April 2013 Kundenmagazin/Customer Magazine - E.ON AG
April 2013 Kundenmagazin/Customer Magazine - E.ON AG April 2013 Kundenmagazin/Customer Magazine - E.ON AG
April 2013 Journal Kundenmagazin/Customer Magazine Ausgabe/Issue 20 Neuigkeiten und interessante Projekte News and project highlights
- Seite 2 und 3: 02 E.ON Anlagenservice Erfahrung, Q
- Seite 4 und 5: 04 E.ON Anlagenservice E.ON Anlagen
- Seite 6 und 7: 06 E.ON Anlagenservice Geschäftsbe
- Seite 8 und 9: 08 E.ON Anlagenservice Aufgerüstet
- Seite 10 und 11: 10 E.ON Anlagenservice Fortum Grang
- Seite 12 und 13: 12 E.ON Anlagenservice Kraftwerk Ki
- Seite 14 und 15: 14 E.ON Anlagenservice Über ein EA
- Seite 16 und 17: 16 E.ON Anlagenservice Funktionale
- Seite 18 und 19: 18 E.ON Anlagenservice Abb. 2 Siche
- Seite 20 und 21: 20 E.ON Anlagenservice Die hier anz
- Seite 22 und 23: 22 E.ON Anlagenservice Gemeinschaft
- Seite 24 und 25: 24 E.ON Anlagenservice Bild / Fig.
- Seite 26 und 27: 26 E.ON Anlagenservice UE Ultra-Tra
- Seite 28 und 29: 28 E.ON Anlagenservice Analyse und
- Seite 30 und 31: 30 E.ON Anlagenservice Kernkraftwer
- Seite 32 und 33: 32 E.ON Anlagenservice Kernkraftwer
- Seite 34 und 35: 34 E.ON Anlagenservice Bild / Fig.
- Seite 36 und 37: 36 E.ON Anlagenservice Stadtwerke D
- Seite 38 und 39: 38 E.ON Anlagenservice Österreich
- Seite 40 und 41: 40 E.ON Anlagenservice Turbinenlage
- Seite 42 und 43: 42 E.ON Anlagenservice Schwertransp
- Seite 44 und 45: 44 E.ON Anlagenservice Bei der Rout
- Seite 46 und 47: 46 E.ON Anlagenservice Unwucht Ausw
- Seite 48 und 49: 48 E.ON Anlagenservice niedertourig
- Seite 50 und 51: 50 E.ON Anlagenservice An dieser Au
<strong>April</strong> <strong>2013</strong><br />
Journal<br />
<strong>Kundenmagazin</strong>/<strong>Customer</strong> <strong>Magazine</strong><br />
Ausgabe/Issue 20<br />
Neuigkeiten und<br />
interessante Projekte<br />
News and<br />
project highlights
02 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Erfahrung, Qualität<br />
und umfassender Service<br />
Instandhaltung mit hohem Wirkungsgrad<br />
Christian Mehrhoff<br />
Leiter Vertrieb & Marketing<br />
Head of Sales & Marketing<br />
Mit langjähriger Erfahrung, umfassenden Fachkenntnissen<br />
und zuverlässiger Planung und Ausführung<br />
lassen sich beste Ergebnisse erzielen.<br />
Um Instandhaltungsmaßnahmen aber einen<br />
hohen Wirkungsgrad zu verleihen, kommt es auf die<br />
richtige Einstellung an und die Bereitschaft, mehr zu<br />
tun als unbedingt erforderlich.<br />
Wenn gravierende Schäden aufgetreten sind, ist<br />
die einfachste Lösung nur selten die beste. In den<br />
meisten Fällen gibt es andere Möglichkeiten als nur<br />
die schnelle Methode, den einfachen Austausch von<br />
Komponenten. Oft gilt „einfach und schnell“ auch nur<br />
für die Ausführung und wirkt sich durch langwierige<br />
Beschaffungs- und Betriebsunterbrechungszeiten<br />
für den Betreiber äußerst kostenintensiv aus.<br />
Die wirtschaftlichen Aspekte sind bei jeder<br />
Maßnahme eingehend zu betrachten. Daher<br />
entwickeln wir für die Beseitigung von Schäden<br />
alternative Vorgehensweisen, die individuell dem<br />
jeweiligen Bedarf angepasst sind.<br />
Das gehört zu einem umfassenden Service<br />
und damit bieten wir Maßarbeit statt Lieferungen<br />
und Leistungen von der Stange, ganz gleich, ob<br />
es um Großaufträge oder um kleinteilige Arbeiten<br />
geht.<br />
In dieser Ausgabe erfahren Sie u. a., was sich<br />
in unserer Gesellschaft verändert hat und wo wir<br />
unsere Leistungen ausgebaut haben. Außerdem<br />
setzen wir die Vorstellung von Diagnoseverfahren<br />
zur Früherkennung von Schäden fort.<br />
Ein Highlight erwartet Sie im November <strong>2013</strong>:<br />
der 1. EAS-Instandhaltungsworkshop für Ingenieure,<br />
Techniker, Meister und Einkäufer. Das Vortragsprogramm<br />
konzentriert sich auf wirtschaftliche<br />
Instandhaltung und innovative Lösungen Diese<br />
Themen wollen wir in anschließenden Fachgesprächen<br />
eingehend erörtern.<br />
Wenn Sie an einer Teilnahme interessiert sind,<br />
senden wir Ihnen gern ausführliche Informationen.<br />
Sprechen Sie uns einfach an.<br />
Experience, quality and<br />
comprehensive service<br />
High-efficiency maintenance<br />
Years of experience, extensive specialist know-how, meticulous<br />
planning and careful execution deliver first-class maintenance results.<br />
To achieve maximum efficiency, however, you need the right people<br />
with the right mindset and the willingness to go the extra mile.<br />
When serious damage has occurred, easy solutions are hardly ever<br />
the best way forward. In most cases, there will be alternatives to<br />
simply replacing the components affected. What is often praised as<br />
"quick & simple" is only the actual replacement and does not include<br />
the lengthy procurement processes and downtimes, which can be<br />
very costly for the operator.<br />
It is therefore important to take a closer look at the commercial<br />
effects of a maintenance project. When it comes to dealing with<br />
damage, EAS will always develop several options tailored to the<br />
specific situation. For us, this is part of the job.<br />
We offer bespoke solutions rather than off-the-shelf supplies and<br />
services, regardless of whether it's a major project or only a small<br />
contract.<br />
In this issue you can find out how our company has developed<br />
and where we have expanded our services, and we also continue our<br />
reports on early damage detection methods.<br />
In November <strong>2013</strong> we will be hosting an event you should highlight<br />
in your diaries: the first EAS maintenance workshop for engineers,<br />
technicians, foremen and procurement specialists. The presentations<br />
will focus on the commercial aspects of maintenance as well as new,<br />
innovative solutions. The topics will subsequently be addressed in<br />
expert discussions.<br />
If you would like to attend, please let us know. We will then send<br />
you further details.
Journal 03<br />
Inhaltsverzeichnis<br />
E.<strong>ON</strong> Anlagenservice Seite 04<br />
Veränderung im Management<br />
E.<strong>ON</strong> Anlagenservice Seite 06<br />
Servicecenter für Windenergieanlagen<br />
Geschäftsbereich Hydro & Wind Power<br />
Aufgerüstet Seite 08<br />
Gasturbinentechnik etabliert<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Fortum Grangemouth Seite 10<br />
Gasturbinen-Großrevision<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Kraftwerk Kirchmöser Seite 12<br />
Generatorrevision 2012<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Funktionale Anlagensicherheit Seite 16<br />
SIL & Sicherheitsrichtlinien<br />
Geschäftsbereich Elektro- und Leittechnik<br />
Gemeinschaftkraftwerk Kiel Seite 22<br />
Revision der MD-/ND-Teilturbine<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
UE Ultra-Trak 750 Seite 26<br />
Ultraschallmessung<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Analyse und Beurteilung Seite 28<br />
Kontaktlose Torsionsmessung<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Kernkraftwerke Seite 30<br />
Brennschneidversuch<br />
Geschäftsbereich Systemtechnik<br />
Kernkraftwerk Obrigheim Seite 32<br />
Nach 30 Jahren zurück ans Tageslicht<br />
Geschäftsbereich Systemtechnik<br />
Stadtwerke Duisburg Seite 36<br />
Turbinenrevision im Heizkraftwerk III<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Schwertransporte Seite 42<br />
Organisation bis ins Detail<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Unwucht Seite 46<br />
Auswuchten rotierender Bauteile<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
List of contents<br />
E.<strong>ON</strong> Anlagenservice Page 04<br />
Management changes<br />
E.<strong>ON</strong> Anlagenservice Page 07<br />
New service centre for wind turbines<br />
Hydro & Wind Power Division<br />
Upgrade Page 09<br />
Gas Turbine Technology Department well established<br />
Rotating Technology Division<br />
Fortum Grangemouth Page 11<br />
Major gas turbine overhaul<br />
Rotating Technology Division<br />
Kirchmöser power plant Page 13<br />
2012 generator overhaul<br />
Rotating Technology Division<br />
Functional plant safety Page 17<br />
SIL & safety directives<br />
E, C&I Technology Division<br />
Joint venture power plant in Kiel Page 23<br />
IP/LP turbine section overhaul<br />
Rotating Technology Division<br />
UE Ultra-Trak 750 Page 26<br />
Ultrasonic measurement<br />
Rotating Technology Division<br />
Analysis and assessment Page 29<br />
Non-contact torsion measurement<br />
Rotating Technology Division<br />
Nuclear power plants Page 31<br />
Flame cutting test<br />
Systems Technology Division<br />
Obrigheim power plant Page 33<br />
Brought back to daylight after 30 years<br />
Systems Technology Division<br />
Stadtwerke Duisburg Page 37<br />
Turbine overhaul at cogeneration plant<br />
Rotating Technology Division<br />
Heavy haulage Page 43<br />
Organised down to the last detail<br />
Rotating Technology Division<br />
Imbalance Page 47<br />
Balancing rotating machine parts<br />
Rotating Technology Division<br />
Titelfoto: ND-Turbinenrotor/Gemeinschaftskraftwerk Kiel<br />
On the cover: LP turbine rotor/Joint venture power plant in Kiel
04 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Veränderung im Management<br />
Seit dem 1. <strong>April</strong> <strong>2013</strong> gehört Maciej Brzoskowski zur Geschäftsführung<br />
der EAS. Als Managing Director wird er, gemeinsam mit Roel van der Stok/CEO,<br />
die weitere Entwicklung unserer Gesellschaft vorantreiben.<br />
Maciej Brzoskowski studierte Maschinenbau mit dem Abschluss Diplom-Ingenieur<br />
und absolvierte anschließend ein MBA-Studium. In den vergangenen elf Jahren<br />
war er in leitenden Positionen an internationalen E.<strong>ON</strong>-Standorten insbesondere<br />
für den strategischen Aufbau und die Marktpositionierung verantwortlich. Bevor<br />
er zu uns nach Gelsenkirchen kann, war er als Direktor Unternehmensentwicklung<br />
bei E.<strong>ON</strong> International Energy in Mumbai/Indien tätig.<br />
„Die EAS übte eine besondere Anziehungskraft auf mich aus und ich freue<br />
mich sehr, jetzt dabei zu sein. Imponiert hat mir die rasante Entwicklung und für<br />
vorteilhaft halte ich auch das Business-Modell mit der Ausrichtung auf interne<br />
und externe Kunden. Der weitere Aufbau der internationalen Aktivitäten und<br />
die Einführung neuer Produkte sind spannende Aufgaben, an denen ich gerne<br />
mitwirken werde.“<br />
Zum 31. März <strong>2013</strong> verließ unser ehemaliger Geschäftsführer, Stephan Frense, nach mehr als zwölf Jahren die EAS, um<br />
neue Herausforderungen in einer anderen Branche anzunehmen. Wir bedanken uns für seinen unermüdlichen Einsatz,<br />
mit dem er unsere Gesellschaft aufgebaut und zum Erfolg geführt hat und verabschieden uns mit den besten Wünschen<br />
für seine persönliche und berufliche Zukunft.<br />
E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Management changes<br />
Maciej Brzoskowski has been appointed member of the<br />
Board of Management of EAS, effective 1 <strong>April</strong> <strong>2013</strong>.<br />
As Managing Director he will join CEO Roel van der Stok<br />
in driving the further development of our company.<br />
Maciej Brzoskowski holds a degree in mechanical engineering and an MBA. Over the past 11 years he has worked in<br />
various senior positions at a number of E.<strong>ON</strong> units outside Germany where he was responsible above all for strategic<br />
development and market positioning. Before joining EAS in Gelsenkirchen, he was Director of Corporate Development at<br />
E.<strong>ON</strong> International Energy in Mumbai/India.<br />
"EAS has always held a strong attraction for me and I am now very pleased to be part of it. What has particularly<br />
impressed me is the company's rapid development, and I also believe that the business model with its focus on internal<br />
and external customers is very compelling. Further developing the company's international footprint and introducing<br />
new products are fascinating challenges which I am very much looking forward to."<br />
Stephan Frense, our former Managing Director, left EAS with effect from 31 March <strong>2013</strong> after more than 12 years with<br />
the company to take on new challenges in another sector. We would like to thank him for his tireless efforts in building<br />
our company and leading it to success and wish him all the best for his professional and personal future.
Journal 05<br />
E.<strong>ON</strong> Anlagenservice als Partner<br />
E.<strong>ON</strong> Anlagenservice as a partner<br />
29. Oktober 2012<br />
Im Rahmen des „RWE-Lieferantentages 2012“<br />
wurde E.<strong>ON</strong> Anlagenservice das Zertifikat<br />
als „Strategischer Lieferant“ des<br />
RWE-Konzerns verliehen.<br />
29 October 2012<br />
At the "RWE Suppliers Day 2012",<br />
E.<strong>ON</strong> Anlagenservice was awarded the<br />
RWE Group's "Strategic Supplier" certificate.<br />
11. Dezember 2012<br />
Hitachi, Ltd. zertifizierte das<br />
Qualitätsmanagementsystem<br />
von E.<strong>ON</strong> Anlagenservice in Bezug<br />
auf Speisewasser-Vorwärmer.<br />
11 December 2012<br />
Hitachi, Ltd. has certified<br />
E.<strong>ON</strong> Anlagenservice's quality<br />
management system for<br />
feedwater heaters.
06 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Geschäftsbereich Hydro & Wind Power<br />
Servicecenter für Windenergieanlagen<br />
Ende letzten Jahres stellte die EAS den Fachbereich „Service Wind Power“<br />
auf und integrierte ihn in den Geschäftsbereich Hydrotechnik. Mit der<br />
neuen Bezeichnung des Geschäftsbereichs „Hydro & Wind Power“ werden<br />
die Leistungen klar definiert.<br />
Bereits in den vergangenen Jahren wurden von<br />
einzelnen EAS-Geschäftsbereichen diverse Aufträge in<br />
Windkraftanlagen ausgeführt. Der wachsende Marktanteil<br />
von E.<strong>ON</strong> und die Energiewende verlangten jedoch die<br />
Bündelung der Aktivitäten in der EAS-Organisation und<br />
somit den Aufbau eines speziellen Fachbereichs mit<br />
entsprechenden Komplettleistungen. Dazu gehören<br />
• Beratung<br />
• Schadensanalyse<br />
• Lebensdauerberechnung<br />
• Technisches Claim-Management<br />
• Inspektion<br />
• Wartung<br />
• Instandsetzung<br />
• Optimierung<br />
• Fernüberwachung<br />
Die aktuelle Anfrage- und Auftragssituation macht<br />
den Bedarf an Leistungen für Windenergieanlagen<br />
deutlich. Seit einigen Monaten sind wir mit den<br />
Geschäftsbereichen Elektro-/Leittechnik und Apparate-/<br />
Kesseltechnik in Qualitätssicherungsmaßnahmen für<br />
den Bau von Offshoreanlagen eingebunden. Dabei geht<br />
es einerseits um die Kontrolle der Stahlkonstruktion von<br />
Fundament und Verbindungsstück (Transition Piece)<br />
bezüglich der planmäßigen Umsetzung, insbesondere<br />
aber um die Überprüfung der Schweißnähte. Andererseits<br />
kontrollieren wir die Seekabel – von der Ummantelung bis<br />
zu jedem einzelnen Strang – und die Umspannstationen<br />
(Substations).<br />
• Für das patentierte Verfahren der Blattwurzel-Reparatur<br />
an Vestas V47-Windkraftanlagen (wir berichteten im<br />
Journal Nr. 19) liegen weitere Anfragen aus Europa vor.<br />
• Im <strong>April</strong> <strong>2013</strong> haben wir einen Wartungsvertrag<br />
mit der dänischen Gesellschaft Global Investment<br />
A/S abgeschlossen, die auf Windenergieanlagen in<br />
Deutschland fokussiert ist. Es handelt sich dabei um<br />
einen Wartungsvertrag, der Fernüberwachung, zwei<br />
Revisionen/Jahr und Entstördienst beinhaltet.<br />
Hydrotechnik<br />
Das bereits etablierte Geschäft im Bereich Hydrotechnik<br />
entwickelt sich, auch im Ausland, weiterhin erfolgreich.<br />
• Bei einem Kunden in Österreich läuft zurzeit eine<br />
Großrevision von Turbine und Generator.<br />
• Für einen luxemburgischen Energieversorger führen wir<br />
eine elektrotechnische Modernisierung durch.<br />
Quelle: E.<strong>ON</strong> UK
Journal 07<br />
Quelle: E.<strong>ON</strong><br />
Hydro & Wind Power Division<br />
New service centre for wind turbines<br />
At the end of last year, EAS set up its wind power service unit<br />
which is part of the Hydro Technology Division. The new<br />
designation „Hydro & Wind Power“ clearly defines the Division‘s<br />
scope of services.<br />
In recent years, a number of EAS divisions have been<br />
awarded several contracts for work on wind turbines.<br />
E.<strong>ON</strong>'s growing market share in this segment and<br />
the transformation of Germany's energy system<br />
have made it necessary to pool these activities in a<br />
dedicated organisational unit within EAS which offers a<br />
comprehensive range of services including:<br />
• Consultancy services<br />
• Damage analysis<br />
• Service life calculations<br />
• Technical claims management<br />
• Inspections<br />
• Maintenance<br />
• Repair<br />
• Optimisation<br />
• Remote monitoring<br />
The current enquiry and contract situation reflects<br />
the growing need for wind turbine services. With<br />
the divisions E, C&I and Mechanical Technology EAS<br />
has been involved in quality assurance processes on<br />
offshore wind turbine construction projects for a number<br />
of months.<br />
The work includes checking the structural steelwork of<br />
the foundations and transition pieces to ensure they meet<br />
design requirements, and especially inspecting the welds.<br />
We also check the subsea cables – from the outer sheath to<br />
each strand – and inspect the substations.<br />
• We have received more enquiries from across Europe<br />
for our patented blade root repair method for Vestas<br />
V47 wind turbines (see Journal No. 19).<br />
• In <strong>April</strong> <strong>2013</strong>, we signed a maintenance contract with<br />
the Danish company Global Investment A/S, whose<br />
main business are wind turbines in Germany. The<br />
contract covers remote monitoring, two overhauls a<br />
year and on-call repair services.<br />
Hydro Technology<br />
Our Hydro Technology Department is continuing to<br />
successfully develop its business both in Germany and<br />
abroad.<br />
• At one of our customers in Austria we are currently<br />
completing a major overhaul on a turbine and generator.<br />
• For an energy supplier in Luxembourg we are performing<br />
executing an electrical system upgrade.
08 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Aufgerüstet<br />
Gasturbinentechnik<br />
etabliert<br />
Vor gut einem Jahr erweiterte der Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
sein Leistungsportfolio mit dem Service für Gasturbinen und positionierte<br />
den neuen Fachbereich in Irsching. Von dort aus agiert ein Expertenteam<br />
europaweit und herstellerunabhängig.<br />
Die Kompetenz der EAS-Gasturbinentechnik beruht einerseits auf<br />
fundiertem Fachwissen, andererseits aber auch auf umfassenden<br />
Erfahrungen mit unterschiedlichen Maschinentypen aus der<br />
Tätigkeit für Hersteller und Betreiber. Aus dieser Kombination<br />
ergeben sich optimale Voraussetzungen für qualitativ hochwertige<br />
und wirtschaftliche Leistungen, die in der Ausführung durch<br />
Kooperationen mit qualifizierten Partnern gewährleistet werden.<br />
Gerade in Zeiten knapper Budgets ist Effizienz gefragt. Langfristige<br />
Vollwartungsverträge mit dem Hersteller können zu den heutigen<br />
Rahmenbedingungen von den Betreibern kaum noch finanziert<br />
werden. Andererseits müssen entsprechende Maßnahmen getroffen<br />
werden, um die teilweise hochbelasteten Komponenten zu erhalten<br />
und die enormen Kosten aus eventuellen Nichtverfügbarkeiten von<br />
Anlagen abzuwenden.<br />
Dazu setzt die EAS-Gasturbinentechnik vielfältige Diagnoseverfahren<br />
ein, wie beispielsweise Boroskopie oder Volumenprüfung,<br />
und erzielt damit klare Vorteile für Betreiber.<br />
Boroskopie<br />
Die Technik der Boroskopie ist im Grunde nicht neu. Inzwischen<br />
wurde jedoch ein optisches 3-D-Messverfahren entwickelt, mit<br />
welchem sich beispielsweise Schaufelspiele mit einer Genauigkeit<br />
von 0,2 Millimeter reproduzierbar vermessen lassen. Diese Spiele<br />
haben einen maßgeblichen Einfluss auf die Leistung und den<br />
Wirkungsgrad der Maschine. Auf den Bildern ist die Messung des<br />
Spiels der zweiten Laufschaufelreihe gegenüber den so genannten<br />
Honeycombs dargestellt.<br />
In einem aktuellen Projekt – Austausch aller Heißgaskomponenten<br />
einer F-Klasse-Gasturbine, der neuesten Technologie von Gasturbinen<br />
– werden Laufschaufeln eines so genannten N<strong>ON</strong>-OEM`s eingesetzt,<br />
d. h. rotierende Komponenten werden in diesem Fall nicht vom<br />
Originalhersteller bezogen. Dabei sind besondere Maßnahmen zur<br />
Qualitätssicherung während der Fertigung, der Installation und im<br />
späteren Betrieb notwendig. Dies erfolgt im aufgeführten Beispiel<br />
u. a. durch das optische 3-D-Messverfahrens durch geeignete<br />
Boroskopöffnungen. Längere Stillstandszeiten werden dadurch<br />
vermieden.<br />
Darüber hinaus lässt sich jede Maschinenrevision mit dem<br />
Einsatz dieser Technologie im Vorfeld deutlich besser als in der<br />
Vergangenheit planen.<br />
Volumenprüfung<br />
Der Auslöser für dieses Prüfverfahren war ein erheblicher Schaden<br />
in einem Gasturbinenkraftwerk vor einigen Jahren. Aufgrund<br />
dieses Schadens analysierte das Allianz Zentrum für Technik (AZT)<br />
eingehend die Ursache.<br />
Dabei wurde festgestellt, dass mit den seinerzeit während der<br />
Herstellung des Getriebes eingesetzten Prüfverfahren derartige<br />
Fehlstellen nicht erkennbar wurden.<br />
Das AZT kam zu dem Resultat, dass diese Prüfungen nicht<br />
ausreichen und entwickelte daraufhin ein Verfahren, mit welchem<br />
das Volumen eines Zahnrads auf Einschlüsse und Fehlstellen<br />
untersucht werden kann. Gleichzeitig empfahl das AZT, diese Art<br />
der Prüfung auch in Bestandsanlagen regelmäßig durchzuführen.<br />
Die EAS-Gasturbinentechnik hat die Volumenprüfung schon seit<br />
Anfang des Jahres 2012 im Programm. Mit diesem Verfahren werden<br />
Befunde dokumentiert und die Kontrolle in bestimmten Intervallen<br />
wiederholt. Damit können Veränderungen kontinuierlich verfolgt und<br />
so auch beurteilt werden, ob und wann ein Austausch erforderlich ist.<br />
Das Problem bei einem Getriebeausfall liegt insbesondere in<br />
der Beschaffung von entsprechenden Ersatzteilen. Dies kann unter<br />
Umständen zu einem Stillstand von bis zu einem Jahr und damit zu<br />
einem Produktionsausfall in Millionenhöhe führen.<br />
Empfehlenswert ist es, bei den ersten Anzeichen von Unregelmäßigkeiten,<br />
die durch Volumenprüfungen erkannt werden, Ersatzteile<br />
zu beschaffen bzw. den Zugriff zu sichern.<br />
Die EAS-Gasturbinentechnik hat es sich zur Aufgabe gemacht,<br />
verfügbare Technologien und Diagnosemöglichkeiten zum Vorteil<br />
der Kunden einzusetzen. Durch die Früherkennung sich anbahnender<br />
Schäden und entsprechende Maßnahmen können problematische<br />
und kostenintensive Ereignisse vermieden werden.
Journal 09<br />
Upgrade<br />
Gas Turbine Technology Department<br />
well established<br />
About a year ago, the Rotating Technology Division of EAS extended<br />
its portfolio of services to include gas turbine support. The new department<br />
is based in Irsching near Ingolstadt. From there, a team of experts provides<br />
services for engines of different makes operated by clients across Europe.<br />
The Gas Turbine Technology Department’s expertise is based<br />
on sound specialist knowledge and extensive experience<br />
with different engine types gained in working for various<br />
manufacturers and operators. This expertise allows EAS to offer<br />
high-quality, efficient services in collaboration with qualified<br />
partners.<br />
Resources have to be used efficiently, particularly in times of<br />
tight budgets. These days, most operators can no longer afford longterm<br />
full-service contracts with OEMs. At the same time, however,<br />
it is important to ensure that critical components subjected to<br />
considerable stresses and strains are properly maintained and<br />
downtime-related costs are avoided.<br />
The Gas Turbine Technology Department of EAS uses a range of<br />
diagnostic methods including boroscope inspections and volume<br />
testing which deliver clear benefits to plant operators.<br />
Boroscope inspections<br />
Boroscope inspections are a well known technology. Today, however,<br />
there is a new optical 3D measurement technique in place which,<br />
among other things, allows to measure tip clearance in repetitious<br />
accuracy of < 0.2 mm. Tip clearance has a significant impact on<br />
engine performance and efficiency. The pictures are showing the<br />
measurement of 2 nd stage buckets to the shrouds (=honeycombs).<br />
As part of a project to replace all hot gas components of an<br />
F class gas turbine (the latest gas turbine technology), EAS is<br />
currently installing N<strong>ON</strong>-OEM blades. In other words for this project<br />
some rotating components are not purchased from the original<br />
manufacturer of the GT. Additional hold points are needed to ensure<br />
quality during fabrication, installation and condition monitoring<br />
during the operation period.<br />
In this project, quality assurance also involves optical 3D<br />
measurements with a sensor inserted through boroscope inspection<br />
ports. This helps to avoid extended engine downtimes.<br />
Use of this technology also allows engine overhauls to be<br />
scheduled more easily.<br />
Volume testing<br />
This inspection method was developed after a gas turbine power<br />
plant suffered severe damage a few years ago. The root cause of the<br />
incident was investigated by the Allianz Technology Centre (AZT)<br />
who established that the tests used at the time the gear train was<br />
built could not detect the defects in question.<br />
AZT found that the tests done were inadequate and therefore<br />
developed a method that allows the gear volume to be checked for<br />
inclusions and defects. AZT also recommended performing these<br />
tests on equipment in service.<br />
The Gas Turbine Technology Department has been offering volume<br />
testing since early 2012. The method is used to document findings<br />
and repeat inspections at regular intervals. This way, EAS can track<br />
changes and decide if and when components need to be replaced.<br />
The main problem with gear train failures is the procurement of<br />
spare parts which can lead to downtimes of up to a year and loss of<br />
production worth millions. Therefore, it is recommended to purchase<br />
or ensure quick access to spare parts when there are first signs of<br />
problems picked up by volume testing.<br />
The Gas Turbine Technology Department has set itself the task of<br />
using available technologies and diagnostic systems for the benefit<br />
of the client. Early detection of gradually developing defects and<br />
appropriate countermeasures can help avoid problematic and costly<br />
incidents.
10 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Fortum Grangemouth<br />
Gasturbinen-Großrevision<br />
Die EAS-Gasturbinentechnik/Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
bietet ein umfangreiches Leistungsspektrum, unter anderem die<br />
Fachkompetenz für Siemens- und GE-Maschinen und damit exakt<br />
die Voraussetzungen für die Revision einer V94.2.<br />
In Grangemouth/Schottland betreibt der finnische Energieversorger<br />
Fortum eine gasgefeuerte KWK-Anlage. Die Anlage wurde 2001 in<br />
Betrieb genommen und produziert hauptsächlich Dampf für den<br />
Chemiestandort Innovene Manufacturing Scotland (früher BP<br />
Grangemouth). Die überschüssige elektrische Energie wird in das<br />
schottische Netz eingespeist.<br />
Die dort eingesetzte Gasturbine (Typ Siemens V94.2 mit<br />
Abhitzekessel) hatte in 2012 eine Betriebsdauer von ca. 100.000<br />
äquivalenten Betriebsstunden erreicht, sodass bei der anstehenden<br />
Revision intensive Überprüfungen spezieller Komponenten im<br />
Hinblick auf Zeitstandsschädigung bzw. eine mögliche Laufzeitverlängerung<br />
(Lifetime Extension) erforderlich waren.<br />
Der Betreiber hatte sich bei der Vergabe des Auftrags gegen den<br />
OEM entschieden und den internen Service-Dienstleister Fortum<br />
Power Solution beauftragt. Fortum Power Solution ist bereits seit<br />
längerem Partner der EAS.<br />
Da die EAS-Gasturbinentechnik über fundierte Erfahrungen mit<br />
diesem Maschinentyp verfügt, erfolgte die Abwicklung gemeinsam,<br />
wobei EAS im Wesentlichen den technischen Support, speziell in der<br />
Planungsphase, eingebracht hat.<br />
Start der Revisionsplanung<br />
Unser erstes Meeting fand im <strong>April</strong> 2012 bei Fortum in Helsinki<br />
statt. Dieser Zeitpunkt war für eine Revision dieser Größenordnung,<br />
die bereits im August beginnen sollte, schon ziemlich<br />
spät. Allerdings standen ausführliche Dokumentationen zur<br />
Verfügung, sodass auf alle relevanten Punkte an der Maschine<br />
eingegangen werden konnte. Besondere Aufmerksamkeit galt<br />
Komponenten, welche mit langen Lieferzeiten belegt waren.<br />
Im Mai kam es zum ersten Ortstermin in Grangemouth. Das<br />
war für uns sehr wichtig, da die Platzsituation auf der Baustelle<br />
eine große Rolle für die Vorbereitung spielt. Außerdem sind,<br />
selbst bei baugleichen Maschinen, immer Veränderungen durch<br />
Anpassungen an den individuellen Bedarf möglich.<br />
Ein weiteres bedeutendes Thema, gerade bei Arbeiten in<br />
Anlagen der Petrochemie, waren die besonderen Arbeitssicherheitsmaßnahmen.<br />
Vorbereitungen in der Anlage<br />
Der nächste Termin vor Ort fand dann im Juni statt. Jetzt stand,<br />
gemeinsam mit dem Fortum-Team, die Organisation der Fremdfirmen<br />
für die mechanische Bearbeitung, Wärmebehandlung usw.<br />
sowie die Bereitstellung von Maschinenhauskran, Mobilkranen,<br />
Gabelstapler etc. an.<br />
Im Juli begann die Baustellenvorbereitung. Die Baustelle wurde<br />
eingerichtet und die ersten Sicherheitsunterweisungen durchgeführt,<br />
sodass die Revision planmäßig beginnen konnte. Sämtliche<br />
Abläufe waren so organisiert, dass nahezu alle Reparaturmaßnahmen<br />
auf einem nahe der Anlage eingerichteten Montageplatz, ohne<br />
Zeitverluste, durchgeführt werden konnten.<br />
Revision<br />
Die Gasturbine wurde am 1. August abgestellt und nach Durchführung<br />
aller erforderlichen Arbeiten, einschließlich zusätzlicher ZfP-<br />
Maßnahmen, Wärmebehandlungen und diverser Anpassungsarbeiten,<br />
wieder in Betrieb genommen. Durch Verzögerungen im Bereich<br />
des Abhitzekessels konnte die Gasturbine nicht planmäßig am<br />
9. September, sondern erst am 10. September, also mit einem Tag<br />
Verspätung, wieder angefahren werden.<br />
Fazit<br />
Obwohl nur eine relativ knappe Vorlaufzeit zur Verfügung stand,<br />
verlief die gesamte Revision im zeitlichen und finanziellen Rahmen<br />
und durch eingehende Unterweisungen sowie zielgerichtete<br />
Sicherheitsmaßnahmen auch ohne Arbeitsunfälle. Zurückzuführen<br />
ist das insbesondere auf die sehr gute, disziplinierte und konstruktive<br />
Zusammenarbeit aller Beteiligten. Eine Partnerschaft mit Fortum<br />
Power Solution ist auch in künftigen Projekten angedacht.
Journal 11<br />
Fortum Grangemouth<br />
Major gas turbine overhaul<br />
The Gas Turbine Technology Department of the EAS Rotating Technology Division<br />
offers a comprehensive range of services which include, among other things,<br />
specialist services for Siemens and GE engines. The Department is thus well<br />
equipped for performing V94.2 overhauls.<br />
Fortum, the Finnish energy company, operates a gas-fired cogeneration<br />
plant near the Scottish town of Grangemouth. It was<br />
commissioned in 2001 and produces mainly steam for Innovene<br />
Manufacturing Scotland (previously BP Grangemouth), a petrochemicals<br />
company. The surplus electricity is fed into the Scottish grid.<br />
In 2012, the gas turbine at the site (a Siemens V94.2 with a waste<br />
heat boiler) had reached an equivalent of some 100,000 operating<br />
hours, so it was time to thoroughly inspect a number of key<br />
components for wear and tear as part of the next overhaul to decide<br />
on a possible lifetime extension.<br />
The operator had decided not to award the contract to the OEM<br />
but to use its internal service provider, Fortum Power Solution,<br />
instead. Fortum Power Solution and EAS have been partners for<br />
some time. As the EAS Gas Turbine Technology Department can<br />
draw on extensive experience with this type of engine, the project<br />
was executed jointly, with EAS providing mainly technical support,<br />
especially during the planning phase.<br />
Start of overhaul planning<br />
The first meeting took place at Fortum in Helsinki in <strong>April</strong> 2012, which<br />
was already a little late for an overhaul of this size scheduled for early<br />
August. However, there was sufficient documentation so all relevant<br />
engine specifics could be discussed in detail. Special attention was<br />
given to components with long lead times.<br />
The first site visit in Grangemouth took place in May. This was<br />
crucial because the layout and space available on site were important<br />
for project preparations. Also, even engines of same type almost<br />
always require some changes to be made to meet specific customer<br />
needs.<br />
Another important topic, particularly for a petrochemical site, was<br />
occupational safety and the measures to be taken in this respect.<br />
Preparations on-site<br />
At the next site meeting in June, EAS and the Fortum team organised<br />
the contractors for machining, heat treatment etc. and the provision<br />
of the machine hall crane, mobile cranes, forklifts, etc.<br />
Preparations on site began in July. Site installations were set up<br />
and the first safety briefings given so that the overhaul could start<br />
according to schedule. Work processes were organised to allow<br />
almost all repairs to be carried out without loss of time at an assembly<br />
site set up in the immediate vicinity of the engine.<br />
Overhaul<br />
The gas turbine was stopped on 1 August and restarted after all<br />
necessary work including additional non-destructive testing, heat<br />
treatment and various adjustments had been completed. Owing<br />
to delays in the area of the waste heat boiler, the turbine was not<br />
restarted on 9 September as originally scheduled but only a day later<br />
on 10 September.<br />
Conclusion<br />
Although there was only relatively little time for preparations,<br />
the whole overhaul was completed on time and on budget and –<br />
thanks to the safety briefings and specific safety measures taken –<br />
without any accidents. This success is attributable above all to the<br />
excellent, disciplined and constructive cooperation between all sides<br />
involved. EAS plans to continue its partnership with Fortum Power<br />
Solution on future projects.
12 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Kraftwerk Kirchmöser<br />
Generatorrevision 2012<br />
Die GuD-Anlage im Kraftwerk Kirchmöser, Brandenburg, erzeugt mit<br />
zwei Gasturbinen und einer Dampfturbine eine Nennleistung von 160 MW.<br />
Seit 1994 liefert das Kraftwerk zuverlässig elektrische Energie für die<br />
Deutsche Bahn <strong>AG</strong>. Um diese Zuverlässigkeit zu gewährleisten, stand 2012<br />
eine Revision des Gasturbinengenerators GT 12 auf dem Instandhaltungsplan.<br />
Nach der erfolgreichen und fristgemäßen Revision des Dampfturbinen-<br />
Generators DT 10 im Jahr 2011 (s. Journal Ausgabe 18), erhielt der<br />
Fachbereich Generatoren/EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
den Auftrag, in 2012 auch den Generator der Gasturbine GT 12 zu<br />
revidieren (Bild 1).<br />
Technische Daten GT 12<br />
Typ Siemens, BLRI 155/52-10<br />
Baujahr 1994<br />
Scheinleistung<br />
68,75 MVA<br />
Strom<br />
63,95 A<br />
Spannung 10,75 kV (+7,5 % -5 %)<br />
Drehzahl<br />
1000 U/min<br />
Frequenz<br />
16 2/3 Hz<br />
Leistungsfaktor cos phi 0,80<br />
Innere Schaltleistung der<br />
Ständerwicklung/Nutzahl 2 parallele Zweige/48 Nuten<br />
Nennerregerstrom für<br />
Nennleistung<br />
730 A<br />
Erregerspannung<br />
390 V<br />
Aufgrund der schon in 2011 durchgeführten Inspektion und<br />
Befundung an dieser Maschine (Kontrolle der Gleitlager, US- und<br />
FE-Prüfung) waren die erforderlichen Maßnahmen zum größten Teil<br />
bekannt. Der Induktor sollte auch in diesem Fall zur Überholung ins<br />
Werk geschickt werden.<br />
Die Arbeiten vor Ort begannen mit dem Abheben des 148 t<br />
schweren Ständeroberteils über eine Anhebetraverse mit dem<br />
Maschinenhauskran, um dann auch den Induktor herauszuheben<br />
(Bild 2).<br />
Zunächst wurden Induktor und Generatorständer visuell<br />
kontrolliert und elektrische Messungen durchgeführt. Anschließend<br />
erfolgten die Vorbereitung und Verladung des 106 t schweren<br />
Induktors für den Transport zum Werk.<br />
An der Gasturbine GT 12 hatten wir bereits in 2011 eine komplette<br />
Revision der Nebenanlagen durchgeführt und einen Öltausch am<br />
Hauptöltank vorgenommen. Die Motoren, der Generatorkühler,<br />
der Kühler des Wellendrehmotors sowie alle für die Ölversorgung<br />
relevanten Pumpen sind zu diesem Zeitpunkt überholt worden.<br />
Somit fokussierte sich die Revision 2012 insbesondere auf<br />
elektrische Diagnosemessungen (Hochspannungsprüfung inkl.<br />
Tangens Delta-Messungen und Teilentladungsmessungen) und<br />
Befundungen am Generatorständer.<br />
Ein wesentlicher Bestandteil der aufwändigen und zeitintensiven<br />
Arbeiten entfiel auf die Zwischenisolierung (mehrschichtige<br />
Isolierung zwischen Ständeroberteil und -unterteil), die massive<br />
Schäden aufwies und komplett erneuert werden musste (Bild 3).<br />
Die Nutverschlusskeile wurden nach Herstellervorgabe durch<br />
spiralförmiges Abdrücken überprüft.<br />
Während der Revision 2012 erhielten die Ableitungen der<br />
beiden Gasturbinengeneratoren GT 12 und GT 11 (wie zuvor der<br />
Dampfturbinengenerator DT 10/Revision 2011) Koppelkondensatoren<br />
(Bild 4).<br />
Bild / Fig. 1 Bild / Fig. 2
Journal 13<br />
Kirchmöser power plant<br />
2012 generator overhaul<br />
The Kirchmöser CCGT power plant in Brandenburg is equipped with two<br />
gas turbines and a steam turbine generating a nominal output of 160 MW.<br />
Since 1994, the power plant has been reliably supplying traction power to<br />
Deutsche Bahn, the German railway operator. To maintain this reliability,<br />
the GT 12 gas turbine generator had been scheduled for overhaul in 2012.<br />
After the successful overhaul of the DT 10 steam turbine generator<br />
completed on time in 2011 (see Journal No. 18), the contract for the<br />
GT 12 gas turbine generator overhaul in 2012 was again awarded<br />
to the Generator Department of the EAS Rotating Technology<br />
Division (Fig. 1).<br />
GT 12 gas turbine details<br />
Type Siemens, BLRI 155/52-10<br />
Year built 1994<br />
Apparent power<br />
68.75 MVA<br />
Current<br />
63.95 A<br />
Voltage 10.75 kV (+7.5 % -5 %)<br />
Speed<br />
1,000 rpm<br />
Frequency<br />
16 2/3 Hz<br />
Power factor cos phi 0.80<br />
Internal switching capacity<br />
of stator winding/No. of grooves 2 parallel branches/48 grooves<br />
Nominal excitation current<br />
for nominal output<br />
730 A<br />
Excitation voltage<br />
390 V<br />
Following the overhaul of this engine in 2011 (inspection of journal<br />
bearings including US/FE testing) most of the activities to be<br />
performed were already known. Again, the inductor was to be sent to<br />
the workshop for a general overhaul.<br />
Work on site started with the removal of the 148-tonne upper part<br />
of the stator, which was attached to a spreader beam so that it could<br />
be lifted by the turbine hall crane (Fig. 2). The next step then was to<br />
remove the 106-tonne inductor.<br />
The inductor and generator stator underwent visual inspections<br />
followed by electrical tests. The inductor was prepared for<br />
transportation and then shipped to the workshop.<br />
The GT 12 gas turbine had already undergone a full overhaul of<br />
its ancillary systems in 2011, which also included replacing the oil in<br />
the main oil tank. The motors, the generator cooler, the shaft motor<br />
cooler and all pumps required for oil supply were overhauled at the<br />
time. For this reason the 2012 overhaul focussed mainly on electrical<br />
diagnostic measurements (high-voltage tests including tangent<br />
delta and partial discharge measurements) and investigations on the<br />
generator stator.<br />
The replacement of the heavily damaged multi-layer insulation<br />
between the top and bottom parts of the stator accounted for<br />
a large part for the extensive and time-consuming work (Fig. 3).<br />
The slot wedges were checked in a spiral pattern according to the<br />
manufacturer's instructions.<br />
As part of the 2012 overhaul the bus ducts of the two GT 12 and<br />
GT 11 gas turbine generators were fitted with coupling capacitors (as<br />
was the DT 10 steam turbine generator in 2011/Fig. 4).<br />
This allows using an EAS-owned instrument for diagnosis over<br />
extended periods during generator operation to detect any changes<br />
or defects at an early stage. As a result, the windings and insulation<br />
systems of all three engines at the Kirchmöser power plant can now<br />
be monitored very precisely.<br />
Fig. / Bild 3 Fig. / Bild 4
14 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Über ein EAS-eigenes Messgerät können jetzt online, während<br />
des Betriebes, Langzeitdiagnosen durchgeführt und Schäden bzw.<br />
Veränderungen frühzeitig festgestellt werden. Damit ist eine präzise<br />
Überwachung der Wicklungen und Isolationssysteme aller drei<br />
Maschinen im Kraftwerk Kirchmöser gewährleistet.<br />
Der zur Gasturbine GT 12 gehörige 50 Hz-Wellengenerator wurde<br />
ebenfalls visuell durch Endoskopie inspiziert und an Induktor und<br />
Ständer elektrische Messungen durchgeführt.<br />
Schwierigkeiten traten beim Öffnen der Kupplung zum<br />
Wellengenerator auf. Die Spannschrauben ließen sich demontieren,<br />
die Passhülsen in den Kupplungsbohrungen waren festgefressen.<br />
Daher konnten die Hülsen nur zerstörend, durch Einsatz spezieller<br />
Maschinen, ausgespindelt und durch neue ersetzt werden (Bild 5, 6,<br />
7).<br />
Derartige Vorkommnisse werden von uns schon im Vorfeld<br />
einer Revision einkalkuliert und sind Bestandteil einer präzisen<br />
Ablaufplanung. Nur so können wir, wie es hier der Fall war, schnell<br />
reagieren, das Problem lösen und den zusätzlichen Zeitaufwand so<br />
gering wie möglich halten.<br />
Induktor und Ständer des Reserve-Wellengenerators wurden<br />
ebenfalls inspiziert und anschließend wieder verpackt. Falls ein Defekt<br />
an einem der beiden Wellengeneratoren der Gasturbinen GT 11 oder<br />
GT 12 auftreten sollte, kann ein zügiger Austausch vorgenommen<br />
werden und das Anfahren der entsprechenden Gasturbine wird<br />
sichergestellt.<br />
Nach der Rücklieferung und dem Einbau des Induktors<br />
wurden zum Abschluss die aktuellen Werte gemessen und der<br />
Gasturbinengenerator GT 12 dem Kraftwerk Kirchmöser, nach<br />
planmäßigem Revisionsverlauf, termingerecht wieder zur Verfügung<br />
gestellt.<br />
Bild / Fig. 5<br />
Bild / Fig. 6<br />
Wir erwarten von einem Serviceunternehmen Zuverlässigkeit, einen<br />
hohen Leistungsstandard, Termintreue und selbstverständlich die<br />
Einhaltung aller Arbeitssicherheitsvorschriften.<br />
Der Fachbereich Generatoren/EAS Maschinentechnik hat mit der<br />
planmäßigen und einwandfreien Durchführung der Generatorrevision<br />
GT 12 unsere Erwartungen absolut erfüllt.<br />
Hervorzuheben ist die Flexibilität bei der Abarbeitung von Befunden.<br />
Das betrifft die Lösungsfindung ebenso wie die Ausführung. Bei<br />
Bedarf wurden unverzüglich Spezialfirmen hinzugezogen, sodass keine<br />
Terminverlängerungen erforderlich wurden.<br />
Schnelle und überlegte Reaktionen auf Veränderungen im Ablauf sowie<br />
die konstruktive Zusammenarbeit auf allen Ebenen führten zu einem<br />
reibungslosen Gesamtverlauf der Revision.<br />
Mit dem Ergebnis sind wir sehr zufrieden.<br />
Hendrik Nittke<br />
Leiter Service<br />
Kraftwerk Kirchmöser
Journal 15<br />
The 50 Hz shaft generator belonging to the GT 12 gas turbine was<br />
also checked visually using a boroscope, and electrical measurements<br />
were carried out on the inductor and the stator.<br />
There were some difficulties when the shaft generator coupling<br />
was opened. The clamping bolts could be removed but the sleeves<br />
had seized inside the coupling bores. They therefore had to be<br />
destroyed to be removed by special machinery and replaced by new<br />
ones (Fig. 5, 6, 7).<br />
These kinds of difficulties are usually factored in when it comes<br />
to defining the work schedule before the start of an overhaul. This<br />
allows EAS to respond quickly, as in this case, and solve the problem<br />
while keeping any delay as short as possible.<br />
The inductor and stator of the spare shaft generator were also<br />
inspected and then packed up again. Having a spare shaft generator<br />
on site will keep downtimes to a minimum if either of the shaft<br />
generators of the GT 11 or GT 12 gas turbines suffers any damage<br />
because it can then be replaced and the turbine restarted without<br />
much delay.<br />
After shipment of the inductor back to site, installation and<br />
completion of the full overhaul, the new values were measured and<br />
the GT 12 gas generator handed back to the operator on schedule.<br />
Fig. / Bild 7<br />
Fig. / Bild 8<br />
What we expect from a service provider is reliability, high performance standards, adherence<br />
to schedules and, of course, compliance with all safety rules and regulations.<br />
The GT 12 generator overhaul carried out by the Generator Department of the EAS Rotating<br />
Technology Division has fully met all our expectations.<br />
Particularly noteworthy is the team‘s flexibility in processing results both in terms of finding<br />
solutions and getting the work done. Where necessary EAS retained specialist contractors<br />
without delay so there was no need to extend the project timeline.<br />
Swift and well-considered reactions to changes in the work processes and constructive<br />
cooperation on all levels ensured smooth completion of the entire overhaul.<br />
We are very happy with the results.<br />
Hendrik Nittke<br />
Head of Service<br />
Kirchmöser Power Plant
16 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Funktionale Anlagensicherheit<br />
SIL & Sicherheitsrichtlinien<br />
Weil Prozessanlagen sicher betrieben werden müssen - zum Schutz<br />
von Mensch und Umwelt - ist das Thema funktionale Sicherheit mit<br />
seinem Synonym „SIL“(Sicherheitsintegritätslevel) ein fester Bestandteil<br />
im Geschäftsbereich Elektro- & Leittechnik geworden.<br />
Im privaten Umfeld ist der Begriff „up to date“ im allgemeinen<br />
Sprachgebrauch fest verankert. Und wer möchte nicht mit der<br />
Zeit gehen und auf die neusten Errungenschaften in einer modernen<br />
Welt zurückgreifen? Hierbei sind nicht nur Handy oder Tablet-<br />
PC gemeint, man denke nur mal an technische Innovationen die<br />
unsere Sicherheit erhöhen, wie z. B. Airbag, ABS und ESP-Systeme in<br />
Kraftfahrzeugen.<br />
Aber wie sieht es in diesem Zusammenhang mit der funktionalen<br />
Sicherheit bei Energieerzeugungs- und Prozessanlagen aus? Hier<br />
spricht man vom „Stand der Technik“ mit besonderer Bedeutung für<br />
die Schutz- und Sicherheitseinrichtungen.<br />
Auch hier bleibt die Entwicklung nicht stehen. Erkenntnisse aus<br />
den Folgen katastrophaler Industrieunfälle in der Vergangenheit,<br />
aufgrund von fehlenden oder fehlerhaften sicherheitstechnischen<br />
Schutzeinrichtungen, waren u. a. Triebfeder für neue Bestimmungen<br />
und Gesetze.<br />
Nehmen wir nur einmal den Giftgasunfall von Seveso (Italien)<br />
oder die Katastrophe von Bhopal (Indien). Das Seveso-Ereignis<br />
führte zur Einführung der gleichnamigen Richtlinie, umgesetzt als<br />
Störfallverordnung in das deutsche Recht.<br />
Im Zuge der Globalisierung der europäischen Märkte entstanden<br />
weitere EU- Sicherheitsrichtlinien, die mit dem Produktsicherheitsgesetz<br />
und seinen zugehörigen Verordnungen ebenfalls in<br />
nationales Recht umgesetzt wurden und die Grundlage für unseren<br />
heutigen rechtlichen Rahmen in Puncto Sicherheit bilden (Beispiel<br />
s. Abb. 1).<br />
Bei der Konkretisierung der gesetzlichen Bestimmungen helfen<br />
harmonisierte Normen und Regelwerke, deren Anwendung eine<br />
Konformitätsvermutung, d. h. eine Übereinstimmung mit den<br />
Sicherheitsanforderungen der zugehörigen EU-Richtlinie bewirken<br />
kann.<br />
Hersteller müssen den Sicherheitsstandard von Produkten mit<br />
einer entsprechenden Konformitätserklärungen und der CE-Kennzeichnung<br />
europaweit nachweisen.<br />
Funktionale Sicherheit elektrischer Systeme (SIL)<br />
nach dem „Stand der Technik“<br />
In Europa ist die DIN EN 61508 für die Anlagensicherheit zu einer<br />
der wichtigsten Sicherheitsnormen mit weltweiter Beachtung geworden.<br />
Elektrische, elektronische oder programmierbare elektronische<br />
Systeme (Komponenten), die für die Ausführung von<br />
sicherheitstechnischen Funktionen eingesetzt werden, müssen erhöhten<br />
Anforderungen in Bezug auf ihre Fehlersicherheit entsprechen<br />
und werden anhand eines so genannten Sicherheitsintegritätslevels<br />
(SIL) 1-4 klassifiziert.<br />
Was bedeutet Sicherheitsintegritätslevel?<br />
Ein Sicherheitssystem besteht in der Regel aus mehren zusammenwirkenden<br />
Komponenten (z. B. Sensor, Logikeinheit, Aktor) und<br />
hat die Aufgabe, das mögliche Risiko einer Anlage oder Maschine<br />
so weit zu reduzieren, bis ein tolerierbares Restrisiko erreicht wird.<br />
Mit steigender Sicherheitseinstufung SIL 1-4 erfolgt jeweils eine<br />
Risikoreduzierung um den Faktor 10.<br />
Der Sicherheitsintegritätslevel bezieht sich dabei auf die<br />
Ausfallwahrscheinlichkeit im Anforderungsfall (PFD-Wert), d. h. die<br />
durchschnittliche Wahrscheinlichkeit, mit der ein Sicherheitssystem<br />
genau in dem Moment ausfällt, in dem diese Sicherheitsfunktion<br />
benötigt wird. Hierbei ist SIL 4 die höchste Sicherheitsstufe<br />
(Abb. 2). Entscheidend dabei ist die Tatsache, dass alle Komponenten<br />
in dem Sicherheitskreis (Sensor, Logikeinheit, Aktor) geeignet<br />
sind, um das geforderte Sicherheitsniveau zu erfüllen, z. B. SIL 3.<br />
Damit soll einer unzureichenden Auslegung mit ungeeigneten<br />
Komponenten und somit einem möglichen Versagen der Sicherheitseinrichtung<br />
entgegengewirkt werden. Diese Eignung muss<br />
anhand einer Nachweisberechnung dokumentiert werden.<br />
Die DIN EN 61508 ist die Basisnorm für weitere wichtige Sicherheitsnormen,<br />
wie z. B. die DIN EN 61511 „Funktionale Sicherheit<br />
sicherheitstechnischer Systeme für die Prozessindustrie“ oder die<br />
DIN EN 50156 „Elektrische Ausrüstung von Feuerungsanlagen“.<br />
Abb. 1<br />
EG-Richtlinien<br />
Niederspannungsrichtline<br />
2006/95/EG<br />
Maschinenrichtlinie<br />
2006/42/EG<br />
Explosionsschutzrichtlinie<br />
94/9/EG<br />
Druckgeräterichtlinie<br />
97/23/EG<br />
Nationale Umsetzung<br />
01. ProdSG - Niederspannungsverordnung<br />
09. ProdSG - Maschinenverordnung<br />
11. ProdSG - Explosionsschutz-Verordnung<br />
14. ProdSG - Druckgeräte-Verordnung
Journal 17<br />
Functional plant safety<br />
SIL & safety directives<br />
Process plants have to be operated safely to protect man and<br />
the environment. This is why functional safety and its synonym SIL<br />
(Safety Integrity Level) have become an inherent part of the<br />
E,C&I Technology Division‘s business activities.<br />
These days, it is ever more important for people to stay "up to speed"<br />
with the latest trends and technologies. And who wouldn't want to<br />
move with time and be able to use the latest comforts of a modern<br />
world? Not just mobile phones and tablet PCs, but also safety features<br />
such as airbags and ABS/ESP systems in cars.<br />
But what about the functional safety of energy generation and<br />
process plants? The concept used here is "state of the art", which<br />
focuses above all on protection and safety systems.<br />
In this area, too, development isn't standing still. It was, among<br />
other things, the lessons learnt from major industrial accidents<br />
caused by defective or a lack of safety systems that prompted new<br />
safety rules and regulations. Two such accidents were the industrial<br />
gas disaster in Seveso (Italy) and the catastrophe at a chemical plant<br />
in Bhopal (India). The Seveso incident led to the directive of the same<br />
name, which has been transposed into German law as the Major<br />
Accident Ordinance.<br />
As European markets became globalised, new EU safety directives<br />
were translated into German law by the Product Safety Act and its<br />
accompanying ordinances, which today provide the basis for German<br />
safety legislation (see Table 1 for examples).<br />
Harmonised standards and sets of rules and regulations can<br />
help to make statutory requirements more specific as they promote<br />
conformity, i.e. compliance with the safety requirements of the<br />
relevant EU directive. Manufacturers have to demonstrate compliance<br />
with safety standards by issuing declarations of conformity and<br />
placing the CE mark on their products everywhere in Europe.<br />
Functional safety of electrical systems (SIL)<br />
according to the "state of the art"<br />
Across Europe, the European standard EN 61508 for plant safety has<br />
become one of the most important safety standards. It has gained<br />
worldwide recognition.<br />
Electrical, electronic or programmable electronic systems (components)<br />
performing safety functions have to meet increasingly<br />
stringent requirements in terms of their fail-safe design. They are<br />
classified into safety integrity levels (SIL 1 - 4).<br />
What does safety integrity level mean?<br />
A safety system usually comprises several interacting components<br />
(e.g. a sensor, a logical unit and an actuator) and is designed to<br />
reduce the hazards associated with a plant or machine to a tolerable<br />
residual risk. For each higher safety category (SIL 1-4) the risk is<br />
reduced by a factor of 10.<br />
The safety integrity level describes what is known as the Probability<br />
of Failure on Demand (PFD), which is the average probability that<br />
a safety system will fail in the very moment the safety function is<br />
needed. SIL 4 is the highest safety level (Table 2). What is important<br />
is that all components of a safety circuit (sensor, logical unit<br />
and actuator) are designed to meet the required safety category,<br />
e.g. SIL 3. This is to ensure that a safety system does not contain<br />
inappropriate components that may cause it to fail. Suitability has<br />
to be verified by calculations, which have to be documented.<br />
EN 61508 is intended as a basic functional safety standard<br />
for other important safety standards such as EN 61511 "Functional<br />
safety - Safety instrumented systems for the process industry<br />
sector" or EN 50156 "Electrical equipment for furnaces and ancillary<br />
equipment".<br />
Potential risks have to be identified and evaluated<br />
All of the above standards require hazard and risk assessments to be<br />
made before and/or during the design stage of a project. The safety<br />
analysis of a plant can be performed using various methods.<br />
For electrical, control and instrumentation systems there is the<br />
risk graph method (Table 3).<br />
Table 1<br />
EC Directives<br />
Low Voltage Directive<br />
2006/95/EC<br />
Machinery Directive<br />
2006/42/EV<br />
Explosion Protection Directive<br />
94/9/EC<br />
Pressure Equipment Directive<br />
97/23/EC<br />
German law<br />
Low Voltage Ordinance (1st Ordinance<br />
Implementing the Product Safety Act)<br />
Machinery Ordinance (9th Ordinance<br />
Implementing the Product Safety Act)<br />
Explosion Protection Ordinance (11th Ordinance<br />
Implementing the Product Safety Act)<br />
Pressure Equipment Ordinance (14th Ordinance<br />
Implementing the Product Safety Act)
18 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Abb. 2<br />
Sicherheitsintegritätslevel -<br />
Ausfallgrenze für eine<br />
Sicherheitsfunktion (Low<br />
demand mode)<br />
Sicherheitsintegritätslevel<br />
(SIL)<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
Mittlere Wahrscheinlichkeit eines gefahrbringenden Ausfalls bei<br />
Anforderung der Sicherheitsfunktion (PFD avg<br />
)<br />
≥ 10 -5 bis < 10 -4<br />
≥ 10 -4 bis < 10 -3<br />
≥ 10 -3 bis < 10 -2<br />
≥ 10 -2 bis < 10 -1<br />
Gefahrenpotentiale müssen erkannt und bewertet werden<br />
Übereinstimmend wird in den vorgenannten Normen die Durchführung<br />
von Gefahren- und Risikobeurteilungen vor bzw. während<br />
der Entwurfsphase eines Projekts gefordert. Für die sicherheitstechnische<br />
Bewertung einer Anlage können unterschiedliche<br />
Methoden angewandt werden.<br />
Für EMSR-Schutzeinrichtungen bietet sich die Methode Risikograph<br />
(Abbildung 3) an. Bei diesem Verfahren werden die Gefahrenpotentiale,<br />
die von Prozessanlagen, Anlagenteilen oder Maschinen<br />
ausgehen, identifiziert, anhand der Parameter Schadensausmaß,<br />
Gefahrenabwendung, Aufenthaltsdauer und Eintrittswahrscheinlichkeit<br />
bewertet und einem Sicherheitsintegritätslevel<br />
(SIL)1-4 zugeordnet.<br />
Von Anlagen oder Anlagenteilen gehen unterschiedliche Risiken<br />
aus. Die sicherheitstechnischen Anforderungen müssen immer<br />
anlagen- bzw. projektspezifisch beurteilt werden.<br />
Die Gegebenheiten am Standort, Betriebsweisen und der Umfang<br />
einer Umbaumaßnahme verlangen nach einer differenzierten<br />
Betrachtungsweise der Anlage.<br />
Von der Theorie zur Praxis<br />
Aktuell begleiten wir unsere Kunden in unterschiedlichen Projekten<br />
und erarbeiten Konzepte für eine regelkonforme Ausführung nach<br />
dem Stand der Technik. Hierbei treffen wir auf unterschiedliche<br />
Anforderungen:<br />
Betrieb von Dampfkesselanlagen ohne ständige Beaufsichtigung<br />
Bei der elektro- und leittechnischen Modernisierung eines<br />
Dampferzeugers mit Gasfeuerung besteht die zusätzliche<br />
Anforderung, den Kessel auf eine BoB 72h-Betriebsweise umzustellen.<br />
Bei dieser Betriebsart erfolgt für diesen Zeitraum (72h) keine<br />
ständige Beaufsichtigung der Anlage vor Ort durch den Kesselwärter.<br />
Um dennoch einen sicheren Betrieb der Anlage zu gewährleisten,<br />
müssen zusätzliche Sicherheits- und Überwachungseinrichtungen<br />
installiert werden. Dazu zählt beispielsweise die Erweiterung<br />
der Anlage mit einem zweiten unabhängig arbeitenden Wasserstandsbegrenzer<br />
(min) und jeweils einem unabhängig arbeitenden<br />
Druck- und Sicherheitstemperaturbegrenzer. Des Weiteren muss<br />
die Speisewasserqualität in Bezug auf die Leitfähigkeit und<br />
Fremdstoffeinbruch selbsttätig überwacht werden.<br />
Abb. 3 - Risikograph<br />
Schadensausmaß<br />
geringe reversible Verletzungen<br />
schwere irreversible Verletzungen<br />
einer oder mehrerer Personen<br />
Tod einer Person<br />
Tod einer bis max. 10 Personen<br />
Tod von mehr als 10 Personen<br />
Aufenthaltsdauer von Personen<br />
≤ 10 % der Betriebszeit<br />
> 10 % der Betriebszeit<br />
Unvermeidbarkeitsparameter<br />
(Schadensabwendung/Verwundbarkeit)<br />
Wahrscheinlichkeit ≤ 10 %<br />
Wahrscheinlichkeit > 10 %<br />
Eintrittswahrscheinlichkeit<br />
> 1/Jahr<br />
≤ 1/Jahr<br />
≤ 1/10 Jahren<br />
≤ 1/100 Jahren<br />
≤ 1/1.000 Jahren<br />
≤ 1/10.000 Jahren
Journal 19<br />
Table 2<br />
Safety integrity level -<br />
Failure threshold for a<br />
safety function (low<br />
demand mode)<br />
Safety<br />
integrity level<br />
(SIL)<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
Average probability of a dangerous Failure on Demand (PFD avg<br />
)<br />
≥ 10 -5 to < 10 -4<br />
≥ 10 -4 to < 10 -3<br />
≥ 10 -3 to < 10 -2<br />
≥ 10 -2 to < 10 -1<br />
Table 3 - Risk graph<br />
Extent of damage<br />
Minor reversible injuries<br />
Severe irreversible injuries of<br />
one or several persons<br />
Death of one person<br />
Death of one to a maximum of 10 persons<br />
Death of more than 10 persons<br />
Period spent in hazardous area<br />
≤ 10 % of the operating time<br />
> 10 % of the operating time<br />
Inevitability parameter<br />
(Damage prevention/vulnerability)<br />
Probability ≤ 10 %<br />
Probability > 10 %<br />
Probability of occurrence<br />
> 1/year<br />
≤ 1/year<br />
≤ 1/10 years<br />
≤ 1/100 years<br />
≤ 1/1,000 years<br />
≤ 1/10,000 years<br />
This method allows the risk potential associated with process<br />
plants, individual plant units or machinery to be identified using<br />
parameters such as extent of damage, hazard prevention, period<br />
spent in hazardous area and probability, and then be assigned to a<br />
safety integrity level (SIL 1 to 4).<br />
Plants and plant components pose different risks. Safety<br />
requirements are always defined for a plant or project as a whole.<br />
Conditions on site, operating modes and the extent of any<br />
modifications necessitate a differentiated approach.<br />
From theory to practice<br />
We are currently supporting our clients in a range of different<br />
projects, developing concepts for designs that comply with the state<br />
of the art. This means having to deal with different requirements:<br />
Operation of steam boiler systems without constant supervision<br />
The specification for an control and instrumentation system<br />
upgrade of a gas-fired steam generator also calls for the boiler to<br />
be switched to 72 hours of operation without permanent supervision.<br />
In this mode of operation the boiler is not permanently<br />
supervised locally by the operator. To ensure that the plant still<br />
operates safely during this 72-hour period, additional safety and<br />
monitoring features need to be installed.<br />
They include a second low water level limiter, one pressure and<br />
one safety temperature limiter, all of which operate independently.<br />
In addition, the feed water quality is monitored automatically for<br />
conductivity and any foreign material.<br />
All applicable codes and standards already have to be met during<br />
the design stage and must be taken into account for the hazard and<br />
risk assessment.<br />
After we have completed an "as-is" review of the boiler system<br />
and developed a concept, we conduct a hazard and risk assessment<br />
together with the operator and the inspection authority TÜV.<br />
As part of this assessment we define the safety requirements<br />
(SIL 1-4) for the electrical equipment of each of the plant's protective<br />
circuits.<br />
On many projects the safety integrity level chosen for flame<br />
detectors, which detect the presence or failure of a flame, is SIL 3.<br />
For water level limiters, which prevent the water level from falling<br />
too low, is at least SIL 2.<br />
Next, we perform a series of calculations to verify the safety level<br />
of each individual safety function.<br />
In this context it is important to note that from the end of 2012 the<br />
"Technical Rules for Steam Boilers" (TRD), which proved extremely<br />
useful in the past, are no longer applicable. However, they can still be<br />
used as a source of information.
20 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Die hier anzuwendenden Vorschriftenwerke müssen bereits<br />
in der Entwurfsphase beachtet werden und in die Gefahren- und<br />
Risikobeurteilung mit einfließen.<br />
Nach der Bestandsaufnahme der Kesselanlage und der Konzepterstellung<br />
wird von uns eine Gefahren- und Risikobeurteilung in<br />
Zusammenarbeit mit dem Betreiber und dem TÜV durchgeführt.<br />
Hierbei werden die Sicherheitsanforderungsstufen (SIL 1-4) für<br />
die elektrische Ausrüstung jedes einzelnen Schutzkreises der Anlage<br />
festgelegt.<br />
In vielen Projekten wird die Anforderungsstufe der Flammenwächter,<br />
die das Erkennen bzw. Ausbleiben der Flamme detektieren,<br />
mit SIL 3 und die Anforderungsstufe der Wasserstandsbegrenzer,<br />
die einen Wassermangel verhindern, mit mindestens SIL 2 festgelegt.<br />
Im Anschluss erfolgt durch uns die SIL-Nachweisberechnung für<br />
jede einzelne Sicherheitsfunktion.<br />
Als Besonderheit gilt es noch zu beachten, dass die in der Vergangenheit<br />
bewährten „Technischen Regeln für Dampfkessel (TRD)“<br />
ab Ende 2012 nicht mehr gültig sind - aber noch als Erkenntnisquelle<br />
genutzt werden können.<br />
Retrofitmaßnahmen am Turbinenregler und Turbinenschutz<br />
In einem weiteren Projekt wird die bestehende Regel- und<br />
Schutzeinrichtung an einer Turbine erneuert. Hierzu gehört auch der<br />
Einbau eines neuen elektronischen Überdrehzahlschutzsystems.<br />
Was gilt es zu beachten?<br />
Bei einem Lastabwurf und gleichzeitigen Ausfall der Regelung,<br />
muss das elektronischen Überdrehzahlschutzsystem zuverlässig<br />
reagieren und den Drehzahlanstieg abfangen, insbesondere<br />
für den Fall, dass keine zusätzliche mechanisch-/hydraulische<br />
Schutzeinrichtung in Funktion ist. Aufgrund des großen Gefahrenpotentials,<br />
möglicherweise Bersten des Rotors, Austritt von<br />
Schaufelbruchstücken usw., wird hierbei in der Gefahren- und<br />
Risikobeurteilung oftmals die Anforderungsstufe SIL 3 festgelegt.<br />
Für die Realisierung dieses Schutzkreises müssen sicherheitstechnisch<br />
hochwertige Komponenten eingesetzt und verbaut werden,<br />
die aufgrund von internen Diagnose- und Prüfzyklen gefährliche<br />
Fehler, die zum Ausfall bzw. zur Blockade der Schutzfunktion führen<br />
könnten, rechtzeitig entdecken.<br />
Außerdem sind hierbei die gesetzlichen Anforderungen zu beachten,<br />
die in diesem Zusammenhang fordern: Jede Veränderung<br />
an einer gebrauchten Maschine durch Leistungserhöhung, Funktionsänderung<br />
oder Änderung der Sicherheitstechnik, ist nach dem<br />
Produktsicherheitsgesetz systematisch hinsichtlich einer wesentlichen<br />
Änderung zu untersuchen.<br />
Zur Untersuchung der Fragestellung nach einer wesentlichen<br />
Veränderung bzw. nicht wesentlichen Veränderung wird mit Hilfe<br />
eines Entscheidungsdiagrammes die Bewertung durchgeführt und<br />
dokumentiert.<br />
Da es sich bei dem Austausch der Regel- und Schutzeinrichtung<br />
an einer Turbine weder um eine Leistungserhöhung noch um eine<br />
Funktionsänderung handelt, muss nur die Änderung der Sicherheitstechnik<br />
weiterführend betrachtet werden.<br />
Um ein konzeptionsbedingtes, schlechteres Sicherheitsverhalten<br />
auszuschließen, müssen die Sicherheitsfunktionen gemäß der<br />
ermittelten SIL-Anforderungsstufen aus der Gefahren- und Risikobeurteilung<br />
ausgeführt und anhand einer Nachweisberechnung<br />
überprüft und dokumentiert werden.<br />
Weil Sicherheit kein Zufallsprodukt sein darf…<br />
Die Einhaltung der gesetzlichen Vorschriftenwerke erfordert von<br />
Anlagenbetreiber und Hersteller eine intensive Auseinandersetzung<br />
mit dem Thema funktionale Anlagensicherheit. Der Stand der Technik<br />
ändert sich fortlaufend. Normen und Regelwerke werden regelmäßig<br />
(ca. alle 5 Jahre) aktualisiert.<br />
E.<strong>ON</strong> Anlagenservice, als Dienstleister für Energieerzeugungsund<br />
Prozessanlagen, besitzt ein umfangreiches Know-how bei der<br />
Einhaltung und Umsetzung von sicherheitstechnischen Vorschriften<br />
für die Realisierung von Modernisierungs-, Neubau- und Retrofitmaßnahmen.<br />
Wir erbringen dabei u. a. folgende Leistungen:<br />
• Gefahren- und Risikobeurteilungen<br />
• Spezifikation der Sicherheitseinrichtungen<br />
• SIL Nachweisberechnung und Prüfung der strukturellen Eignung.<br />
Außerdem bieten wir Kundenseminare zum Thema SIL-Grundlagen<br />
und Anwendung der funktionalen Sicherheit an.
Journal 21<br />
Retrofit work on turbine control and protection system<br />
In another project we are upgrading the control and protection<br />
system on a turbine, which includes installing a new electronic<br />
overspeed protection system.<br />
What needs to be borne in mind?<br />
In the event of load shedding and simultaneous failure of the control<br />
system, the electronic overspeed protection must kick in to prevent<br />
turbine speed runaway, especially if there is no other mechanical/<br />
hydraulic protection system. Given the high hazard potential,<br />
including a possible bursting of the rotor, flying blade debris causing<br />
damage etc, the safety integrity level usually selected following the<br />
hazard and risk assessment is SIL 3.<br />
This means that the safety system has to consist of high-quality<br />
safety components with internal diagnosis and test cycles to be able<br />
to detect sufficiently early any dangerous defects that can lead to the<br />
failure of the protective function.<br />
Moreover, there are statutory requirements to be observed.<br />
They state that any modification to a machine in use, including an<br />
increase in performance, a functional change or any modification of<br />
the safety system has to be checked systematically in accordance<br />
with the Product Safety Act to establish if it constitutes a material<br />
modification.<br />
The question whether or not the modification made is material is<br />
decided using a decision diagram, which is documented.<br />
Since the replacement of any turbine control and protection<br />
system components involves neither an increase in performance<br />
output nor a functional change, the subsequent check can be limited<br />
to the safety components themselves.<br />
In order to prevent a concept-related adverse affects on<br />
safety performance, all safety functions have to be implemented<br />
in accordance with the SILs determined in the hazard and risk<br />
assessment, with appropriate verifications made for cross-checking<br />
and documentation purposes.<br />
Because safety shouldn't be left to chance…<br />
Compliance with statutory regulations requires plant operators and<br />
manufacturers to take a close look at functional plant safety. The state<br />
of the art changes constantly and technical codes and standards are<br />
revised regularly (roughly every five years).<br />
As a service provider for power and process plants, E.<strong>ON</strong><br />
Anlagenservice can draw on extensive expertise in conforming to<br />
and applying safety rules and regulations for new build projects,<br />
upgrades and retrofits.<br />
Services provided include<br />
• hazard and risk assessments,<br />
• safety system specifications,<br />
• SIL calculations and examination of the structural suitability.<br />
In addition, we offer seminars for clients on SIL basics and functional<br />
safety.
22 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Gemeinschaftskraftwerk Kiel<br />
Revision der MD-/ND-Teilturbine<br />
Ein verfahrenstechnisches Ereignis im Gemeinschaftskraftwerk Kiel führte zu<br />
einer Turbinenschutzabschaltung und letztendlich nach Turbinenauslauf zu einem<br />
Wellenstillstand. Nach der Wiederanfahrt wurden erhöhte Schwingungswerte<br />
der ND-Teilturbinen 1 und 2 des Turbosatzes festgestellt.<br />
Der EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik erhielt den Auftrag, eine kurzfristige<br />
Reparatur der beschädigten MD-/ND-Teilturbinen T 4128 vorzunehmen und führte<br />
ebenfalls eine geplante Revision der Turbinenventile und Armaturen durch.<br />
Als größtes Steinkohlekraftwerk in Schleswig-Holstein versorgt das<br />
Gemeinschaftskraftwerk Kiel (GKK) mit einer Bruttoleistung von<br />
354 MW el<br />
rd. 400.000 Menschen und eine Vielzahl von Betrieben in<br />
Industrie und Handwerk mit elektrischer Energie und Fernwärme.<br />
Die erste Phase der Reparatur begann mit der Befundaufnahme<br />
an der MD-/ND-Teilturbine und den zugehörigen Komponenten.<br />
Ermittelte Auffälligkeiten bzw. Schäden wurden dokumentiert und<br />
im weiteren Revisionsverlauf behoben.<br />
MD-Turbine<br />
An der MD-Turbine stellten wir u. a. um eine Undichtigkeit der<br />
Stopfbuchse TS (Bild 1) fest sowie eine Rissbildung im unteren<br />
Bereich der Stopfbuchsleitung.<br />
Innengehäuse, Läufer und Leitschaufelträger zeigten weiße<br />
Beläge, die als Chlorid (SR 15-21) und Hydrogencarbonat (NaOH<br />
Natronlauge/SR 11-21) analysiert wurden (Bild 2). Die Beläge konnten<br />
durch Strahlen von Läufer und Innengehäuse entfernt werden.<br />
ND-Turbinen-Außengehäuse<br />
Die Kompensatoren an beiden ND-Turbinen wurden einer<br />
umfangreichen Kontrolle unterzogen und die erforderlichen<br />
Reparaturarbeiten anschließend durchgeführt.<br />
Ein Kompensator in der inneren Überströmleitung (MD-ND1<br />
links) musste ausgewechselt werden. In den Teilfugen beider<br />
Außengehäuse-Unterteile wurde eine neue O-Ring-Dichtnut<br />
maschinell eingebracht.<br />
Technische Beschreibung<br />
Dampfturbinenanlage<br />
Typ<br />
Siemens, HMNN-Baureihe<br />
1 x HD-Teilturbine, einflutig<br />
1 x MD-Teilturbine, doppelflutig<br />
2 x ND-Teilturbine, doppelflutig<br />
Fabrik-Nr. Turbosatz T 4128<br />
Bauart<br />
axiale Kondensationsturbine<br />
ZÜ<br />
1-fach<br />
Anzapfungen 8<br />
Wellenstränge 1<br />
Gehäuse 4<br />
Abdampffluten 4<br />
Nennleistung<br />
355 MW<br />
Drehzahl<br />
3000/min<br />
Fernwärme max. Leistung 295 MW th<br />
Heizwasser 130 °C<br />
Versorgungsgebiet > 60.000 Haushalte<br />
Generator<br />
Typ<br />
Synchrongenerator<br />
Leistung<br />
400 MVA<br />
Spannung<br />
21 kV<br />
Frequenz<br />
50 Hz<br />
Jahr der ersten IBS 1970<br />
ND-Turbinenwellen<br />
Ein maßgeblicher Schaden zeigte sich an der Beschaufelung beider<br />
ND-Turbinenrotoren. Die jeweils letzten Schaufelreihen wiesen an<br />
den Schaufelspitzen starke Erosionen auf. Außerdem ergab eine Zf-<br />
Prüfung unzulässige Anzeigen an den freistehenden Schaufeln (Bild<br />
3, 4).<br />
Als erste Lösung für dieses Problem bot sich ein kompletter<br />
Austausch der Schaufelreihen an. Die Beschaffung neuer Schaufeln<br />
hätte jedoch zu einem enormen Zeit- und Kostenaufwand geführt.<br />
Durch die einzelnen Arbeitsgänge, beginnend mit der Maßaufnahme<br />
an jeder Schaufel, einer langwierigen Neuanfertigung, De- und<br />
Remontagen und insbesondere den Ausfall der Anlage, wären<br />
zusätzliche Kosten in Millionenhöhe entstanden.<br />
So standen wir vor der Herausforderung, ein Konzept zu<br />
entwickeln, das einerseits eine wirkungsvolle Reparaturmaßnahme<br />
beinhaltete, sich andererseits aber auch in einem tragbaren<br />
Kostenrahmen bewegte.<br />
Bild / Fig. 1
Journal 23<br />
Joint venture power plant in Kiel<br />
IP/LP turbine section overhaul<br />
A process incident at a jointly operated power plant in Kiel had<br />
caused a turbine to trip with the shaft idling down to zero RPM.<br />
After restart the operator noticed excessive vibration on LP turbine<br />
sections 1 and 2 of the turbine generator set.<br />
The EAS Rotating Technology Division was awarded the contract<br />
to repair the T 4128 IP/LP turbine sections and then carry out<br />
a scheduled overhaul of the turbine valves and fittings.<br />
GKK, the joint venture power plant in Kiel, which has a gross output of<br />
354 MW el<br />
, is the largest coal-fired power plant in Schleswig-Holstein,<br />
supplying electricity and district heat to some 400,000 household<br />
consumers and a large number of industrial and commercial<br />
customers.<br />
Technical details<br />
Steam turbine plant<br />
Type<br />
Siemens, HMNN series<br />
1 HP turbine section, single-flow<br />
1 IP turbine section, double-flow<br />
2 LP turbine section, double-flow<br />
Serial no. Turbo set T 4128<br />
Design<br />
axial condensing turbine<br />
Reheater<br />
single-type<br />
Extraction points 8<br />
Shaft trains 1<br />
Casings 4<br />
Exhaust steam flows 4<br />
Rated output<br />
355 MW<br />
Speed<br />
3000 rpm<br />
Max. district heat output 295 MW th<br />
Heating water 130 °C<br />
Service area<br />
> 60,000 homes<br />
Generator<br />
Type<br />
synchronous generator<br />
Output<br />
400 MVA<br />
Voltage<br />
21 kV<br />
Frequency<br />
50 Hz<br />
First commissioned in 1970<br />
Joint venture power plant in Kiel/turbine overhaul<br />
Gemeinschaftskraftwerk Kiel/Turbinenrevision<br />
Source/Quelle: Carl Groll<br />
Exterior casing of LP turbine<br />
The expansion joints on the two LP turbines underwent extensive<br />
checks and were subsequently repaired as necessary.<br />
One expansion joint in the interior overflow line (IP-LP1, left) had<br />
to be replaced. A new O-ring groove was cut into the split joints of the<br />
two bottom parts of the exterior casing.<br />
The first phase of the repair started with a review of the "asis<br />
condition" of the IP/LP turbine sections and the associated<br />
components. All damage and unusual conditions were documented<br />
and put right during the subsequent the overhaul.<br />
IP turbine<br />
On the IP turbine we found a number of defects including a leak<br />
on the TS stuffing box (Fig. 1) and a crack in the bottom part of the<br />
stuffing box line.<br />
The interior casing, the rotor and the guide vane carrier showed<br />
white deposits which proved to be chloride (SR 15-21) and hydrogen<br />
carbonate (NaOH caustic/SR 11-21). The deposits on the rotor and the<br />
interior casing were removed by blasting (Fig. 2).<br />
Fig. / Bild 2
24 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Bild / Fig. 3<br />
Um den Schaden an den Schaufeln möglichst effizient zu beheben,<br />
entwickelten wir zwei Varianten:<br />
Bei den Arbeiten vor Ort stellten wir jedoch fest, dass die<br />
Schaufelreihe 9 TS des ND-Turbinenrotors 1 extrem tiefe Risse<br />
auswies. Ein Kürzen der Schaufeln hätte hier zur Beseitigung der<br />
Schäden nicht ausgereicht.<br />
Durch die enge und konstruktive Zusammenarbeit mit den<br />
Projektverantwortlichen im Gemeinschaftskraftwerk Kiel, E.<strong>ON</strong><br />
Kraftwerke in Hannover und dem Kraftwerk Farge, fand sich eine<br />
Lösung: Im Kraftwerk Farge war vor einiger Zeit eine baugleiche<br />
Turbine durch eine leistungsstärkere ersetzt worden. Dort erklärte<br />
man sich sofort zur Unterstützung bereit und stellte den alten<br />
Turbinenrotor zur Verfügung.<br />
Die entsprechenden Schaufeln wurden ausgebaut, in der EAS-<br />
Werkstatt in Gelsenkirchen überprüft und anschließend zu General<br />
Turbo nach Rumänien transportiert. Damit standen die erforderlichen<br />
Ersatzschaufeln für den Austausch zur Verfügung.<br />
Nach Abschluss der Reparaturarbeiten, hochtourigem Wuchten<br />
beider Rotoren und anschließenden Kontrollen (Bild 5, 6), erfolgte<br />
der Rücktransport nach Kiel sowie die Remontage und Inbetriebnahme<br />
der Anlage.<br />
1. Einheitliches Kürzen der Schaufeln<br />
Vorteil: relativ niedriger Arbeitsaufwand und daher<br />
schnelle Abwicklung<br />
Nachteile: rechnerisch ermittelter Leistungsverlust von<br />
ca. 30 MW sowie starke Einschränkung der<br />
Wirtschaftlichkeit<br />
2. Individuelles Kürzen der Schaufeln<br />
Vorteil: minimierte Leistungsverluste<br />
Nachteil: erhöhter Zeit- und Arbeitsaufwand<br />
Unser Kunde entschied sich für die zweite Variante, die wir<br />
gemeinsam auf Basis der geänderten Rahmenbedingungen mit den<br />
Optimierungsfaktoren Zeit, Arbeitsaufwand und Leistungsverlust<br />
erarbeitet haben. Diese Vorgehensweise beinhaltete die<br />
individuelle Betrachtung und Bearbeitung jeder einzelnen Schaufel<br />
im eingebauten Zustand inkl. zerstörungsfreier Prüfung und<br />
abschließender Frequenzanalyse.<br />
Diese Maßnahmen setzten wir in der Turbinenwerkstatt unseres<br />
Kooperationspartners General Turbo in Bukarest um. Damit war<br />
zunächst einmal die Organisation der Schwertransporte beider<br />
ND-Turbinenrotoren mit einem Gewicht von jeweils rd. 52 t nach<br />
Rumänien verbunden.<br />
Bild / Fig. 5<br />
Der zusätzliche Zeit- und Arbeitsaufwand hat sich gelohnt. Seit<br />
der Inbetriebnahme beliefert das Gemeinschaftskraftwerk Kiel seine<br />
Privat- und Industriekunden wieder zuverlässig mit elektrischer<br />
Energie und Fernwärme.<br />
Eine Revision dieser Größenordnung wird normalerweise über zwei Jahre im Voraus geplant.<br />
In diesem Fall musste schadensbedingt sehr kurzfristig gehandelt werden, sodass für die<br />
Planung weniger als drei Monaten zur Verfügung standen.<br />
Befunde im Revisionsverlauf und damit verbundene erhebliche Zusatzarbeiten führten dazu,<br />
dass der ursprünglich veranschlagte Zeitrahmen deutlich erweitert werden musste.<br />
Die EAS-Maschinentechnik hat sich hier als idealer Partner erwiesen. Umgehende Reaktion<br />
auf alle Befunde, Flexibilität, fachliches Know-how und die sehr gute Zusammenarbeit haben<br />
dazu geführt, dass auch für schwierige Schäden Lösungen gefunden und perfekt umgesetzt<br />
wurden.<br />
Peter Block<br />
Anlagen- und Revisionsplanung<br />
Gemeinschaftskraftwerk Kiel
Journal 25<br />
LP turbine shafts<br />
The blades on both LP turbine rotors were severely damaged.<br />
The tips of the last two rows of blades on each turbine had<br />
suffered badly from erosion. Moreover, non-destructive tests<br />
showed inadmissible readings on the free-standing blades<br />
(Fig. 3, 4).<br />
The obvious solution would have been to replace all of the<br />
blades in the first two rows. However, getting hold of new blades<br />
would have involved a lot of time and money. The individual steps<br />
of the work process, i.e. taking measurements on each blade,<br />
manufacturing the new blades, stripping and re-assembling the<br />
rotor and especially engine downtime would have meant millions in<br />
additional costs.<br />
So the challenge was to come up with a concept that would ensure<br />
effective blade repair while keeping costs at a reasonable level.<br />
To make the repair process as efficient as possible, we developed<br />
two process variants:<br />
(1) Cutting back all blades<br />
Advantage: relatively little effort and therefore faster process<br />
Disadvantage: approx. 30 MW of calculated performance loss and<br />
severely reduced economic viability<br />
(2) Cutting back individual blades as required<br />
Advantage: minimum performance losses<br />
Disadvantage: more time and effort required<br />
Our client opted for the second variant, which we developed<br />
together on the basis of the modified conditions using the<br />
optimisation factors time, effort, and performance loss. This<br />
approach involved examining and machining each individual blade<br />
in situ, complete with non-destructive testing and final frequency<br />
checks.<br />
The work was done at the turbine workshop of our partner<br />
company General Turbo in Bucharest. This meant having to organise<br />
shipment of the two 52-ton LP turbine rotors to Romania.<br />
Fig. / Bild 4<br />
At the workshop, we realised that blade row 9 TS of the LP turbine<br />
rotor 1 had very deep cracks. Shortening the blades would not have<br />
solved the problem.<br />
Close and constructive cooperation with the people managing<br />
the project at the site in Kiel, with E.<strong>ON</strong> Kraftwerke in Hanover and<br />
with the Farge power plant provided the solution: shortly before<br />
this project, a turbine of the same type had been replaced by a<br />
more powerful model at the Farge power plant. The colleagues at<br />
Farge were very forthcoming and made their old turbine generator<br />
available right away.<br />
The blades needed were removed, checked at the EAS workshop<br />
in Gelsenkirchen and shipped to General Turbo in Romania as<br />
replacement blades.<br />
After the repair work had been completed and both rotors had<br />
undergone high-speed balancing and subsequent checks (Fig. 5, 6),<br />
they were shipped back to Kiel for reassembly, and the power plant<br />
was restarted.<br />
The additional time and effort was worthwhile. Since the restart,<br />
the Kiel power plant has been reliably supplying electricity and<br />
district heat to its household and industrial customers.<br />
These kinds of overhauls are usually planned two years ahead.<br />
In this case, because of the damage found, we had to react<br />
quickly, so there were than three months for preparations.<br />
In view of the results of our inspections during the course of<br />
the overhaul and the additional work required, the original<br />
timeline for the project had to be extended quite considerably.<br />
The EAS Rotating Technology Division proved to be the ideal<br />
partner for this project. Their prompt response to the outcome<br />
of the inspection, their flexibility, depth of expertise and<br />
excellent cooperation allowed solutions to be developed and<br />
put into practice for even the most problematic defects.<br />
Peter Block<br />
Plant and Overhaul Planning<br />
Kiel power plant<br />
Fig. / Bild 6
26 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
UE Ultra-Trak 750<br />
Ultraschallmessung<br />
Der Fachbereich Konstruktion und Technik erweitert kontinuierlich<br />
sein Programm zur Früherkennung von Schäden und wendet dazu<br />
auch die Ultraschallmessung mit dem UE Ultra-Trak 750 an.<br />
Der Ultraschall-Sensor UE Ultra-Trak 750 wurde für die<br />
kontinuierliche Überwachung von Veränderungen in<br />
Ultraschallamplituden entwickelt. Insgesamt bietet er<br />
einen dynamischen Bereich von etwa 60 dB und ist für den<br />
Körperschall-Ultraschallbereich ausgelegt. Ausgestattet ist<br />
er mit einem (0 bis 30mA) DC Current Source Output.<br />
Ultraschallsignale entstehen praktisch bei jeder Art<br />
von Reibung. Ein Ultraschallsignal kann schon durch<br />
einen Finger erzeugt werden, der über den Sensor streift.<br />
Ebenso entstehen auch Signale im hörbaren Bereich, doch<br />
der Sensor selektiert die kleinen Ultraschallsignale und<br />
verstärkt diese (im Gegensatz zu den niedrigen hörbaren<br />
Frequenzen).<br />
Die Erfassung von Ultraschallsignalen, z. B. an<br />
Lagern, ermöglicht eine frühzeitige Trendanalyse sich<br />
anbahnender Schäden sogar eher, als dies mit Beschleunigungsaufnehmern<br />
der Fall ist.<br />
Veränderungen werden bereits zu einem Zeitpunkt<br />
wahrgenommen, der ausreichend Gelegenheit für eine<br />
geplante Wartung bietet. Zu Beginn einer Änderung ist<br />
die Amplitude bereits ca. 12- bis 50-mal höher als der<br />
Referenzwert.<br />
Nicht nur der frühe Ausfall eines Lagers kann hiermit<br />
überwacht und erfasst werden, sondern es können auch<br />
Signale, wie z. B. eine mangelnde Schmierung erfasst und<br />
frühzeitige Gegenmaßnahmen durchgeführt werden.<br />
Die Auswertung bzw. Überwachung wird über die VCam<br />
5000 realisiert und dabei die Veränderung in einem hohen<br />
Frequenzbereich während des Betriebes aufgenommen<br />
und ausgewertet.<br />
UE Ultra-Trak 750<br />
Ultrasonic measurement<br />
The Mechanical Engineering Department is constantly expanding<br />
its scope of services to ensure that any damage is detected early.<br />
One of the methods employed is ultrasonic measurement involving<br />
the use of the ultrasonic sensor UE Ultra-Trak 750.<br />
The ultrasonic sensor UE Ultra-Trak 750 was developed<br />
for continuous monitoring of changes in ultrasound<br />
amplitudes. It has an overall dynamic range of about 60 dB<br />
and is designed for the structure-borne sound range. The<br />
sensor comes with a (0 to 30mA) DC current source output.<br />
Ultrasound signals are produced by all forms of friction.<br />
An ultrasonic signal can already be generated by a finger<br />
touching the sensor. Signals in the audible range are<br />
also produced this way, but the sensor selects the low<br />
ultrasonic signals which it amplifies (unlike the low audible<br />
frequencies).<br />
Recording ultrasonic signals (e.g. on bearings) enables<br />
early damage trend analysis, even earlier than is possible<br />
with acceleration pickups. Changes can thus be detected<br />
sufficiently early leaving ample opportunity for scheduled<br />
maintenance.<br />
At the beginning of a change the amplitude is already<br />
about 12 to 50 times higher than the reference value.<br />
The technology may not only be used to monitor and<br />
record early bearing failure but also allows other<br />
signals such as inadequate lubrication to be picked up so<br />
that appropriate countermeasures can be taken sufficiently<br />
early.<br />
The signals are evaluated and monitored using VCam<br />
5000 diagnostic monitoring system which detects highfrequency<br />
changes for subsequent analysis.
Journal 27<br />
News and project highligts<br />
2002 Ausgabe/Issue 1<br />
2003 Ausgabe/Issue 2<br />
2004 Ausgabe/Issue 3<br />
2005 Ausgabe/Issue 4<br />
2005 Ausgabe/Issue 5<br />
2006 Ausgabe/Issue 6<br />
2006 Ausgabe/Issue 7<br />
2007 Ausgabe/Issue 8<br />
2007 Ausgabe/Issue 9<br />
2008 Ausgabe/Issue 10<br />
2009 Ausgabe/Issue 11<br />
2009 Ausgabe/Issue 12<br />
2009 Ausgabe/Issue 13<br />
2010 Ausgabe/Issue 14<br />
2010 Ausgabe/Issue 15<br />
2011 Ausgabe/Issue 16<br />
2011 Ausgabe/Issue 17<br />
2012 Ausgabe/Issue 18<br />
2012 Ausgabe/Issue 19<br />
<strong>2013</strong> Ausgabe/Issue 20<br />
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28 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Analyse und Beurteilung<br />
Kontaktlose Torsionsmessung<br />
Torsionsschwingungen entstehen durch das Ungleichgewicht von An- und<br />
Abdrehmoment. Kontinuierlich auftretende, nicht rechtzeitig erkannte<br />
Torsionsschwingungen können zu erheblichen Schäden und hohen Kosten führen.<br />
Der Fachbereich Konstruktion und Technik setzt unterschiedliche<br />
Methoden zur Analyse und Beurteilung von Turbosatzschwingungen<br />
ein, unter anderem die kontaktlose Torsionsmessung mit dem<br />
Drehmomentsensor 2000, die hauptsächlich der Messung von<br />
Torsionsschwingungen an Turbomaschinenwellen dient.<br />
Entwickelt wurde der Drehmomentsensor 2000 ursprünglich<br />
durch das Fraunhofer Institut (ITWM). Die dazugehörige Software<br />
wird laufend optimiert und mit Partnern, zu denen auch die EAS<br />
gehört, erprobt.<br />
Es handelt es sich dabei um einen Messwertaufnehmer mit<br />
integrierter Elektronik zur Erfassung der mechanischen Torsion<br />
einer Maschinenwelle. Er arbeitet berührungslos nach dem<br />
magnetostriktiven Effekt in ferromagnetischen Materialien.<br />
Der Sensor erfasst hierbei die Differenz der mechanischen Zugund<br />
Druckspannungen in der Wellenoberfläche (ähnlich einem<br />
System aus Dehnungsmessstreifen) und liefert ein dem momentanen<br />
Drehmoment entsprechendes 4 bis 20 mA Ausgangssignal.<br />
Der große Vorteil des Messverfahrens besteht darin, dass<br />
der Wellenstrang nicht aufgetrennt werden muss, da die<br />
Umfangsgeschwindigkeit keinen Einfluss auf das Messverfahren hat<br />
(wie dies bei Dehnungsmessstreifen der Fall ist) und extrem hohe<br />
Drehmomente erfasst werden können.<br />
Da die magnetischen Eigenschaften von ferromagnetischen<br />
Werkstoffen stark unterschiedlich sind, ist es notwendig, die<br />
Messempfindlichkeit (mA/N/mm 2 ) am Messobjekt zu ermitteln.<br />
Hierzu müssen mindestens zwei Referenzpunkte im Arbeitsbereich<br />
der Maschine bekannt sein (z. B. durch Vergleichsmessung der<br />
Generatorleistung, der Stromaufnahme eines Motors oder der<br />
Druckdifferenz eines Verdichters).<br />
Der Drehmomentsensor 2000 verfügt über drei Einstellmomente<br />
an seiner Rückseite, welche mittels Schraubendreher betätigt<br />
werden: Eine jeweils 6-stufige Einstellung der Empfindlichkeit<br />
(Verstärkung) und der oberen Grenzfrequenz (TP-Filter) sowie ein<br />
Potentiometer zur Einstellung des 0-Punktes (Offset-Einstellung/<br />
Sensor-Einstellungen auf der Rückseite - Bild 2).<br />
Über die Programme TorStor und TorAn, welche der<br />
Messwerterfassung dienen, ist nun eine Online Messung möglich.<br />
Über TorVis erfolgt die Visualisierung der Messdaten (Bild 3 – TorStor,<br />
TorAn und TorVis).<br />
Durch frühzeitig diagnostizierte Unregelmäßigkeiten können<br />
entsprechende Maßnahmen erfolgen, bevor ein gravierender<br />
Schaden entsteht.<br />
Bearing bush<br />
Buchse<br />
Zero<br />
Nullpunkt<br />
Cable<br />
Kabel<br />
Gain<br />
Verstärkung<br />
Filter<br />
Zero<br />
Nullpunkt<br />
Bild / Fig. 1
Journal 29<br />
Analysis and assessment<br />
Non contact torsion measurement<br />
Torsional vibration is caused by twisting/untwisting of the engine shaft.<br />
If not detected in time, it can cause severe damage and lead to very high costs.<br />
Torque Sensor 2000<br />
The Mechanical Engineering Department employs different methods<br />
to analyse and assess turbo generator vibration, including noncontact<br />
torsion measurement with the "Torque Sensor 2000". This<br />
technology is mainly used for assessing turbine vibration on turbo<br />
engine shafts.<br />
The Torque Sensor 2000 was originally developed by Fraunhofer<br />
Institute (ITWM). Its software is continually optimised and trialled<br />
with various partners including EAS.<br />
The Torque Sensor 2000 is a pickup with integrated electronics<br />
to record mechanical torsion of engine shafts. It operates according<br />
to the magnetostrictive principle based on the effect found in<br />
ferromagnetic materials.<br />
The sensor records the difference between the mechanical tensile<br />
and compressive stresses in the shaft surface (similar to a strain<br />
gauge system), providing a 4 to 20 mA output signal which indicates<br />
the instantaneous torque.<br />
The main advantage of this method is that the shaft string does<br />
not have to be broken up because the circumferential speed does<br />
not have any influence on the measuring method (as is the case with<br />
strain gauges) and it allows very high torques to be recorded.<br />
Since the magnetic properties of ferromagnetic materials can<br />
vary quite substantially, it is necessary to determine the measuring<br />
sensitivity (mA/N/mm 2 ) on the test object. This means that at least<br />
two reference points in the engine's working range have to be<br />
defined (e.g. by comparative measurements of the generator output,<br />
the engine's power consumption or the pressure difference across a<br />
compressor).<br />
The Torque Sensor 2000 has three different torque settings on<br />
the back which can be changed using a screwdriver: a six-stage<br />
adjustment of the sensitivity (gain) and the upper limiting frequency<br />
(low pass filter) as well as a potentiometer to set the zero point<br />
(offset adjustment/sensor settings on the back – Fig. 1).<br />
The TorStor and TorAn programs, which are used for data<br />
recording, only allow on-line measurements. TorVis is used to visualise<br />
the recorded data (Fig. 2 – TorStor, TorAn und TorVis).<br />
Early diagnosis of any irregularities can help to define appropriate<br />
countermeasures before there is any major damage.<br />
Fig. / Bild 2
30 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Kernkraftwerke<br />
Brennschneidversuch<br />
für extreme Anforderungen im Rückbau<br />
In den kommenden Jahren steht der Rückbau zahlreicher Kernkraftwerke an.<br />
Bereits 2011 wurden in Deutschland acht Anlagen abgeschaltet. Neun weitere<br />
Stilllegungen folgen ab 2015. Die hohe Anzahl der anstehenden Projekte in<br />
verschiedenartigen Anlagen führt zu steigenden Ansprüchen an<br />
die Rückbauexperten.<br />
Seitens des E.<strong>ON</strong> Innovation Centers (Technology & Innovation)<br />
wurde ein Forschungsprojekt in die Wege geleitet, bei dem das<br />
Durchtrennen dickwandiger Materialien (630 mm Grundwerkstoff<br />
+ 7 mm Plattierung) der kommenden Druckwasserreaktoren durch<br />
E.<strong>ON</strong> Anlagenservice untersucht werden sollte.<br />
Der Fachbereich Nukleartechnik (STN) im EAS-Geschäftsbereich<br />
Systemtechnik ist unter anderem auf thermische und mechanische<br />
Trennverfahren in kerntechnischen Anlagen spezialisiert. STN hat<br />
in den vergangenen Jahren bereits eine Vielzahl von Rückbauprojekten,<br />
bis hin zur Zerlegung des Herzstückes eines Kernkraftwerkes,<br />
dem Reaktor, abgewickelt.<br />
Für die Durchführung des Brennschneidversuches wurde am<br />
Standort Gelsenkirchen, Technikum, ein entsprechender Versuchsaufbau<br />
errichtet.<br />
Bild 1 zeigt den Versuchsaufbau mit gezündeter Heizflamme<br />
am Schneidbrenner, vertikalem Schneidbrennerantrieb, Probestück<br />
mit Haltervorrichtung, Absaugschläuchen und der Einhausung zum<br />
Brandschutz.<br />
Die Schneidbrennerausrichtung erfolgte, wie in den Abbildungen<br />
dargestellt, horizontal und die Schnittrichtung wahlweise vertikal<br />
aufwärts bzw. abwärts. (Bild 2 - Trennfuge).<br />
An insgesamt 15 Probestücken wurde der Schneidprozess an<br />
verschiedenen Werkstoffen und Geometrien fortlaufend optimiert.<br />
Beginnend mit Probestücken aus unlegiertem Baustahl, kamen im<br />
weiteren Verlauf Probestücke aus dem Reaktorwerkstoff 22NiMoCr37<br />
bzw. 20MnMoNi55 inkl. aufgebrachter vollaustenitischer Plattierung<br />
zum Einsatz.<br />
Es wurde erfolgreich der Nachweis erbracht, dass dickwandige<br />
Materialien aus Reaktorwerkstoff bis zu 630 mm + Plattierung, teils<br />
größer 10 mm, im autogenen Trennverfahren (Propan/Sauerstoff),<br />
unter der Berücksichtigung von Einflussfaktoren wie Geometrie und<br />
Plattierung, problemlos durchtrennt werden können.<br />
Die daraus gewonnenen Erkenntnisse über Schneidparameter,<br />
Rauchentwicklung, Leistung der Absauganlage, Schlackebildung<br />
(Bild 3 - optimierter Schlackestrahl), Schneid- und Brenngasverbrauch<br />
etc. wurden protokolliert und bilden für die bevorstehenden<br />
Rückbauprojekte eine sehr gute Planungsbasis.<br />
Bild / Fig. 1
Journal 31<br />
Nuclear power plants<br />
Flame cutting tests to meet stringent<br />
nuclear decommissioning requirements<br />
A number of nuclear power plants in Germany will have to be<br />
decommissioned over the coming years. Eight sites were already<br />
shut down in 2011. Another nine plants are up for decommissioning<br />
from 2015 onwards. The large number of projects in different plants<br />
is placing growing demands on nuclear decommissioning experts.<br />
The E.<strong>ON</strong> Innovation Center (Technology & Innovation) has launched<br />
a research project into thermal cutting by E.<strong>ON</strong> Anlagenservice of<br />
thick-walled materials (630 mm of carrier material + 7 mm of plating)<br />
as used in the pressurised water reactors to be dismantled over the<br />
coming years.<br />
The Nuclear Technology Department (STN) of the EAS Systems<br />
Technology Division specialises, among other things, in thermal and<br />
mechanical cutting of nuclear system components. Over the past<br />
few years, STN has managed a number of decommissioning projects,<br />
which also included dismantling the heart of a nuclear power plant,<br />
the reactor.<br />
The flame cutting tests were carried out on a test stand set up at<br />
the EAS test facility in Gelsenkirchen.<br />
Fig. 1 shows the test configuration with the ignited flame on the<br />
cutting torch, the vertical torch drive, the test specimen held by the<br />
clamps, the fume extraction system and the fire protection enclosure.<br />
As shown in the photographs, the cutting torch was aligned<br />
horizontally for vertical upward and downward travel (vertical<br />
parting line in Fig. 2).<br />
Fig. / Bild 3<br />
Fig. / Bild 2<br />
Using a total of 15 specimens, the cutting process was continually<br />
optimised for different materials and geometries. The tests started<br />
with unalloyed steel, followed by specimens made of the reactor<br />
materials 22NiMoCr37 and 20MnMoNi55 with fully austenitic plating.<br />
The tests showed that objects made from reactor materials with<br />
a thickness of up to 630 mm + 10 mm or more of plating can be cut<br />
without any problems using an oxy propane cutting torch with due<br />
consideration for influential factors such as geometry and plating.<br />
The information collected about cutting parameters, fume<br />
development, extraction system performance, slag formation (Fig.<br />
3 – optimised slag jet), cutting and fuel gas consumption etc. was<br />
recorded and provides a very good basis for planning the upcoming<br />
decommissioning projects.
32 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Kernkraftwerk Obrigheim<br />
Nach 30 Jahren zurück ans Tageslicht<br />
Das hört sich an wie ein Krimi und spannend war es auch bis zum Ende.<br />
Es ging um das Ausheben der beiden 20 m langen und knapp 200 t schweren<br />
Dampferzeuger aus den Containmentzellen im Kernkraftwerk Obrigheim,<br />
das nachfolgende Kippen der Großkomponenten in die horizontale<br />
Transportlage sowie das Ausschleusen aus dem Containment.<br />
Die Aufgabenstellung bei diesem Rückbau klang zunächst einfach,<br />
doch zur Durchführung fehlte, wie es auch bei künftigen Projekten<br />
dieser Art der Fall sein wird, die nötige Infrastruktur, z. B. ein<br />
Gebäudekran mit entsprechender Hubkraft und Hakenhöhe sowie<br />
die erforderliche Länge der Materialschleuse mit ausreichend großen<br />
Schleusentoren.<br />
Diese Defizite sind jedoch keine bautechnischen Fehler. Sie<br />
spiegeln lediglich den Wissensstand und die Betriebserfordernisse<br />
zur Zeit der Bauphase vor rd. 40 Jahren wider, denn Rückbau war<br />
seinerzeit noch kein Thema.<br />
Im Jahre 2007 erhielt das Konsortium Babcock Noell und E.<strong>ON</strong><br />
Anlagenservice den Auftrag über die Demontage der beiden<br />
Dampferzeuger, des Druckhalters, der beiden Hauptkühlmittelpumpen<br />
und der Primärrohrleitungen (insgesamt ca. 600 t<br />
Demontagemasse) sowie die Errichtung einer neuen großen<br />
Materialschleuse mit Schleusenwagen.<br />
Der EAS-Anteil umfasste hierbei, neben der Projekt- und<br />
Bauleitung, im Wesentlichen die Planung und Herstellung aller<br />
Hebe- und Anschlagmittel sowie die Demontage der Dampferzeuger,<br />
Hauptkühlmittelpumpen und Primärrohrleitungen.<br />
Aufgrund der umfangreichen Kraftwerkskenntnisse und<br />
der Erfahrungen aus diversen Schwermontageaufträgen, nicht<br />
zuletzt auch aus der von uns ausgeführten Demontage der vier<br />
Dampferzeuger im KKW Stade, konnten die Planungsarbeiten zügig<br />
gestartet werden.<br />
Das Unterlagenpaket beinhaltete die im Nukleargeschäft üblichen<br />
Genehmigungs-, Sicherheits- und Konzeptberichte sowie - für uns<br />
erstmalig - die Papiere für die Umweltverträglichkeitsprüfung. Last<br />
but not least wurden die Arbeitsablauf- und die Arbeitssicherheits-<br />
Unterlagen erstellt.<br />
Nach dreijähriger Wartezeit auf die behördliche Stilllegungsund<br />
Abbaugenehmigung konnte unsere Baustelle im November<br />
2011 endlich eingerichtet werden. In der Zwischenzeit war die neue<br />
Materialschleuse bereits errichtet und eingeweiht worden.<br />
Kernstück der von uns gelieferten Demontagegeräte war eine<br />
hydraulische Litzenheberanlage mit einer Hubkraft von 280 t,<br />
redundanten Sicherheits-Hubzylindern und einem integrierten<br />
Kipphub.<br />
Für diese Litzenheberanlage wurde eigens eine hydraulische<br />
Montage-Hubplattform entwickelt, mit der die Anlage auf die<br />
Brückenträger des Containmentkrans gehoben werden konnte.<br />
Der seitliche Fahrbetrieb der Anlage auf den Brückenträgern<br />
(nach links und nach rechts) erfolgte mit horizontal gespannten<br />
Litzenhebern, sodass im Hebe-, Kipp-, und Fahrvorgang jeweils acht<br />
unterschiedliche Litzenheber etwa zeitgleich arbeiteten (Bild 1 -<br />
Aufbau Hubeinrichtung).<br />
Der Baustellenbetrieb lief dann wie am „Schnürchen“. Nach<br />
wenigen Wochen Vorbereitung waren beide Dampferzeuger in<br />
ihren Zellen von allen Kleinleitungen, Bühnen und Betonriegeln<br />
freigelegt.<br />
Bild / Fig. 1
Journal 33<br />
Obrigheim power plant<br />
Brought back to daylight after 30 years<br />
It sounds like a thriller – and exciting it was from start to finish.<br />
The project at the Obrigheim power plant called for the removal of<br />
the two 20 m steam generators weighing almost 200 tonnes from the<br />
containment cells, which meant bringing these large components<br />
into a horizontal position for retrieval.<br />
Initially, the job sounded pretty straightforward but what was lacking<br />
(and this will be the same for all future projects of this type) was the<br />
necessary infrastructure, including a hall crane with the right lifting<br />
capacity and hook height as well as a material lock of the required<br />
length with sufficiently sized doors.<br />
These shortcomings are no civil engineering 'mistakes'. They<br />
simply reflect the state of knowledge and operating requirements at<br />
the time of construction some 40 years ago when decommissioning<br />
was not an issue.<br />
In 2007, a consortium comprising Babcock Noell and E.<strong>ON</strong><br />
Anlagenservice received the contract to dismantle the two steam<br />
generators, the pressurizer, the two main coolant pumps and the<br />
primary piping system (in total some 600 tonnes of material) and<br />
build a new larger material lock with a transfer carriage.<br />
Apart from project and construction management, the EAS scope<br />
of work included the design and fabrication of all lifting and slinging<br />
equipment and the dismantling of the steam generators, the main<br />
coolant pumps and the primary piping.<br />
Thanks to extensive power plant expertise and experience gained<br />
on a number of heavy equipment contracts including the removal of<br />
the four steam generators at the Stade nuclear power plant, project<br />
planning started relatively quickly.<br />
The project documentation included the usual permit, safety<br />
and conceptual reports which are standard for nuclear projects<br />
and, a first for EAS, the documents for the environmental impact<br />
assessment. Last but not least, work procedures and health & safety<br />
documentation had to be prepared.<br />
After three years of waiting for the official decommissioning<br />
and dismantling permits from the authorities, preparations on site<br />
started in November 2011. By then, the new material lock had been<br />
built and inaugurated.<br />
The centrepiece of the dismantling equipment delivered by EAS<br />
was a hydraulic strand jacking system with a lifting force of 280<br />
tonnes, redundant safety lifting cylinders and an integrated tilting/<br />
lifting mechanism.<br />
For this strand jacking system, EAS designed and built a<br />
platform to lift the system onto the bridge girders of the containment<br />
crane.<br />
Side travel of the system on the girders (from left to right and<br />
back) was achieved using horizontal strand jacks, so a total of eight<br />
different simultaneously operating strand jacks were required for the<br />
lifting, tilting and transfer movements (Fig. 1 - Configuration of lifting<br />
equipment).<br />
Fig. / Bild 2
34 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Bild / Fig. 3<br />
Im Januar 2012 wurden die Litzenheberanlage und die<br />
Anschlagbandagen am Dampferzeuger montiert.<br />
Am 14. Februar 2012 war der erste Dampferzeuger „zugbereit“ und<br />
am 7. März 2012 folgte der zweite Dampferzeuger.<br />
Erschwerend wirkte sich die Anordnung der Krananlage in<br />
Obrigheim aus, da hier im Containment ein Portalkran installiert<br />
war, anstelle des in allen übrigen deutschen Druckwasseranlagen<br />
üblichen Rundlaufkrans. So musste, nach dem Ausheben des ersten<br />
Dampferzeugers, die Litzenheberanlage zunächst wieder demontiert<br />
werden, damit die Krankatze auf der Kranbrücke zur anderen<br />
Brückenseite in Parkposition gefahren werden konnte. Dann folgte<br />
ein erneuter Aufbau der Litzenheberanlage. Ein Rundlaufkran hätte<br />
sich für den Wechsel der Anschlagposition - ohne Umbau - lediglich<br />
im Kreis gedreht (Bild 2 - Dampferzeuger in Kippstellung).<br />
Die Wochen der Höhenmontage waren durch hohes Unfallrisiko<br />
geprägt, sodass hier bereits im Vorfeld, vor allem aber auch während<br />
der Schichtarbeit, jegliche Sicherheitsmaßnahmen mit dem Montageund<br />
Aufsichtspersonal besprochen und geprobt wurden.<br />
Die wesentlichen Punkte waren: Höhenrettungstraining und<br />
Griffbereitschaft der benötigten Schutzausrüstung, tägliche Sicherheitsbesprechungen<br />
mit allen Beteiligten, lückenlose Überwachung<br />
und Einweisung aller Tätigkeiten durch Sicherheitsbeauftragte vor<br />
Ort und natürlich die strikte Einhaltung aller Sicherheitsmaßnahmen.<br />
Erfreulicherweise wurden alle Umsetzungen mit der Null-Unfall-<br />
Quote belohnt.<br />
Auch der Strahlenschutz kam nicht zu kurz. Alle dosisrelevanten<br />
Tätigkeiten wurden von unserem Strahlenschutzingenieur im<br />
Projektteam teilweise mit eigenen Messungen vor Ort überprüft.<br />
Hieraus sind in Abstimmung mit dem Strahlenschutz des Betreibers<br />
zusätzliche Abschirmmaßnahmen bzw. Dekontaminationen<br />
festgelegt worden. Vor dem Ausschleusen wurden die Dampferzeuger<br />
noch mit einer Lackschicht zur Bindung möglicher<br />
anhaftender Kontamination versehen und für den Transport<br />
radiologisch freigemessen. (Bild 3 - Transport Dampferzeuger)<br />
Mit Abschluss der Dampferzeuger-Demontage war der spektakuläre<br />
Abschnitt des Rückbauprojektes beendet. Es folgte in<br />
Kleinarbeit die Zerlegung der Hauptkühlmittelpumpen und der<br />
Primärrohrleitungen mit anschließender Verpackung in Transportcontainer.<br />
Als Erschwernis stellte sich bei den Pumpen die äußerst<br />
festsitzende Verschraubung der über Jahrzehnte im Betrieb nie<br />
gelösten M115 Gewindebolzen heraus. An „schlechten Tagen“ konnten<br />
selbst mit hydraulischen Kraftschraubern und Vorschlaghammer nur<br />
wenige Bolzen ausgebracht werden.<br />
Eine letzte Herausforderung am Ende des Rückbauprojekts war<br />
die Demontage des Druckhalters, da aufgrund noch strahlender, nicht<br />
dekontaminierbarer Bereiche nur eine fernhantierte Zerlegung des<br />
Behälters in Schüsse in Frage kam. Hierzu wurde ein spezielles, bei<br />
EAS vorhandenes und von uns verschiedentlich bereits eingesetztes<br />
Autogen-Brennverfahren, bestehend aus einem fernsteuerbaren<br />
Brenntraktor und einer flexiblen Umlaufbahn, eingesetzt (Bild 4 -<br />
Demontage Druckhalterschuss).<br />
Nach siebeneinhalb Monaten Rückbauarbeiten war das Projekt<br />
im KKW Obrigheim am 26. Juni 2012 beendet. Die beiden<br />
Dampferzeuger wurden anschließend per Binnenschiff in das<br />
Zwischenlager Lubmin transportiert. Die übrigen demontierten<br />
Komponenten folgten verpackt in Container (Bild 5 - Verladung<br />
Hauptkühlpumpe).<br />
Als Fazit bleibt zu erwähnen, dass die Baustellenzeit im Projekt -<br />
zum Vorteil des Kunden - um drei Wochen verkürzt werden konnte,<br />
womit aber auch die Planbarkeit von Rückbauprojekten belegt ist.<br />
Im Anschluss an das Projekt im KKW Obrigheim erhielten wir im<br />
vergangenen Jahr den Auftrag über die Planung und Lieferung einer<br />
Verpackungsstation für den weiteren Rückbau von EnBW.
Journal 35<br />
Work on site then went like clockwork. After a few weeks of<br />
preparations, the two steam generators in their cells had been<br />
stripped of all small piping, platforms and concrete beams.<br />
In January 2012, the strand jacking system and the slinging collar<br />
were attached to the steam generator.<br />
On 14 February 2012, the first steam generator was "ready for<br />
pulling", followed by the second steam generator on 7 March 2012.<br />
What made things more difficult in Obrigheim was the crane<br />
arrangement. The containment was equipped with a gantry crane<br />
instead of a crane on a circular runway as is standard in all other<br />
German pressurised water reactor plants.<br />
This meant that after the first steam generator had been<br />
lifted from the containment, the strand jacking system had to be<br />
dismantled for the crane trolley to travel to its parking position on<br />
the other side of the bridge. The strand jacking system was then put<br />
back in place. A crane with a circular runway would have only turned<br />
in a circle to change the slinging position – without the need for<br />
any disassembly/reassembly work (Fig. 2 - Steam generator in tilted<br />
position).<br />
During the weeks when staff had to work at heights there was<br />
an increased risk of accidents, so in the run-up and particularly<br />
during the shift work a number of safety measures were<br />
identified, discussed and practised with all assembly workers and<br />
supervisors. The main aspects covered were: rescuing workers from<br />
heights, having personal protective equipment close by ready for<br />
use, daily safety meetings with everyone involved, full monitoring<br />
and briefing by the local safety officer in preparation for all<br />
activities and, of course, strict compliance with all safety rules<br />
and regulations. Thankfully, these efforts paid off and the project<br />
achieved a zero-accident rate.<br />
Radiation protection was not forgotten either. All dose-relevant<br />
activities were closely monitored by the EAS project team's radiation<br />
protection engineer who carried out some measurements of<br />
his own on site. As a result, a number of additional shielding and<br />
decontamination measures were agreed with the operator's radiation<br />
protection specialists. Prior to removal from the lock, a varnish<br />
coat was applied to the steam generator to bond any remaining<br />
contamination sticking to the surface. The steam generator was<br />
then measured to check it is free from contamination and cleared for<br />
shipment (Fig. 3 - Shipment of steam generator).<br />
Fig. / Bild 5<br />
Fig. / Bild 4<br />
The end of the disassembly of the steam generators marked the<br />
most spectacular part of the decommissioning project. What then<br />
followed was the stripping of the main coolant pumps and the<br />
primary piping, including packing into containers ready for shipment.<br />
Removing some of the M115 bolts on the pumps proved particularly<br />
difficult as they had not been turned in decades. On "bad days" the<br />
team only managed to remove a few bolts even when they used a<br />
hydraulic torque tool and a sledgehammer.<br />
One last big challenge at the end of decommissioning project<br />
was the disassembly of the pressurizer. As it was still not fully<br />
decontaminated, EAS had to use a remote control method to cut the<br />
vessel into sections.<br />
This part of the work was done using a special flame cutting<br />
system already employed on a number of occasions, which consisted<br />
of a remotely controlled cutting tool and a flexible circular track (Fig.<br />
4 - Disassembly of pressurizer section).<br />
After 7 1/2 months of dismantling work at Obrigheim, the project<br />
was completed on 26 June 2012. The two steam generators were<br />
subsequently shipped to the Lubmin interim storage site by barge.<br />
The other components were packed into containers (Fig. 5 - Loading<br />
of main coolant pump).<br />
In the end, EAS managed to complete work on site three weeks<br />
earlier than planned to the benefit of the client, which proves that it<br />
is possible to schedule nuclear decommissioning projects.<br />
Following the Obrigheim project, EAS received a contract last<br />
year to design and deliver a packing station for further dismantling<br />
activities by EnBW.
36 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Stadtwerke Duisburg<br />
Turbinenrevision im Heizkraftwerk III<br />
Die Stadtwerke Duisburg <strong>AG</strong> gehört zu den größten kommunalen Energieversorgern<br />
in der Region. Rund 250.000 Haushalte werden über die Heizkraftwerke mit<br />
elektrischer Energie und Fernwärme versorgt.<br />
Den Auftrag für die Revision 2011 an der 140 MW-Dampfturbinenanlage<br />
T 7090 erhielt der EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik.<br />
Insgesamt handelte es sich um die HD-/MD-/ND-Teilturbine inkl. der<br />
Ventile und Klappen.<br />
Technische Beschreibung der Dampfturbinenanlage<br />
Typ<br />
Siemens, HMN-Baureihe<br />
1 x HD-Teilturbine, einflutig<br />
1 x MD-Teilturbine, doppelflutig<br />
1 x ND-Teilturbine, doppelflutig<br />
Fabrik-Nr. des Turbosatzes T 7090<br />
Bauart<br />
axiale Kondensationsturbine<br />
Zwischenüberhitzung 1-fach<br />
Anzapfung<br />
2 inkl. Anzapfung in der Überströmleitung<br />
Wellenstränge 1<br />
Gehäuse 3<br />
Abdampffluten 2<br />
Nennleistung<br />
140 MW<br />
Drehzahl<br />
3.000/min<br />
Das HD-Topfgehäuse wurde komplett demontiert und zur Überholung<br />
nach MCE/Österreich transportiert. Dort erfolgte durch<br />
unsere Mitarbeiter eine Befundaufnahme an HD-Topf und Läufer<br />
und die Vorbereitung des Läufers für den Transport zu unserem<br />
Kooperationspartner General Turbo nach Rumänien.<br />
MD- und ND-Turbine<br />
Nach eingehender Befundaufnahme sowie Aufmaß der Kupplungsbolzen<br />
an der MD-Turbine, Messungen an MD-/ND-Welle/<br />
Lagerbock vorne und hinten, Gehäuse zur Welle sowie axialer<br />
Kupplungskontrolle MD/ND bzw. ND/Generator, wurden beide<br />
Läufer vermessen und ebenfalls für den Transport zu General Turbo<br />
vorbereitet.<br />
General Turbo<br />
Unter der strengen Aufsicht unserer QS-Monteure begannen dort<br />
die Arbeiten an den drei Läufern mit Eingangsrundlaufkontrolle,<br />
Reinigung und Strahlarbeiten.<br />
Der HD-Läufer erhielt 96 neue Schaufeln der Stufe 1, der MD-<br />
Läufer jeweils 137 neue Schaufeln der Stufe 1 GS und TS.<br />
MD-Läufer<br />
Ausgebaute Schaufeln<br />
der Stufe 1<br />
IP rotor<br />
Blades removed<br />
from stage 1<br />
Am ND-Läufer wurde eine mechanisierte Volumenprüfung zur<br />
Lebensdauerberechnung vorgenommen.<br />
Nach der Erneuerung der Dichtbänder an den drei Läufern,<br />
Zf-Prüfung und mechanischer Bearbeitung, wurden die Läufer<br />
hochtourig gewuchtet und anschließend zurück zu MCE nach<br />
Österreich (HD-Läufer) bzw. zum Heizkraftwerk III nach Duisburg<br />
transportiert.<br />
Ausfahren des HD-Topfgehäuses / Removal of HP barrel casing<br />
Mechanisierte Volumenprüfung / Mechanised volume testing
Journal 37<br />
Stadtwerke Duisburg<br />
Turbine overhaul at cogeneration plant<br />
Stadtwerke Duisburg <strong>AG</strong> is one of the largest municipal energy suppliers<br />
in the Ruhr region. Its cogeneration plants supply electricity and district heat<br />
to some 250,000 households.<br />
The contract for the 2011 overhaul of the company's 140 MW T 7090<br />
steam turbine plant was awarded to the EAS Rotating Technology<br />
Division. The systems to be inspected as part of the overhaul included<br />
the HP/IP/LP turbine sections along with various different valves.<br />
Technical details of steam turbine plant<br />
Type<br />
Siemens, HMN series<br />
1 HP turbine section, single-flow<br />
1 IP turbine section, double-flow<br />
1 LP turbine section, double-flow<br />
Serial no. of turbo set T 7090<br />
Design<br />
axial condensing turbine<br />
Reheater<br />
single-type<br />
Extraction points<br />
2 incl. extraction point in overflow line<br />
Shaft trains 1<br />
Casings 3<br />
Exhaust steam flows 2<br />
Rated output<br />
140 MW<br />
Speed<br />
3,000 rpm<br />
IP and LP turbine sections<br />
After a detailed fact finding and measurements to determine the<br />
exact dimensions of the IP turbine coupling pins, front and rear IP/<br />
LP shaft/bearing block measurements as well as casing-to-shaft and<br />
axial IP/LP and LP/generator coupling checks, the dimensions of<br />
the two rotors were measured before they too were prepared for<br />
shipment to General Turbo.<br />
General Turbo<br />
At General Turbo, work on the three rotors was carried out under the<br />
watchful eyes of our QA experts, starting with an as-received radial<br />
run-out test, cleaning and abrasive blasting.<br />
The HP rotor was fitted with 96 new stage-1 blades, while the IP<br />
rotor had 137 new blades installed each on the generator side (GS)<br />
and the turbine side (TS).<br />
The HP barrel casing was completely dismantled and shipped to<br />
MCE/Austria for the overhaul. At MCE, EAS staff checked the "as-is<br />
condition" of the HP barrel and the rotor before onward shipment to<br />
General Turbo, our partner company in Romania.<br />
IP rotor - New blades installed in row 1 (TS & GS) prior to machining<br />
MD-Läufer - Eingebaute neue Schaufeln, Reihe 1 TS und GS,<br />
vor der mechanischen Bearbeitung<br />
The LP rotor underwent mechanised volume measurements to<br />
determine its service life.<br />
After renewal of the seal strips on the three rotors, non-destructive<br />
testing (NDT) and machining, the rotors were taken to a balancing<br />
facility for high-speed balancing before being shipped back to MCE in<br />
Austria (HP rotor) and from there to the site in Duisburg.<br />
HP rotor in guide vane carrier prior to as-is inspection<br />
HD-Läufer im Leitschaufelträger vor der Befundaufnahme
38 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Österreich<br />
In Österreich fanden inzwischen Reinigungs-/Strahlarbeiten sowie<br />
zerstörungsfreie Prüfungen (ZfP) an den einzelnen Bauteilen des<br />
HD-Topfgehäuses statt. Außerdem wurde eine Materialprüfung für<br />
die Lebensdauerberechnung vorgenommen.<br />
HD-Topfgehäuse vor<br />
dem Zerlegen<br />
HP barrel casing prior<br />
to disassembly<br />
Weitere Revisionsarbeiten der EAS-Mannschaft im Werk:<br />
HD-Komponenten<br />
• Aufarbeitung der FD-Anschlüsse, schleifen und<br />
Zf-Prüfung der Dichtflächen<br />
• Aufarbeitung der Lagerbock- und Gehäuseführungen<br />
MD-Innengehäuse<br />
• Zf-Prüfung der Winkelringmuttern<br />
• Zf-Prüfung der vernieteten Deckbänder an den Leitschaufeln<br />
• Reparatur von einigen losen Vernietungen mittels<br />
Laserschweißverfahren<br />
• Austausch aller Winkelringe<br />
• Einbau neuer Wandtemperatur- Fühler<br />
ND-Innengehäuse<br />
• Kontrolle und Zf-Prüfungen an den Kompensatoren<br />
MD-Außengehäuse<br />
• Kontrolle der Dichtflächen von Einströmung und Entnahme<br />
• Reinigungs- und Schleifarbeiten<br />
• Zf-Prüfungen<br />
• Kontrolle der Gehäuseführungen und Dichtflächen<br />
• Klaffungsmessung<br />
• Tuscheabdruck an den Teilflächen<br />
Nach einer mechanischen Bearbeitung der Dichtflächen erhielt<br />
das Innengehäuse neue Dichtbänder. Diverse Messungen, Rollproben<br />
und Lehrwellenmessungen standen vor der Montage der<br />
einzelnen Bauteile an. Weiterhin wurden Laserschweißungen an<br />
den Dichtflächen der U-Dichtringe vorgenommen und das komplette<br />
Topfgehäuse für den Rücktransport zum HKW 3 nach Duisburg<br />
vorbereitet.<br />
Mechanische<br />
Bearbeitung der<br />
Dichtflächen<br />
Machining of<br />
sealing faces<br />
MD-Wellendichtung<br />
• Kontrolle der Wellendichtungssegmente<br />
• Überholung aller Anlageflächen und Nuten<br />
• Austausch der Druckfedern<br />
• Tuschieren der Teilflächen der Stopfbuchsengehäuse<br />
ND-Stopfbuchsen<br />
• Strahlarbeiten am Gehäuse<br />
• Endoskopie der Stopfbuchsenleitungen (HD-/MD-/ND-Teilturbine)<br />
• FE-Prüfung der Schweißnähte (Rohranschlussstücke/Absaugungsund<br />
Bedampfungsrohre und der Stopfbuchsengehäuse)<br />
Kupplungen<br />
• Messen von Verspannung, Rundlauf etc.<br />
• Überholung der Kupplungsbolzen<br />
• Ausrichtung des Wellenstranges (HD-/MD-/ND-Teilturbine)<br />
Revision im HKW 3, Duisburg<br />
MD- und ND-Innengehäuse erhielten zunächst eine Strahlreinigung.<br />
Anschließend wurden Ovalitäts- und Klaffungsmessungen<br />
vorgenommen sowie jeweils ein Tuscheabdruck der Teilflächen<br />
und Zf-Prüfungen an den Innengehäusen.<br />
HKW III<br />
Cogeneration Plant
Journal 39<br />
Austria<br />
Meanwhile, in Austria, the individual parts of the HP barrel casing<br />
underwent cleaning/abrasive blasting as well as non-destructive<br />
testing. Also, a material test was carried out to determine the service<br />
life.<br />
Once the sealing faces had been machined, the interior casing<br />
was fitted with new seal strips. Various checks, rolling tests and<br />
alignment shaft measurements had to be carried out before the<br />
different parts were reassembled. Moreover, the sealing faces of the<br />
U-seals were laser-welded and the entire barrel casing prepared for<br />
shipment back to Duisburg.<br />
Exterior IP casing<br />
• Inspect sealing faces on inlet and outlet<br />
• Clean and grind surfaces<br />
• Perform ND tests<br />
• Inspect casing guides and sealing faces<br />
• Perform gap measurements<br />
• Check ink contact patterns on opposite surfaces<br />
IP shaft seal<br />
• Check shaft seal segments<br />
• Overhaul all contact surfaces and rivets<br />
• Replace compression springs<br />
• Check ink contact patterns on opposite surfaces of<br />
stuffing box housing<br />
LP stuffing boxes<br />
• Perform abrasive blasting work on casing<br />
• Conduct boroscope inspection of stuffing box lines<br />
(HP/IP/LP turbine sections)<br />
• Perform FE test on welds (pipe tie-ins/extraction and<br />
steam supply piping and stuffing box housings)<br />
Couplings<br />
• Measure stresses, radial run-out, etc.<br />
• Overhaul coupling pins<br />
• Align shaft train (HP/IP/LP turbine sections)<br />
Turbine bearings<br />
• Check bearings (DP and ultrasonic tests)<br />
• Fit bearings and check dimensions<br />
• Renew flexible oil pressure relief piping<br />
• Check displacement behaviour of bearing casing<br />
• Install new seal strips on oil retainers and adjust as required<br />
HP barrel casing - Guide vane carrier with new seal strips<br />
HD-Topfgehäuse – Leitschaufelträger mit neuen Dichtbändern<br />
Overflow and extraction lines<br />
• Carry out internal inspection (where possible)<br />
• Prepare welds and weld the cut pipes<br />
(incl. heat treatment and ND testing)<br />
Overhaul activities on site in Duisburg<br />
The interior IP and LP casings were first blast cleaned. This was<br />
followed by out-of-roundness checks and gap measurements, ink<br />
contact pattern checks on opposite surfaces and ND tests on the<br />
interior casings.<br />
Further overhaul activities by EAS at the workshop included:<br />
HP components<br />
• Rework live steam connections, grind and perform ND tests<br />
on sealing faces<br />
• Rework bearing pedestal and casing guide<br />
Interior IP casing<br />
• Perform ND tests on L-section ring nuts<br />
• Perform ND tests on riveted shrouds on guide vanes<br />
• Repair a few loose rivets using laser welding method<br />
• Replace all L-section rings<br />
• Install new temperature sensors<br />
Interior LP casing<br />
• Check / perform ND tests on expansion joints<br />
Blast cleaning - Transport of IP casing<br />
Strahlreinigung - Transport des MD-Innengehäuses
40 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Turbinenlagerung<br />
• Prüfung aller Lager (Eindringprüfung /PT und<br />
Ultraschallprüfung/UT)<br />
• Einpassen und Vermessen der Lager<br />
• Erneuerung der Druckölentlastungsschläuche<br />
• Kontrolle Gleitverhalten Lagergehäuse<br />
• Neubebänderung Ölabstreifer und Einstellarbeiten<br />
Überström- und Anzapfleitungen<br />
• Innere Befahrung (soweit möglich)<br />
• Schweißnahtvorbereitung und Schweißen der geschnittenen<br />
Leitungen inkl. Wärmebehandlung und Zf-Prüfungen<br />
Turbinendreheinrichtung<br />
• Kontrolle und Aufarbeitung der Knippvorrichtung<br />
Turbineninterne Leitungen<br />
Sichtkontrolle<br />
• der Überström-, Anzapf- und Entnahmeleitungen<br />
• Stopfbuchsen-Bedampf- und Absaugeleitungen im Kondensator<br />
• Kontrolle der Entwässerung (Schlammsäcke öffnen und reinigen)<br />
• Sichtkontrolle der Ölrohrleitungen<br />
Hauptölpumpe<br />
• Befundung und Instandsetzung in der EAS-Werkstatt in<br />
Gelsenkirchen<br />
Kondensator<br />
Sichtkontrolle<br />
• der oberen Kondensatorrohre<br />
• Versteifungen, Streben und Stehkreuze<br />
• aller Schweißnähte von Messstellen, Tauchhülsen, Rohreintritte<br />
und Steigleitern<br />
Evakuierungseinrichtungen<br />
Sichtkontrolle<br />
• der Armaturen auf Dichtheit und Gängigkeit<br />
• Rohrleitungen und Rohrhalterungen<br />
Kondensator-Reinigungsanlage<br />
• Sicht- und Funktionskontrolle der Kugelschleuse<br />
• Kontrolle der Beschichtung in den Wasserkammern<br />
• Kontrolle des Fangsiebs im Kühlwasserrücklauf<br />
Ventile<br />
2 x HD-Schnellschlussventil (SSV) und 2 x HD-Stellventil (STV)<br />
• Demontage der Dampfeinsätze<br />
• Transport der ausgebauten Ventilteile zur EAS-Werkstatt in<br />
Gelsenkirchen<br />
• Kontrolle der Ventilsitze und Kegel<br />
• Reinigung und Vermessung der Gehäuseeinpässe<br />
• Einschleifen und Prüfen der Gehäusesitze<br />
• Kontrolle der U-Ringe und Anlageflächen<br />
• Zf-Prüfungen an Ventilgehäusen<br />
• Befundung<br />
• Tragbildkontrolle mittels Tuscheabdruck<br />
Ölteil des HD-SSV<br />
• Demontage und Transport zur EAS-Werkstatt in Gelsenkirchen<br />
Rückschlagklappen<br />
• Zerlegen und revidieren<br />
• Maßaufnahme bei Demontage<br />
• Nachschleifen und Zf-Prüfung der Dichtflächen<br />
• Befundung<br />
• Tuscheabdruck<br />
• Remontage<br />
• Demontage der Metso-Klappen<br />
• Überholung bei Metso und anschließende Remontage<br />
Werkstattarbeiten<br />
Neben der Hauptölpumpe und dem Ölteil des HD-SSV wurden die<br />
nachfolgend aufgeführten Ventile und Klappen in der EAS-Werkstatt<br />
in Gelsenkirchen instand gesetzt:<br />
• FD-Schnellschlussventile 1+2<br />
• FD-Stellventile 1+2<br />
• FD-Stellantriebe 1+2<br />
• MD-Schnellschlussventile 1+2<br />
• MD-Stellventile 1+2<br />
• MD-Stellantriebe 1+2<br />
• Klappen DN 200-1200<br />
• Rückschlagklappen (RSK) der KZÜ mit Antrieb<br />
• Anzapf-RSK der A5 mit Antrieb DN 150<br />
• Anzapf-RSK der A5 ungesteuert DN 150<br />
• Anzapf-RSK der A3 mit Antrieb DN 400<br />
Anschließend erfolgten die Remontage im Heizkraftwerk 3 und<br />
nach Rücktransport des HD-Topfgehäuses inkl. Läufer sowie der<br />
MD- und ND-Läufer die Inbetriebnahmearbeiten:<br />
• Einstellung der Regelung<br />
• Inbetriebnahme Drehwerksbetrieb<br />
• Kontrolle der Turbine im Drehwerksbetrieb<br />
• Freigabe Wellenbetrieb<br />
• Aufnahme Ventilkennlinien<br />
• Überprüfung Betriebswerte<br />
• Betriebswerte Lagertemperatur, Lageröldrücke, Dehnungen<br />
• Schwingungsmessung der Turbine in verschiedenen Lastbereichen<br />
sowie An- und Abfahrten<br />
Durch befundabhängige, zusätzliche Arbeiten musste der<br />
ursprüngliche Zeitrahmen erweitert werden. Dies geschah in<br />
Absprache mit dem Kunden. Der daraufhin festgelegte Termin<br />
für die Inbetriebnahme wurde eingehalten und die Revision mit<br />
der Baustellenabnahme erfolgreich abgeschlossen.<br />
FE-Prüfung an der Knippvorrichtung / FE testing of barring unit
Journal 41<br />
Turbine barring unit<br />
• Check and rework turning device<br />
Internal turbine piping<br />
Perform visual inspection of<br />
• overflow, extraction and outlet lines<br />
• stuffing box steam supply and extraction lines in condenser<br />
• drainage piping (open and clean sediment bags)<br />
• oil piping<br />
Main oil pump<br />
• Inspect and repair at EAS workshop in Gelsenkirchen<br />
Condenser<br />
Perform visual inspection on<br />
• top condenser tubes<br />
• reinforcing bars, supports and stiffeners<br />
• all welds at measuring points, thermowells,<br />
pipe entries and ladders<br />
Evacuation systems<br />
Perform visual inspection on<br />
• valves to check for tightness and ease of movement<br />
• piping and pipe supports<br />
Condenser cleaning system<br />
Perform visual inspection and functional check on ball collector<br />
• Check internal lining of water chambers<br />
• Check strainer in cooling water return line<br />
Valves<br />
2 x HP slam-shut valves and 2 x HP control valves<br />
• Remove steam inserts<br />
• Ship removed valve parts to EAS workshop in Gelsenkirchen<br />
• Check valve seat and cone<br />
• Clean casing and check fit<br />
• Grind and check casing seats<br />
• Check U-rings and contact surfaces<br />
• Perform ND tests on valve body<br />
• Perform inspection<br />
• Perform load bearing check using ink contact patterns<br />
Oil part of HP slam-shut valve<br />
• Remove and ship to EAS workshop in Gelsenkirchen<br />
Non-return valves<br />
• Strip and overhaul<br />
• Check dimensions during disassembly<br />
• Grind and perform ND test on sealing faces<br />
• Check as-is condition<br />
• Check ink contact patterns<br />
• Reassemble<br />
• Remove Metso valves<br />
• Have valves overhauled at Metso and re-install<br />
Workshop activities<br />
Apart from the main oil pump and the oil part of the HP slam-shut<br />
valve, the following valves were repaired at the EAS workshop in<br />
Gelsenkirchen:<br />
• Live steam main stop valves 1&2<br />
• Live steam main control valves 1&2<br />
• Live steam main control valve actuators 1&2<br />
• IP reheat stop valves 1&2<br />
• IP reheat control valves 1&2<br />
• Reheat stop/control valve actuators 1&2<br />
• DN 200-1200 valves<br />
• Non-return valves (NRV) of cold reheat piping with drive<br />
• DN 150 NRV in A5 extraction line, with actuator<br />
• DN 150 NRV in A5 extraction line, uncontrolled<br />
• DN 400 NRV in A3 extraction line, with actuator<br />
Reinstallation of valves / Remontage der Ventilteile<br />
The valves were reinstalled on site in Duisburg and, after the return<br />
of the HP barrel casing with its rotor and the IP and LP rotors, the<br />
following recommissioning activities were performed:<br />
• Select control system settings<br />
• Re-start in turning gear mode<br />
• Perform turbine check in turning gear mode<br />
• Give ok for operation in shaft mode<br />
• Record characteristic curves for valves<br />
• Check operating data<br />
• Check parameters such as bearing temperatures,<br />
bearing oil pressures, elongation, etc.<br />
• Record turbine vibration under different loads and<br />
during start-up/shutdown<br />
The inspections revealed the need for additional repairs, so the<br />
original project schedule had to be extended in consultation with<br />
the client. Site acceptance testing was successfully completed<br />
and the new recommissioning date met.<br />
EAS workshop - Reworking of valve parts<br />
EAS-Werkstatt – Aufarbeitung von Ventilteilen
42 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Schwertransporte<br />
Organisation bis ins Detail<br />
Die Organisation von Schwertransporten gehört zu den Leistungen,<br />
die wir im Rahmen einer Revision für unsere Kunden übernehmen.<br />
Dabei spielen nicht nur Maße und Gewichte eine gravierende Rolle.<br />
Das gesamte Szenario muss im Vorfeld in allen Einzelheiten geplant<br />
werden, um den vorgesehenen Zeitplan einzuhalten und zusätzliche<br />
Stillstände der Anlagen zu vermeiden.<br />
Den knappen Satz: „Der Läufer wurde zum Wuchten zu unserem<br />
Kooperationspartner transportiert“, liest man oft in den<br />
Projektberichten des Geschäftsbereichs Maschinentechnik. Welcher<br />
Aufwand damit verbunden ist, wissen nur die an einer solchen Aktion<br />
Beteiligten. Die Vorlaufzeit für die Planung eines Schwertransports<br />
beträgt in der Regel rd. sechs Wochen und der Transport selbst wird<br />
ständig überwacht.<br />
Anlässlich der Turbinenrevision im Heizkraftwerk III der<br />
Stadtwerke Duisburg stand der Umfang des Transportvolumens<br />
bereits vor Revisionsbeginn fest. Daher konnten die Absprachen mit<br />
unserem Kooperationspartner für hochtouriges Wuchten, General<br />
Turbo in Bukarest, frühzeitig getroffen und die Spediteure beauftragt<br />
werden.<br />
In diesem Fall ging es jedoch nicht nur um die Strecke Deutschland<br />
– Rumänien und zurück. Wie aus dem Projektbericht ersichtlich,<br />
waren unterschiedliche Strecken mit den nachfolgend aufgeführten<br />
Massen (inkl. Transportschlitten) zu bewältigen:<br />
Organisation<br />
Generell holen wir bei der Organisation von Schwertransporten von<br />
mehreren Speditionen Angebote ein. Allerdings bleibt die Anzahl<br />
der infrage kommenden Unternehmen überschaubar, da diese<br />
zertifiziert sein müssen (SCC/Safety Certificate Contractors). Ist dann<br />
die Entscheidung gefallen, wird ein straffer Vertrag ausgehandelt,<br />
der u. a. beinhaltet, dass die Transporte mit eigenen Fahrzeugen<br />
durchgeführt und nicht untervergeben werden und die Fahrzeuge<br />
über GPS verfügen, damit jederzeit der aktuelle Standort ermittelt<br />
werden kann.<br />
Verladung<br />
Der Transport erfolgt auf einem speziellen Transportgestell.<br />
Die Ladung mit dem Transportgestell muss so auf dem LKW<br />
platziert werden, dass die Achsen gleichmäßig belastet werden.<br />
Gegebenenfalls werden Turbinenschaufeln vor der Verladung<br />
demontiert und am Zielort wieder remontiert.<br />
1. HD-Topfgehäuse inkl. Läufer<br />
Gesamtgewicht: rd. 53 t<br />
Länge: 6.100 mm<br />
Breite: 2.900 mm<br />
Höhe: 3.000 mm<br />
2. HD-Läufer<br />
Gesamtgewicht: rd. 11 t<br />
Länge: 7.000 mm<br />
Breite: 1.700 mm<br />
Höhe: 2.000 mm<br />
3. MD-Läufer<br />
Gesamtgewicht: rd. 15 t<br />
Länge: 6.100 mm<br />
Breite: 1.150 mm<br />
Höhe: 2.000 mm<br />
4. ND-Läufer<br />
Gesamtgewicht: rd. 53 t<br />
Länge: 8.400 mm<br />
Breite: 2.233 mm<br />
Höhe: 2.800 mm<br />
Duisburg – Linz/Österreich –<br />
Duisburg<br />
einfache Fahrt rd. 800 km<br />
Linz/Österreich – Rumänien –<br />
Linz/Österreich<br />
einfache Fahrt rd. 1.200 km<br />
Duisburg – Rumänien –<br />
Duisburg<br />
einfache Fahrt rd. 2.000 km<br />
Duisburg – Rumänien –<br />
Duisburg<br />
einfache Fahrt rd. 2.000 km
Journal 43<br />
Heavy haulage<br />
Organised down to the last detail<br />
Organising the haulage of exceptionally heavy loads<br />
is one of the services we offer to our clients as part of<br />
a major overhaul. Moving these loads is not just about<br />
dimensions and weights. The whole scenario must be<br />
planned well in advance down to the last little detail<br />
to keep to the timetable and avoid additional downtime.<br />
The Rotating Technology Division's project reports often include<br />
a short statement saying: 'The rotor was shipped to our partner's<br />
workshop for balancing'. The effort behind this part of a contract can<br />
only be understood by the people involved. The run-up time for heavy<br />
haulage operations is usually six weeks and the shipment itself is<br />
constantly monitored.<br />
The scope of the haulage services required as part of a turbine<br />
overhaul at 'Heizkraftwerk III', a cogeneration plant operated by the<br />
municipal utility of Duisburg, was already clear before the start of the<br />
work. Hence EAS was able to discuss and agree the necessary details<br />
with General Turbo, our high-speed balancing partner in Bucharest,<br />
at an early stage and award the contracts to the hauliers.<br />
With this project, however, it was not just a question of shipping<br />
the loads from Germany to Romania and back. According to the<br />
project report, the equipment, which had the dimensions and weights<br />
(incl. skids) listed below, had to be transported on various routes:<br />
Organisation<br />
We always solicit a number of quotes from different hauliers.<br />
However, the number of eligible haulier companies is limited because<br />
they have to be Safety Certificate Contractors (SCC).<br />
The contracts with hauliers are very stringent. They stipulate, for<br />
example, that the haulier has to use its own vehicles and must not<br />
involve any subcontractors, and the vehicles have to have GPS so that<br />
they can be tracked at all times.<br />
Loading<br />
The equipment is secured on special skids. These skids have to be<br />
carefully loaded onto the truck to ensure an even distribution of the<br />
load on all axles. Where necessary, turbine blades have to be removed<br />
prior to loading and reinstalled at the destination.<br />
(1) Barrel-type HP casing incl. rotor<br />
Total weight: approx. 53 t<br />
Length: 6,100 mm<br />
Width: 2,900 mm<br />
Height: 3,000 mm<br />
Duisburg – Linz/Austria –<br />
Duisburg<br />
One way: approx. 800 km<br />
(2) HP rotor<br />
Total weight: approx. 11 t<br />
Length: 7,000 mm<br />
Width: 1,700 mm<br />
Height: 2,000 mm<br />
Linz/Austria – Romania –<br />
Linz/Austria<br />
One way: approx. 1,200 km<br />
(3) IP rotor<br />
Total weight: approx. 15 t<br />
Length: 6.100 mm<br />
Width: 1,150 mm<br />
Height: 2,000 mm<br />
Duisburg – Romania –<br />
Duisburg<br />
One way: approx. 2,000 km<br />
(4) LP rotor<br />
Total weight: approx. 53 t<br />
Length: 8,400 mm<br />
Width: 2.233 mm<br />
Height: 2,800 mm<br />
Duisburg – Romania –<br />
Duisburg<br />
One way: approx. 2,000 km
44 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Bei der Routenplanung müssen die Gesamtmaße und –gewichte<br />
(Fahrzeug inkl. Ladung) berücksichtigt werden.<br />
Mit einem Schwertransporter<br />
• sind nicht alle Brücken befahrbar,<br />
• Tagesbaustellen müssen vorübergehend abgebaut werden,<br />
• in Baustellen werden zwei Spuren beansprucht,<br />
• verschiedene Streckenabschnitte müssen umfahren werden<br />
und es gibt diverse weitere Sperrungen, die in einer umfangreichen<br />
logistischen Vorarbeit identifiziert werden, um alle Hindernisse zu<br />
berücksichtigen, Maßnahmen für die Umfahrung zu treffen und die<br />
damit verbundenen Voraussetzungen zu schaffen.<br />
Deutschland – Österreich – Rumänien<br />
Jedes Land hat eigene Vorgaben für Schwertransporte. Zum Beispiel<br />
darf in Österreich nur nachts gefahren werden – es ist aber im<br />
Vorfeld jedes einzelne Bundesland abzufragen. In Rumänien ist der<br />
Transport auch tagsüber erlaubt, jedoch nur mit Polizeibegleitung.<br />
Wenn man bedenkt, dass schon in Deutschland jedes einzelne<br />
Bundesland unterschiedliche Vorschriften hat (in NRW und Hessen<br />
sind nur Nachtfahrten erlaubt), an den Wochenenden teilweise<br />
Fahreinschränkungen bestehen und auf der gesamten Strecke<br />
diverse Hindernisse zu bewältigen bzw. zu umfahren sind, kann der<br />
Zeitplan schnell kritisch werden.<br />
Falls wir eine Dringlichkeitsbescheinigung vorlegen können, in<br />
der um Aufhebung von Fahrverboten gebeten wird, ist das zwar<br />
vorteilhaft, verschafft aber immer noch keine freie Fahrt.<br />
Verkehrslenkende Maßnahmen<br />
Durch so genannte verkehrslenkende Maßnahmen wie Abbau von<br />
Tagesbaustellen, Sperrung des Gegenverkehrs auf Brücken oder<br />
Umfahren von Streckenabschnitten mit Polizeibegleitung, entstehen<br />
natürlich auch zusätzliche Kosten, die im Nachhinein gegen<br />
entsprechende Nachweise abgerechnet werden.<br />
Derartige Einsätze müssen während der Fahrt rechtzeitig<br />
eingeleitet werden. Daher steht der Fahrer ständig mit seiner<br />
Spedition in Kontakt, denn selbst bei einer Fahrt an die Tanksäule<br />
müssen vorher die Rastplätze geräumt werden.<br />
Darüber hinaus wird ein Schwertransport immer von einem BF3-<br />
Fahrzeug begleitet, das für die Absicherung des Transporters nach<br />
hinten, z. B. Warnung des nachfolgenden Verkehrs, Überholverbot<br />
etc. zuständig ist.<br />
Vertrauen ist gut – Kontrolle ist besser<br />
Wir überlassen ungern etwas dem Zufall. Der Spediteur überwacht<br />
ständig das GPS-System des Schwertransporters und liefert uns<br />
täglich einen Statusbericht.<br />
In kritischen Fällen loggen wir uns in das GPS-System ein, um das<br />
Fahrzeug während der gesamten Fahrt zu kontrollieren. So können<br />
wir sicher stellen, dass die erforderlichen Kapazitäten für Reparatur,<br />
Wuchten bzw. Remontage am jeweiligen Zielort auch zum richtigen<br />
Zeitpunkt bereitstehen und sich keine kostenintensiven Wartezeiten<br />
ergeben.
Journal 45<br />
Germany – Austria – Romania<br />
Every country has its own rules and regulations for heavy load<br />
haulage. In Austria, for example, the vehicles can only travel by night<br />
but permission has to be sought from each individual federal state. In<br />
Romania, they can also travel during the day but only if accompanied<br />
by the police.<br />
In Germany, the federal states have different rules (in North Rhine<br />
Westphalia and Hesse the vehicles can only travel by night) and there<br />
are some restrictions at weekends. There can be various obstacles<br />
along the route, so careful planning is critical.<br />
Even if we have a 'certificate of urgency', which exempts us from<br />
the ban on night travel, we can still not take the direct route because<br />
of the dimensions and weights (vehicle plus load).<br />
Even minor operations have to be carefully planned. Refuelling at<br />
a service station, for example, may require the service station to be<br />
evacuated beforehand. Moreover, heavy haulage trucks are always<br />
accompanied by a third-generation escort vehicle which warns<br />
motorists following the truck and enforces an overtaking ban etc.<br />
Trust is good – control is better<br />
We don't like leaving things to chance. The haulier constantly monitors<br />
the truck's GPS system and provides us with a daily status report.<br />
In critical cases we log on to the GPS system ourselves to check up<br />
on the heavy haulage truck en route. This way we can ensure that<br />
the resources required for repairs, balancing and reassembly at the<br />
destination are available as and when required and costly waiting<br />
times are avoided.<br />
Heavy haulage vehicles<br />
• cannot cross all bridges,<br />
• require daytime roadworks to be stopped/removed temporarily,<br />
• need two lanes where there are roadworks,<br />
• often have to take detours,<br />
and there can be road closures, which need to be identified as part of<br />
detailed logistical planning to organise the new route and set out the<br />
conditions necessary for the operation.<br />
Traffic management<br />
Measures intended to channel traffic flows such as the stoppage/<br />
removal of daytime roadworks, stopping oncoming traffic on bridges,<br />
and detours with special police escorts also add to costs, which are<br />
subsequently charged on a reimbursable basis.<br />
All these preparations have to be made in good time throughout<br />
the trip. This is why the driver is constantly in touch with his company<br />
because.
46 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
Unwucht<br />
Auswuchten rotierender Bauteile<br />
Die Produktpalette des EAS-Geschäftsbereichs Maschinentechnik umfasst Dampfund<br />
Gasturbinen unterschiedlicher Leistungsklassen, Generatoren, Pumpen, Lüfter<br />
und Gebläse. Bei den wesentlichen Komponenten dieser Aggregate handelt es sich<br />
um Rotationskörper, die in ihrer normalen Funktion hohen Drehzahlen ausgesetzt<br />
sind. Um Unwuchten zu reduzieren, sind größere Reparaturmaßnahmen generell<br />
mit einem abschließenden Auswuchten verbunden.<br />
Bei dem Ausdruck „Auswuchten“ denkt man spontan an den<br />
Autoreifen. Was eine Unwucht ist, soll hier jedoch an einem anderen<br />
Beispiel verdeutlicht werden. Betrachtet man einen Fahrradreifen<br />
und unterstellt, das Rad wurde bisher von Bordsteinen und anderen<br />
Kanten verschont, hat also keine „Acht“, so kann man sich das Rad als<br />
Kreis (Bild 1) vorstellen.<br />
Das Ventil mit der Masse (m) und dem Abstand (r) von der Radnabe<br />
(roter Punkt) rotiert mit der Drehzahl (n) um die Radnabe. Dabei<br />
wirkt die Fliehkraft (F) und belastet die Radnabe. Die Berechnung der<br />
Fliehkraft geschieht nach folgender Formel.<br />
Bild / Fig. 1<br />
Der Ausdruck „m·r“ bezeichnet dabei die Unwucht (U). Ziel des<br />
Auswuchtens ist es, diese Unwucht zu minimieren und somit die<br />
Belastung auf die Radnabe zu reduzieren. Die Minimierung der<br />
Unwucht wird in der Auswuchttechnik als „Ausgleich“ bezeichnet.<br />
An dem Kreismodell (Bild 1) erzielt man den Ausgleich der Unwucht<br />
(Reduzierung der Fliehkraft und somit der Radnabenentlastung)<br />
entweder durch entfernen der Masse (m) oder hinzufügen<br />
einer weiteren Masse, der Ausgleichsmasse (m1), auf der<br />
gegenüberliegenden Seite.<br />
Komplizierter wird der Ausgleich bei einem Turbinenrotor.<br />
Vereinfacht kann man einen Rotor als Baugruppe aus<br />
zusammengesetzten Scheiben sehen, von denen jede Scheibe mit<br />
einer Unwucht behaftet ist (Bild 2).<br />
Theoretisch könnte jetzt jede dieser Scheiben ausgewuchtet<br />
werden und der Rotor wäre unwuchtfrei. Ein realer Rotor besitzt<br />
jedoch nicht so viele Ausgleichsebenen, um dieses Vorgehen zu<br />
ermöglichen. Üblich sind bei einem Turbinenrotor maximal fünf bis<br />
sechs Ausgleichsebenen.<br />
Die Größen F, r, ω und U sind Vektoren, also Werte mit einem Betrag und<br />
einer Richtung. Dies wird durch den Pfeil über dem jeweiligen Formelzeichen<br />
kenntlich gemacht. Im Text wird der Einfachheit halber auf diese<br />
Vektorenkennzeichnung verzichtet.<br />
Erschwerend kommt bei einer Turbine die wellenelastische<br />
Eigenschaft hinzu, die bewirkt, dass sich unter Drehzahl die<br />
einzelnen Scheibenelemente zueinander verschieben, d. h. der<br />
Einfluss der Scheiben untereinander ist drehzahlabhängig.<br />
Entsprechend ihrer Bauform und ihres Verhaltens während der<br />
Rotation kommen dabei unterschiedliche Auswuchtverfahren zum<br />
Einsatz.<br />
Bei diesen unterschiedlichen Verfahren unterscheidet man<br />
grundsätzlich zwischen niedertourigem und hochtourigem Auswuchten.<br />
Einen Überblick dazu gibt die folgende Tabelle. Entscheidend ist<br />
dabei die Lage der ersten kritischen Drehzahl (nk1) zur maximalen<br />
Betriebsdrehzahl (nmax).
Journal 47<br />
Imbalance<br />
Balancing rotating machine parts<br />
Many of the services provided by the EAS Rotating Technology Division<br />
relate to steam and gas turbines of various ratings, generators, pumps,<br />
fans and blowers. Their main components are normally operated at<br />
high rotational speeds. To reduce out-of-balance conditions, major repairs<br />
are usually followed by balancing.<br />
When people hear the term "balancing" they immediately think of<br />
car tyres. But let's look at another example to see what an imbalance<br />
is. If a bicycle wheel is perfectly round – in other words it hasn’t got<br />
a "wobble" – you can think of the wheel as a circle (Fig. 1).<br />
The valve with the mass (m) and distance (r) from the hub (red<br />
dot) rotates around the hub at a speed (n), with the centrifugal<br />
force (F) acting on the hub. The centrifugal force is calculated<br />
according to the following formula.<br />
In the formula, the expression "m·r" denotes the imbalance (I).<br />
The aim of the balancing exercise is to minimise this imbalance<br />
so as to reduce the strain acting on the hub. In the circular model<br />
(Fig. 1), balancing (reduction of centrifugal force and hence relief<br />
of strain on hub) is accomplished either by removing mass (m)<br />
or by adding further mass, the balance mass (m1), on the opposite<br />
side.<br />
On a turbine rotor, things are a little more complex. In<br />
simple terms, a rotor can be seen as an assembly made up of<br />
a number of discs each of which comes with an imbalance<br />
(Fig. 2).<br />
Theoretically, every one of these discs could be balanced<br />
to take out the imbalance for the rotor as a whole. However,<br />
a real rotor does not have so the number correction planes<br />
required for this approach to be applied.<br />
Turbine rotors normally have a maximum of five or six of these<br />
planes.<br />
A further complication for turbines is shaft elasticity which<br />
causes displacement of the individual discs relative to each<br />
other when the shaft rotates, so the discs' influence on<br />
each other changes with shaft speed. Balancing methods<br />
therefore vary depending on the disc design and behaviour<br />
as they rotate.<br />
Balancing methods fall into two categories: low-speed and<br />
high-speed balancing. The following table provides an overview.<br />
The all-important parameter here is the position of the first<br />
critical speed (nc1) relative to the maximum operating speed (nmax).<br />
Balancing speeds<br />
The characteristic feature used to distinguish between the<br />
balancing methods is the position of the maximum operating<br />
speed relative to the first critical eigenmode. This eigenmode<br />
is determined by the shaft's elastic behaviour referred to in<br />
the above disc model.<br />
For elastic shaft rotors with a maximum operating speed<br />
that is at least 30 % below the first critical eigenmode,<br />
low-speed balancing is good enough. In this range below 30 %<br />
of nc1 the elastic character is not fully developed and therefore<br />
negligible.<br />
So the balancing speed to be selected is dependent on the<br />
operating speed.<br />
For high-speed balancing, things are relatively easy. The balancing<br />
speed has to reach the maximum operating speed. Even higher<br />
speeds (trip speed, overspeed) are checked, but there are no<br />
admissible balancing tolerances for these speeds.<br />
The speed used for low-speed balancing needs to be selected in<br />
accordance with the simple rule which says it should be "as low as<br />
possible and as high as necessary".<br />
low-speed<br />
high-speed<br />
operating speeds ≤ 30 % nc1 > 30 % nc1<br />
The variables F, r, ω and I are<br />
vectors, i.e. quantities which have<br />
both magnitude and direction. This<br />
is indicated by an arrow above the<br />
relevant symbol in the formula.<br />
These vector signs have been left<br />
out in the text to keep it simple.<br />
balancing speeds<br />
as low as possible<br />
as high as necessary<br />
→ nmax<br />
rotor behaviour ridged shaft-elastic<br />
no. of correction planes two planes suffice 2+nc<br />
acceptance quality grades DIN ISO 1940/1 • balancing bunker-specific<br />
[unit] [gmm] [mm/s, μm]<br />
• DIN ISO 11342<br />
method G/VDI 3835 [gmm]
48 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
niedertourig<br />
hochtourig<br />
Betriebsdrehzahlen ≤ 30 % nk1 > 30 % nk1<br />
Auswuchtdrehzahlen<br />
so niedrig wie möglich<br />
so hoch wie nötig<br />
Rotorverhalten starr wellenelastisch<br />
→ nmax<br />
Anzahl Ausgleichsebenen Zwei Ebenen ausreichend 2+nk<br />
Abnahme Gütestufen DIN ISO 1940/1 • wuchtbunkerspezifisch<br />
[Einheit] [gmm] [mm/s, μm]<br />
• DIN ISO 11342<br />
Verfahren G/VDI 3835 [gmm]<br />
Auswuchtdrehzahlen<br />
Als Merkmal zur Unterscheidung zwischen den erforderlichen<br />
Auswuchtverfahren ist die Lage der maximalen Betriebsdrehzahl<br />
zu der ersten kritischen Eigenform zu nennen. Diese Eigenform ist<br />
eine Auswirkung der wellenelastischen Eigenschaft, wie sie in dem<br />
Scheibenmodell erwähnt wurde.<br />
Für Rotoren, die einen wellenelastischen Charakter haben und<br />
deren maximale Betriebsdrehzahl aber mindestens 30 % unterhalb<br />
der ersten kritischen Eigenform liegt, ist ein niedertouriges<br />
Auswuchten ausreichend. In diesem Bereich unter 30 % von nk1 ist<br />
der wellenelastische Charakter noch nicht ausgeprägt und somit zu<br />
vernachlässigen. Entsprechend dieser Betriebsdrehzahl ist die Wahl<br />
der Auswuchtdrehzahl festzulegen.<br />
Beim hochtourigen Auswuchten ist dies relativ einfach. Es muss<br />
bis zur maximalen Betriebsdrehzahl ausgewuchtet werden. Es<br />
werden zwar auch höherer Drehzahlen angefahren (Trip-Speed,<br />
Overspeed), für diese Drehzahlen gelten aber generell keine<br />
zulässigen Auswuchttoleranzen.<br />
Die Drehzahl für das niedertourige Auswuchten ist nach der<br />
einfachen Regel „so niedrig wie möglich, so hoch wie nötig“<br />
festzulegen. Es ist dabei eine Drehzahl zu wählen, in der die<br />
Fliehkräfte, die ja durch das Auswuchten innerhalb zulässiger<br />
Grenzen liegen sollen, gegenüber den Querkräften dominieren.<br />
Die Querkräfte entstehen im Wesentlichen durch eine nicht<br />
vermeidbare, geringe Fehlausrichtung des Rotors auf der Wuchtbank.<br />
Die Wahl der geeigneten Auswuchtdrehzahl für das niedertourige<br />
Auswuchten überlässt man am Besten dem Wuchter selbst, der seine<br />
Maschine kennt. Eine unüberlegte Vorgabe von Auswuchtdrehzahlen<br />
kann zu falschen Ergebnissen führen.<br />
Erforderliche Ausgleichsebenen<br />
Die Anzahl der nötigen Ausgleichsebenen differiert ebenfalls<br />
zwischen dem niedertourigem und dem hochtourigem Auswuchten.<br />
Während beim niedertourigen Auswuchten zwei Ausgleichsebenen<br />
ausreichend sind, benötigt man beim hochtourigen Auswuchten<br />
mehrere Ebenen, abhängig von den zu durchfahrenden kritischen<br />
Drehzahlen bis zur maximalen Betriebsdrehzahl.<br />
Dies ist in der Tabelle mit der Bezeichnung „2+nk“ festgehalten.<br />
Vereinfacht bedeutet dies, dass zwei Ausgleichsebenen mehr<br />
benötigt werden, als kritische Drehzahlen bis zur maximalen<br />
Betriebsdrehzahl durchfahren werden müssen. Zum Durchfahren<br />
von zwei kritischen Drehzahlen werden beim hochtourigen<br />
Auswuchten also mindestens vier Ausgleichsebenen benötigt.<br />
Wuchtabnahme<br />
Beim niedertourigen Auswuchten wird in der Regel nach DIN ISO<br />
1940/1 verfahren. In dieser Norm werden für die unterschiedlichen<br />
Teile Gütestufen empfohlen. Die Einteilung der Gütestufen beginnt<br />
mit Gütestufe G 4000 für Kurbeltriebe von großen, langsam<br />
laufenden Schiffsdieselmotoren.<br />
Für komplette Kolbenmotoren von PKWs wird eine Gütestufe von<br />
G100 empfohlen, für Autoreifen G 40.<br />
Die Empfehlung der Norm für das Teilespektrum des<br />
Geschäftsbereichs Maschinentechnik bewegt sich im Bereich von<br />
Gütestufe G 6,3 für Pumpen, Lüfter und Gebläse und Gütestufe G 2,5<br />
für Turbinen und Generatoren. Am unteren Ende der Empfehlungen<br />
stehen mit einer Gütestufe von G 0,4 Spindeln und Antriebe von<br />
Präzisionsmaschinen.<br />
An dieser Stelle nochmals der Hinweis, dass ein niedertouriges<br />
Auswuchten für wellenelastische Rotoren nicht ausreichend ist.<br />
Für diese Teile ist ein zusätzliches hochtouriges Auswuchten<br />
erforderlich.<br />
Beim hochtourigen Auswuchten sind die zurzeit üblichen<br />
Toleranzangaben mittels Schwingwerten (Weg oder Geschwindigkeit)<br />
im Allgemeinen ungeeignet, da sie stark von<br />
den Lagerungsbedingungen des Rotors in dem jeweiligen<br />
Wuchtbunker abhängen und somit keine Rotoreigenschaften<br />
beinhalten.<br />
Für den Geschäftsbereich Maschinentechnik, der über keinen<br />
eigenen Wuchtbunker verfügt, ist eine Toleranzangabe in Unwuchten<br />
sinnvoll, da die üblichen Schwingungsabnahmewerte der<br />
Wuchtbunker oft auf Erfahrungswerten (eigenes Produktportfolio)<br />
der Wuchtbunkerbetreiber beruhen.<br />
Unter Verwendung der Gütestufen in DIN ISO 1940/1 lassen<br />
sich zulässige Grenzwerte (auch für das hochtourige Auswuchten)<br />
unabhängig von den Eigenschaften des Wuchtbunkers festlegen.<br />
DIN ISO 11342 zeigt diesen Weg des Auswuchtens mit<br />
Einflusskoeffizienten auf.<br />
Ausblick<br />
Der Trend zu höheren Leistungen und Wirkungsgraden fordert<br />
auf der einen Seite die Werkstofftechnik mit der Entwicklung<br />
verbesserter Materialien, auf der anderen Seite werden konstruktive<br />
Lösungen umgesetzt, um trotz Werkstoffgrenzen höhere Leistungen<br />
zu erzielen. So werden beispielsweise Generatoren immer<br />
länger und schlanker, da eine Vergrößerung des Durchmessers die<br />
zulässigen Materialbelastungen überschreiten würde. Durch die<br />
Verlängerung ändern sich die rotordynamischen Eigenschaften und<br />
es müssen mehrere kritische Drehzahlen durchfahren werden.<br />
Während in den 20er Jahren des letzten Jahrhunderts die<br />
Generatoren noch unterhalb von kritischen Drehzahlen liefen,<br />
also wuchttechnisch als starr betrachtet wurden und niedertourig<br />
ausgewuchtet werden konnten, musste wegen der Verlängerung<br />
der Generatoren in der 50er Jahren bereits eine kritische Drehzahl<br />
passiert und somit hochtourig ausgewuchtet werden. In den 70er<br />
Jahren setzte sich diese Entwicklung fort und es wurden bereits zwei<br />
kritische Drehzahlen durchfahren.<br />
Heute werden Generatoren mit fünf und mehr Ausgleichsebenen<br />
gebaut, die mehrere kritische Drehzahlen durchfahren. Ein Ende<br />
dieser Entwicklung ist nicht in Sicht.
Journal 49<br />
Fig. / Bild 2<br />
Low-speed balancing should be performed at a speed at which<br />
the centrifugal forces, which are meant to be kept within certain<br />
limits by the balancing exercise, dominate over the lateral forces.<br />
The lateral forces are basically caused by a minor, unavoidable<br />
misalignment of the rotor on the balancing bench. The balancing<br />
speed for low-speed balancing should best be selected by the<br />
balancing machine operator who knows his machine. An illconsidered<br />
choice of balancing speed can lead to incorrect results.<br />
Correction planes<br />
The number of correction planes also depends on the balancing<br />
method. While for low-speed balancing two correction planes will<br />
suffice, high-speed balancing requires several planes, depending<br />
on the number of critical speeds the rotor must pass through as it<br />
accelerates to its maximum operating speed.<br />
In the table, this number is designated "2+nc". In simple terms this<br />
means that the number of correction planes needed is always two<br />
higher than the number of critical speeds through which the rotor<br />
must pass as it accelerates to its maximum operating speed. So if<br />
the rotor has to pass through two critical speeds during high-speed<br />
balancing, at least four correction planes will be required.<br />
Acceptance<br />
Low-speed balancing is normally performed in accordance with ISO<br />
1940/1. This standard recommends quality levels for different parts.<br />
These quality levels start with G 4000 four crankshaft drives of large,<br />
slow-speed diesel engines of the kind used in ships. For entire piston<br />
engines designed for cars, the recommended quality level is G100, for<br />
car tyres it is G 40.<br />
The quality levels recommended in the standard for the<br />
components handled by the Rotating Technology Division range from<br />
G 6.3 for pumps, fans and blowers to G 2.5 for turbines and generators.<br />
At the bottom end of the scale are high-precision machine spindles<br />
and drives for which the recommended quality level is G 0.4.<br />
It should be again noted that low-speed balancing is insufficient<br />
for elastic shaft rotors. These components require additional highspeed<br />
balancing.<br />
The standard vibration tolerances (path or velocity) currently<br />
specified for high-speed balancing are generally considered<br />
inappropriate because they depend to a large extent on the bearing<br />
conditions of the rotor in the balancing bunker and therefore do not<br />
take account of rotor characteristics.<br />
For the Rotating Technology Division, which does not have its own<br />
balancing bunker, it makes sense to specify tolerances for imbalances<br />
because the standard vibration acceptance levels of the balancing<br />
bunkers are normally based on the bunker operators' own experience<br />
(i.e. their own product portfolio).<br />
Using the quality levels specified in DIN ISO 1940/1 makes it<br />
possible to define admissible thresholds (also for high-speed<br />
balancing) regardless of the characteristics of the balancing bunker.<br />
ISO 11342 demonstrates this balancing method with influence<br />
coefficients.<br />
Outlook<br />
The trend towards higher shaft outputs and efficiencies is<br />
placing new demands on material engineers to develop improved<br />
materials. At the same time, engineers come up with new designs<br />
and achieve higher performance levels despite restrictions on the<br />
material side.<br />
Generators, for example, are becoming longer and slimmer<br />
because larger diameters would exceed the limitations specified<br />
for some of the materials. Longer designs change the rotor-dynamic<br />
properties and there are more critical speeds for the rotor to pass<br />
through.<br />
In the 1920s generators were still operated below any<br />
critical speeds, i.e. from a balancing point of view they were<br />
regarded as rigid and could be balanced at low speeds. Longer<br />
generators in the 1950s meant that one critical speed already had<br />
to be passed through, which required high-speed balancing. This<br />
trend continued, and in the 1970s the rotors had to pass through two<br />
critical speeds.<br />
Generators built today have five or more correction planes and<br />
pass through several critical speeds. An end to this trend is not in<br />
sight.
50 E.<strong>ON</strong> Anlagenservice<br />
An dieser Ausgabe wirkten mit:<br />
Martin Proll<br />
Service Wind Power<br />
Hydro & Wind Power Division<br />
T +49 8 71-6 94-41 44<br />
M +49 1 74-1 66 17 71<br />
Dr. Walter Sucrow<br />
Service Wind Power<br />
Hydro & Wind Power Division<br />
T +49 8 71-6 94-41 42<br />
M +49 1 79-1 39 90 88<br />
Christian Busch<br />
Gasturbinentechnik<br />
Gas Turbine Technology<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Rotating Technology Division<br />
T +49 84 57-75-12 11<br />
M +49 1 70-8 53 20 31<br />
Thomas Wollnik<br />
Konstruktion & Technik<br />
Design & Engineering<br />
Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik<br />
E, C&I Technology Division<br />
T +49 2 09-6 01-52 82<br />
M +49 1 73-6 01 46 30<br />
Marcel Lindner<br />
Nukleartechnik<br />
Nuclear Technology<br />
Geschäftsbereich Systemtechnik<br />
Systems Technology Division<br />
T +49 2 09-6 01-56 90<br />
M +49 1 60-9 05 55 82 3<br />
Detlef Brehm<br />
Rückbau<br />
Decommissioning<br />
Geschäftsbereich Systemtechnik<br />
Systems Technology Division<br />
T +49 2 09-6 01-56 42
Journal 51<br />
Contributing authors:<br />
Arndt Fischer<br />
Konstruktion und Technik<br />
Mechanical Engineerings<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Rotating Technology Division<br />
T +49 2 09-6 01-82 89<br />
M +49 1 75-1 89 29 20<br />
Luyen Gugel<br />
Generatoren<br />
Generators<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Rotating Technology Division<br />
T +49 2 09-6 01-57 54<br />
M +49 1 60-90 63 71 38<br />
Norbert Thiesmeier<br />
Generatoren<br />
Generators<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Rotating Technology Division<br />
M +49 1 73-6 01-47 02<br />
Denis Schlieper<br />
Dampfturbinen<br />
Steam Turbines<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Rotating Technology Division<br />
T +49 2 09-6 01-83 55<br />
M +49 1 51-15 16 11 92<br />
Carsten Kolmetz<br />
Kfm. Abwicklung<br />
Commercial Department<br />
Geschäftsbereiche Maschinentechnik,<br />
Systemtechnik und Benelux<br />
Rotating Technology, Systems<br />
Technology and Benelux Divisions<br />
T +49 2 09-6 01-82 14<br />
M +49 1 70-3 01 82 14<br />
Michael Spodick<br />
Konstruktion & Technik<br />
Mechanical Engineering<br />
Geschäftsbereich Maschinentechnik<br />
Rotating Technology Division<br />
T +49 2 09-6 01-57 65<br />
M +49 1 51-16 78 22 56
Imprint<br />
Published by:<br />
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45896 Gelsenkirchen<br />
Germany<br />
Edited by:<br />
Christian Mehrhoff<br />
Editorial processing by:<br />
Doris Geisbusch – DMG<br />
Photographs:<br />
Archive<br />
Composition and print:<br />
druck + graphik manumedia gmbh