellenelastische Auslenkung des Rotors, Unwuchtwerte (gmm) festgehalten. Im nächsten Schritt wurden durch Testfahrten die weiteren relevanten Auswuchtdrehzahlen festgelegt. Nach ISO 11342 bedeutet das: „… Auswuchtdrehzahlen, die so gewählt werden, dass innerhalb des Betriebsdrehzahlbereichs immer eine Auswuchtdrehzahl dicht bei jeder einzelnen Resonanzdrehzahl liegt.“ (DIN ISO 11342; Kapitel 7.3). Auf diese Weise wurden die Drehzahlen 2.700 U/ min als Nähe zur 1. Resonanzdrehzahl und 4.175 U/min als maximale Betriebsdrehzahl festgelegt. Wegen fehlender rotordynamischer Informationen handelte es sich um einen Rotor mit unbekannter Biegelinie. Dies ist in nahezu 100 Prozent aller Wuchtungen, die von EAS abgewickelt werden, der Fall. Daher wurden in allen drei Ausgleichsebenen einzeln Testgewichte gesetzt und durch Messläufe, mit Anfahren der vorab festgelegten Drehzahlen, die jeweils größten Einflusskoeffizienten (empfindlichste Ausgleichsebene) bei den einzelnen Biegeeigenformen ermittelt. Die Einflusskoeffizienten geben dabei die Wirkung eines Testgewichts in einer Ausgleichsebene bei einer festgelegten Drehzahl wieder. Bei den Messläufen wurden jeweils die Schwinggeschwindigkeiten (mm/s) an den beiden Lagerständern bei festgelegten Auswuchtdrehzahlen gemessen und protokolliert. Einstellung der Schnellschlussbolzen Neben dem hochtourigen Auswuchten mussten auch die beiden Schnellschlussbolzen auf die korrekte Auslösedrehzahl eingestellt werden. Die Schnellschlussdrehzahl einer Turbine stellt eine maximale Drehzahlgrenze dar. Ein Überschreiten dieser Drehzahl bedeutet hohe Gefahr für Mensch und Maschine. Daher ist ein Schutzsystem erforderlich, das ein Durchfahren dieser konstruktiv bedingten Maschinendrehzahl sicher verhindert. Teil dieser Schutzeinrichtung sind zwei mechanische Bolzen, die über eine gespannte Feder im Rotor gehalten werden (Bild 8 – Einbauöffnungen der Bolzen am Wellenende/Bild 9 – Ausgebaute und gereinigte Bolzen). Der drehzahlunabhängigen Federkraft wirkt die drehzahlabhängige Fliehkraft entgegen. Erreicht oder überschreitet die Rotordrehzahl eine vorgegebene Schnellschlussdrehzahl, wird die Fliehkraft größer als die Federkraft, die Schnellschlussbolzen schnellen aus dem Rotor hervor und erzwingen über eine Mechanik ein sofortiges Schließen der Schnellschluss- und Regelventile. Die Drehzahlerfassung für die Auslöse- und Einrückdrehzahl der Schnellschlussbolzen wurde im Wuchtbunker von ČKD mit berührungslosen Messaufnehmern, wie sie häufig zur Erfassung von Wellenschwingungen benutzt werden, umgesetzt. Durch das Vorschnellen und Zurückziehen der Bolzen ist auf dem angeschlossenen Messgerät eine sprunghafte Änderung des Messsignals zu registrieren und somit die Auslöse- und Einrückdrehzahl festzustellen (Bild 10 – Messaufbau für Schnellschlussbolzenmessung). Beide Bolzen mussten leicht nachgestellt werden. Ergebnis Die Auswertung einer Wuchtung geschieht in einem ersten Schritt durch die Bildung der äquivalenten Restunwuchten bei festgelegten Auswuchtdrehzahlen. Ein anschließender Vergleich der äquivalenten Restunwuchten mit den zulässigen Restunwuchten gibt Aufschluss über den Erfolg der Wuchtung. Die zulässige Restunwucht wird nach DIN ISO 1940/1 mit einer vorgegebenen Gütestufe (G), der Rotormasse (m) und der max. Drehzahl (n) berechnet (Grafik 2). Bei Drehzahlen in Resonanznähe (hier: 2.700 U/min) wird mit einem Faktor gewichtet (meist 60 %). Dadurch verringert sich die zulässige Restunwucht an dieser Stelle nochmals. Grafik 2 Bild / Fig. 8 Journal 31 During the test runs, the vibration velocities (mm/s) at the bearing stands were measured and recorded for specific balancing speeds. Trip settings In addition to high-speed balancing of the rotor, the two flybolts had to have their trip speeds set. Every turbine has a maximum speed at which it can be safely operated. The trip speed is the speed beyond which turbine operation represents a serious hazard for man and machine. This is why turbines are equipped with a protection system that prevents the maximum permissible speed from being exceeded. This protection system includes two mechanical bolts held in place inside the rotor by a tensioned spring (Picture 8 – Apertures for flybolts on shaft end/Picture 9 – Removed and cleaned flybolts). The rotor speeds at which the flybolts shoot out from or withdraw back into the rotor were recorded at the ČKD balancing facility using non-contact transducers of the type normally employed for measuring shaft vibration. Sudden outward or inward movement of the flybolts is detected by the instruments as a sudden change of signal, which indicates the bolt trip and withdrawal speeds (Picture 10 – Test configuration for flybolt tests). The flybolt settings had to be slightly adjusted. Result Rotor balancing is analysed by determining, in a first step, the equivalent residual unbalances at specific balancing speeds. Subsequent comparison of the equivalent residual unbalances with the permissible residual unbalances indicates how successful the balancing operation actually was. The permissible residual unbalance is calculated in accordance with DIN ISO 1940/1 for a specified quality grade (G), the rotor mass (m) and the maximum speed (n) (Diagram 2). At speeds close to resonance (in this case 2,700 rpm), a weighting factor (usually 60%) is used. This again reduces the permissible residual unbalance at this position. Diagram 2 Fig. / Bild 9 The centrifugal force, which is dependent on the rotor speed, counteracts the spring force, which remains constant regardless of the speed. If the rotor reaches or exceeds a set trip speed, the centrifugal force exceeds the spring force, and the flybolts shoot out from the rotor and immediately cause the slam-shut and control valves to close. During acceptance, all measured values are recorded in a table and checked for compliance with the permissible residual unbalance. In this case, the values were well below the maximum permissible values. Low-speed balancing for both bearing positions was completed with a residual unbalance of 7,200 gmm and 3,760 gmm, respectively (the maximum permissible unbalance being 12,442 gmm) (Diagram 3 – Low-speed balancing values during acceptance testing). Diagram 3 Fig. / Bild 10 32 E.ON Anlagenservice Während der Abnahme werden die relevanten Messwerte in einer Tabelle erfasst und einer Überprüfung auf Einhaltung der zulässigen Restunwuchten unterzogen. Bei der durchgeführten Abnahme lagen die erreichten Werte weit unterhalb der zulässigen Werte. Das niedertourige Auswuchten wurde mit erreichten Restunwuchten von 7.200 gmm bzw. 3.760 gmm (zulässig 12.442 gmm) für beide Lagerstellen abgeschlossen (Grafik 3 – Niedertourige Abnahmewerte). Die Werte der erreichten äquivalenten modalen Restunwuchten für die einzelnen Prüfdrehzahlen (2.700 U/min und 4.175 U/min) lagen ebenfalls weit unter den zulässigen Werten und sind aus dem Abnahmeprotokoll von ČKD (Grafik 4a) und der Tabelle (Grafik 4b – Messwerte und Ergebnisse) ersichtlich. Die Werte innerhalb der roten Umrandungen müssen identisch sein. Bei einer zu erreichenden Gütestufe von höchstens G 1,6 wurde als schlechtester Wert eine errechnete Gütestufe von G 0,47 erreicht. Damit ist der Rotor in einem wuchttechnisch sehr guten Zustand. Grafik 3 Grafik 4a Grafik 4b Fazit Der EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik hat die hochtourige Wuchtung des Turbinenrotors erfolgreich und termingerecht durchgeführt. Nach dem Rücktransport des Rotors und der Remontage läuft die SPAT im Gemeinschaftskraftwerk Veltheim wieder auf einem niedrigen Schwingungsniveau. Diese Leistungen übernimmt EAS/MTK auf Anforderung auch für externe Kunden. Journal 33 Diagram 4a The equivalent modal residual unbalances reached for each of the test speeds (2,700 rpm and 4,175 rpm) were also well below the permissible values, as can be seen from ČKD's acceptance test records (Diagram 4a) and the table (Diagram 4b – Recorded values and results). The values inside the red lines have to be identical. For a required quality grade of no more than G 1.6, the worst value recorded was a calculated value of G 0.47. This means that the rotor is very well balanced. Diagram 4b Conclusion The EAS Rotating Technology Division completed the high-speed balancing of the rotor with success and on time. The rotor was shipped back and reinstalled at the Veltheim power plant and is now once again running at very low vibration levels. These services by EAS/MTK are also available for external clients. 34 E.ON Anlagenservice Kraftwerk Plattling/E.ON Energy Projects Revision einer GE Frame 6 FA+e Gasturbine Heißgaswegeinspektion Die umfangreiche Planung der Gasturbinenrevision ermöglichte eine erfolgreiche und termingerechte Abwicklung des Auftrags mit deutlichem Kostenvorteil für den Betreiber. Zusätzlicher Aufwand für unerwartete Befunde wurde im Vorfeld bereits personell berücksichtigt, wobei der wirtschaftliche Nutzen für E.ON immer im Vordergrund stand. Der Fachbereich Gasturbinentechnik/EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik setzte auch bei diesem Projekt die erfolgreiche Zusammenarbeit mit Fortum Power Solutions fort. Erstmals waren auch Kollegen des CHP-Teams (Combined Heat and Power) des EAS-Geschäftsbereichs UK (PES/Power Engineering Services) mit eingebunden. Sämtliche leittechnischen Arbeiten wurden mit Unterstützung des EAS-Geschäftsbereichs Elektro-/Leittechnik durchgeführt. Heißgaswegeinspektion (HGPI) In diesem Projekt wurde an der GE Frame 6 FA+e mit DLN 2.6 (Dry Low NOx) eine erweiterte HGPI durchgeführt. Der Umfang der HGPI musste erweitert werden, da aufgrund der geänderten Fahrweise „am Markt“ einige Teile am Kompressor getauscht werden mussten. Dies war mit einem Ausheben des Rotors verbunden, was normalerweise während einer HGPI nicht erforderlich ist (Bild 1, 3 – Das Team EAS/Fortum bereitet das Ausheben des Rotors vor / Bild 2 – Befundaufnahme). Insgesamt konnte das gesamte Revisionsvolumen, einschließlich zusätzlicher zerstörungsfreier Prüfungen und neu aufgetretener TILs (technical information letters), zügig und effizient innerhalb des vorgegebenen Zeitrahmens abgearbeitet werden, wobei der gesteckte Zeitrahmen im Vergleich zu den OEM-Vorgaben deutlich anspruchsvoller war. Ein guter Grund für die Auftragsvergabe an EAS war sicherlich die in relativ kurzer Zeit erreichte hohe Reputation des Fachbereichs Gasturbinentechnik. Den Ausschlag gab jedoch letztlich der Angebotspreis, der deutlich unter den OEM- bzw. Marktkonditionen lag. Quelle / Source: Rolf Sturm/ E.ON Kraftwerk Plattling / Plattling power plant Dieses sehr gute Preis-/Leistungsverhältnis konnte nur durch die hohe technische Kompetenz von EAS/Fortum und die detaillierte Vorbereitung der Revision, die gemeinsam mit dem Kraftwerk Plattling und E.ON Energy Projects durchgeführt worden ist, erreicht werden. Die vor Vertragsabschluss bekannten durchzuführenden Maßnahmen aufgrund von TILs waren im Standardumfang des Angebots enthalten. Vorab schwer einschätzbare Risiken (z. B. Tuning) waren ebenfalls abgedeckt. Die sorgfältige Planung im Vorfeld führte zu einer klaren Aufgabenverteilung und somit zum optimalen Einsatz einer schlanken Abwicklungsmannschaft. Bild / Fig. 1 Journal 35 Plattling power plant / E.ON Energy Projects GE Frame 6 FA+e gas turbine overhaul Hot gas path inspection A successful project performance with significant cost savings for the customer was the result of a detailed planning and preparation of a gas turbine inspection at the Plattling power plant. High flexibility of the site team made it possible to react on unexpected findings without endangering the project economics. This turbine inspection was the next step to continue the successful cooperation between the Gas Turbine Department of the EAS Rotating Technology Division and Fortum Power Solutions. The team was completed by colleagues from the EAS Power Engineering Services (PES) Division in the UK. All instrumentation and control work was carried out with support from the EAS E, C&I Technology Division. Hot gas path inspection (HGPI) The work scope was an extended hot gas path inspection on a GE Frame 6 FA+e gas turbine equipped with a DLN 2.6 (Dry Low NOx) combustion system. The scope has to be extended because of some compressor parts being close to operational limits due to the changing operating profile of the unit in line with changing market conditions. This required to lift the rotor, which is not standard part of the HGPI scope (Fig. 1, 3 – EAS/Fortum team preparing for the rotor to be lifted from the casing / Fig. 2 – Fact finding). The team managed to complete the entire inspection including all non-destructive tests and the additional work required under new TILs (technical information letters) on a high performance level within the planned time schedule. The schedule was much more ambitious compared to the OEM standard timeframe. The motivation for the customer to place an order to the EAS GT team was the reputation the gas turbine specialists had gained in a relatively short time period. The main reason, however, was the price level which was more attractive compared to OEM/market prices. Fig. / Bild 3 Fig. / Bild 2 This excellent price and performance was realised by the technical expertise of EAS/Fortum and the detailed project preparation in cooperation with Plattling power plant und E.ON Energy Projects. The scope of work coming from TILs was well known at an early stage of the project. This scope was also included in the contract as well as the handling of additional risks (e.g. tuning) that are difficult to assess beforehand. Excellent project planning at the beginning leads to clear responsibilities and a lean project team. 36 E.ON Anlagenservice Ein weiterer finanzieller Vorteil für den Betreiber konnte durch die teilweise Verwendung von Non-OEM Komponenten im Turbinenbereich, die von E.ON Energy Projects evaluiert, beschafft und beigestellt worden sind, erzielt werden. Daraus resultiert eine Einsparung von rund 50 Prozent der Materialkosten bei vergleichbarer bzw. teilweise sogar besserer Qualität. Herausforderungen während der De- und Remontage Im Zuge der Maßnahme wurden sowohl offene Mängel (warranty claims) aus der Garantiezeit der Anlage als auch bisher noch nicht bekannte Mängel aus der Fertigung der Gasturbine beseitigt (Bilder 4, 5). Im Wesentlichen handelte es sich um folgende Positionen: • Umbau und nachfolgende Lasttests (in Zusammenarbeit mit einer zugelassenen Überwachungsstelle) an der Läufertraverse • Zwei Laufschaufeln der letzten Kompressorstufe, welche bei der Montage im Werk nicht exakt verstemmt wurden und dadurch axial gewandert und angestriffen waren (Bild 4 – Laufschaufel der Stufe 17) - Diese wurden durch neue Schaufeln ersetzt und vorschrifts mäßig verstemmt. Die Verstemmung der anderen Schaufeln wurde kontrolliert bzw. auch nachgearbeitet. • Eine Leitschaufel im Kompressor, welche um 180° gedreht montiert war (Bild 5) - Diese wurde demontiert, geprüft und korrekt installiert. • Kurzfristige Anfertigung einer Ersatzkonstruktion für das defekte Hydraulik-Werkzeug zum Lösen der Lastkupplung • Erhöhter Arbeitsaufwand zur Korrektur der GT-Strangausrichtung. Bild / Fig. 4 HSE In regelmäßigen „toolbox-meetings“ wurden alle sicherheitsrelevanten Themen zeitnah mit dem gesamten Team besprochen und die Einhaltung aller Vorschriften genauestens überwacht. Das Ergebnis zeigt einen unfallfreien Verlauf und eine Revision, die in allen Details den Vorstellungen des Kunden entsprach. Wir möchten die sehr gute Zusammenarbeit mit allen Beteiligten vor und während der Revision hervorheben. Eine hohe Kundenzufriedenheit ist der Beweis, dass die Anforderungen hinsichtlich Sicherheit, Termintreue, fachlicher Kompetenz und Wirtschaftlichkeit erfüllt werden. Dies konnten wir gemeinsam in Plattling zeigen und das ist unser Anspruch für zukünftige Projekte. Kari Suhonen Leiter Gasturbinenservice Fortum Wir möchten uns im Namen der Kraftwerk Plattling GmbH ganz herzlich für die erfolgreiche Durchführung der Heißgaswegeinspektion bedanken. Bei der Revision unserer GuD-Anlage wurden alle geplanten und die notwendigen ungeplanten Maßnahmen termingerecht und unfallfrei erledigt, der anschließende Probebetrieb unterbrechungsfrei absolviert und die Performance der Gasturbine verbessert. Als Hauptauftragnehmer für die GE 6FA+e Gasturbine, das Herzstück unserer Anlage, hat Ihr Team mit seinem hohen persönlichen Einsatz und seiner umfangreichen Fachkompetenz wesentlich zu diesem großartigen Erfolg beigetragen. Besonders hervorheben möchten wir • die vorbildliche Arbeitsweise in allen Belangen der Arbeitssicherheit Beispielhaft dafür sind die regelmäßigen Sicherheitsgespräche vor Kranarbeiten sowie die Sofortmaßnahmen nach einem Beinaheunfall mit einer Gasflasche • die hohe technische Kompetenz und Problemlösefähigkeiten Beispielhaft dafür sind die kostengünstige Fehlerbeseitigung an den Kompressorschaufeln, die Einstellung der IGVs, die Anpassung von Spezialwerkzeugen wie Rotortraverse und Riverhawk • die vertrauensvolle und konstruktive Zusammenarbeit aller Beteiligten von EAS, Fortum, KWP und EEP auf der Baustelle. Dafür gebührt Ihnen unsere Anerkennung, insbesondere Ihrem Baustellenteam mit seinen Verantwortlichen Christian Busch (Projektleitung), Juha Turkia und Thom ter Stege (Technical Advisor), Jukka Pippola (Schichtleiter), Timo Tervonen und Georg Kern (Befundaufnehmer/ Inspektor), Jari Kotilainen (MARK VI) und Adam Holden (Feldtechnik/EAS). Für die Zukunft wünschen wir Ihnen und uns weiterhin eine erfolgreiche und unfallfreie Zusammenarbeit. Geschäftsführung der KWP Thomas Schmidt und Rainer Bayerke Journal 37 The installation of some non-OEM turbine components, which had been assessed, obtained and made available by E.ON Energy Projects, delivered additional financial benefit for the customer. Savings of 50% could be realized with a quality of the parts, comparable or even better than standard parts. Challenges during disassembly and reassembly As part of the scope the team had to fix existing warranty claims as well as previously unknown defects due to quality issues during the manufacturing process by the OEM (Fig. 4, 5). Main work packages: • Modification and load test (in cooperation with a notified body) on the rotor lifting beam. • Removal of two blades on the last compressor stage (which had not been caulked properly during assembly at the manufacturer’s workshop and had therefore shifted and suffered some axial rubbing – see stage 17 blade in figure 4). The two blades were replaced by new ones properly caulked in accordance with manufacturer’s instructions. All other blades were checked for proper caulking, and some were reworked. • Removal of one guide vane in the compressor section, which had been installed in the wrong direction (turned 180°; see figure 5). This guide vane is now correctly installed. This vane and vanes in the area had been NDT tested. • A defective hydraulic tool needed to remove the load coupling was not working. A alternative tool had to be designed and manufactured. • Some extra work to correct GT alignment. HSE All safety issues were discussed promptly with the whole team during regular toolbox talks, and compliance with all rules and procedures had been continuously monitored. As a result, the project was without any accident and fulfilled the client’s expectations. Fig. / Bild 5 We would like to praise the great cooperation between everyone involved before, during and after the overhaul. The high level of customer satisfaction shows that all requirements in terms of safety, on-time project delivery, expertise and economic efficiency were fully met. This achivement at Plattling defines our ambition for future projects. Kari Suhonen Head of Gas Turbine Services Fortum On behalf of Kraftwerk Plattling GmbH we would like to thank you very much for the successful execution of the hot gas path inspection. All scheduled work and all necessary unscheduled activities were carried out as part of the CCGT overhaul on time and without any accidents. The test run was successful and the gas turbine‘s overall performance had been improved. The GT Team as the main contractor for this inspection showed a high motivation driven performance and an excellent level of Know-How. Therefore this team supported the great success of this outage in a significant way. Outstanding topics have been: • the working methods, especially in terms of health & safety (e.g. the regular safety audits prior to lifting activities and the measures taken immediately after a near-miss event) • the high level of technical expertise and problem-solving skills (e.g. best practise corrective actions on the compressor blades, the re-calibration of the IGVs, the modification of special tools like the rotor lifting beam and the Riverhawk hydraulic tools) • The constructive cooperation between all EAS, Fortum, KWP and EEP personnel on site. For this, you and especially your site team including Christian Busch (Project Manager), Juha Turkia and Thom ter Stege (Technical Advisors), Jukka Pippola (Shift Leader), Timo Tervonen and Georg Kern (inspectors), Jari Kotilainen (MARK VI) and Adam Holden (EAS field technician) deserve our appreciation. For the future, we wish you (and ourselves) that this successful and accident-free cooperation will be continued. KWP Management Thomas Schmidt and Rainer Bayerke 38 E.ON Anlagenservice An dieser Ausgabe wirkten mit: Ralf Nüchter Kesseldruckteil Boiler pressure part Andreas Schneidinger Kesseldruckteil Boiler pressure part Geschäftsbereich Apparate-/ Kesseltechnik Mechanical Technology Division Geschäftsbereich Apparate-/ Kesseltechnik Mechanical Technology Division T +49 2 09-6 01-55 41 M +49 1 73-6 01-44 97 T +49 2 09-6 01-84 88 M +49 1 73-6 01-48 89 Klemens Tenk Kesseldruckteil Boiler pressure part Arndt Fischer Konstruktion und Technik Mechanical Engineering Geschäftsbereich Apparate-/ Kesseltechnik Mechanical Technology Division Geschäftsbereich Maschinentechnik Rotating Technology Division T +49 2 09-6 01-84 86 M +49 1 73-6 01-49 17 T +49 2 09-6 01-82 89 M +49 1 75-1 89 29 20 Helmut Schlüter Generatoren Generators Michael Figge Generatoren Generators Geschäftsbereich Maschinentechnik Rotating Technology Division Geschäftsbereich Maschinentechnik Rotating Technology Division T +49 2 09-6 01-85 87 M +49 1 71-2 89 87 88 T +49 2 09-6 01-59 44 M +49 1 73-6 01-50 86 Journal 39 Contributing authors: Denis Schlieper Dampfturbinen Steam Turbines Ulrich Ziegler Dampfturbinen Steam Turbines Geschäftsbereich Maschinentechnik Rotating Technology Division Geschäftsbereich Maschinentechnik Rotating Technology Division T +49 2 09-6 01-83 55 M +49 1 51-15 16 11 92 T +49 9 11-68 04-4 91 M +49 1 60-97 82 47 10 Henry Koßmann Dampfturbinen Steam Turbines Michael Spodick Konstruktion & Technik Mechanical Engineering Geschäftsbereich Maschinentechnik Rotating Technology Division Geschäftsbereich Maschinentechnik Rotating Technology Division T +49 30-43 57-25 49 M +49 1 51-54 42 51 85 T +49 2 09-6 01-57 65 M +49 1 51-16 78 22 56 Christian Busch Gasturbinentechnik Gas Turbine Technology Geschäftsbereich Maschinentechnik Rotating Technology Division T +49 84 57-75-12 11 M +49 1 70-8 53 20 31 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