Kunden Journal Nr. 21 (PDF, 4.7 MB) - E.ON AG

September 2013
Journal
Kundenmagazin/Customer Magazine
Ausgabe/Issue 21
Neuigkeiten und
interessante Projekte
News and
project highlights

02 E.ON Anlagenservice
Innovative Ideen setzen Akzente
Instandhaltung mit Mehrwert
Komplettleistungen und angepasste Servicekonzepte
Christian Mehrhoff
Leiter Vertrieb & Marketing
Head of Sales & Marketing
Konventionelle Kraftwerke waren über Jahrzehnte
der Garant für eine sichere Energieversorgung und
werden auch weiterhin eine wichtige Rolle spielen.
Der Umgestaltungsprozess in der Energieerzeugung
ist jedoch von zunehmenden Belastungen
für die Betreiber geprägt. Einerseits kommen
aufwändige und kostenintensive Anforderungen
auf sie zu, andererseits stellen sinkende Betriebsstunden
die Wirtschaftlichkeit von Anlagen infrage.
Sichere Prognosen für die künftige Entwicklung sind
zurzeit kaum möglich.
In dieser schwierigen Situation haben wir uns die
Aufgabe gestellt, unsere Kunden noch intensiver als
bisher zu unterstützen.
Unverzügliche Reaktionen auf Schadensmeldungen
und individuelle Leistungen, speziell auf
den jeweiligen Bedarf zugeschnitten, spielen
dabei eine signifikante Rolle. Darüber hinaus
wollen wir aber mit innovativen Ideen und
vorteilhaften Servicekonzepten zur Reduzierung
von Instandhaltungskosten und zur Entlastung der
Betreiber beitragen.
Im Rahmen unserer Aufträge übernehmen
wir durchaus auch Leistungen, die bisher nicht
unbedingt Bestandteil unseres Portfolios waren.
Unsere Intention ist es aber vor allem, neue
Perspektiven zu schaffen und Konzepte mit
nachhaltigem Nutzen zu entwickeln.
Ein Modell dafür ist die verantwortliche Übernahme
kompletter Instandhaltungsbereiche. Den
ersten Vertrag dazu haben wir mit dem Kraftwerk
Staudinger abgeschlossen und im Laufe von
wenigen Monaten bereits eine messbare Wirkung
erzielt.
Die Zusammenarbeit mit Partnern innerhalb
und außerhalb des E.ON-Konzerns trägt dazu
bei, unsere Möglichkeiten zu erweitern.
Kompetenz, Erfahrung und eine betreiberorientierte
Denkweise spiegeln sich in wertvollen
Leistungen im gesamten Prozess einer Projektabwicklung
wider.
Nur so gelingt es, einen nachhaltigen Mehrwert
für unsere Kunden zu generieren.
Innovative ideas deliver new approach
Value-adding maintenance solutions
Complete service packages and tailor-made concepts
For decades, conventional power plants were the guarantee for secure
energy supplies, and they will continue to play an important role.
However, the transformation of the energy industry is placing a
growing burden on plant operators. They are faced with increasingly
complex and costly requirements while having to cope with a
reduction in the number of operating hours, which leaves serious
question marks over the economic viability of these plants. As a result,
it is hardly possible at present to make safe predictions for the future
of power generation.
In these difficult times we have set ourselves the task of supporting
our clients even move effectively.
Being able to respond immediately to a reported defect and
bespoke solutions tailored to the needs of each individual plant play
a significant role here. In addition we want to help cut maintenance
costs and reduce the burden on operators by delivering innovative
ideas and beneficial service concepts.
As part of our contracts we also provide services which until
now were not included in our portfolio. Out aim is to open up new
opportunities and develop concepts with a lasting benefit.
One such model involves taking over responsibility for the
maintenance of entire plant sections. The first of these contracts was
signed with the Staudinger power plant, and it has already had a
measurable impact after only a few months.
Cooperation with partners inside and outside the E.ON Group helps
us expand our possibilities. Competence, experience and our ability
to think like an operator are the core to delivering valuable services
throughout the entire project management process. This way we can
create sustainable added value for our clients.

Journal 03
Inhaltsverzeichnis
List of contents
E.ON Anlagenservice Seite 04
Full-Service in Eigenregie
Neues Instandhaltungskonzept im Kraftwerk Staudinger
Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik
E.ON Anlagenservice Page 05
A self-managed comprehensive service
New maintenance concept for the Staudinger power plant
Mechanical Technology Division
MHKW Frankfurt Seite 10
Leistungsvielfalt und Flexibilität
Dritter Auftrag in diesem Jahr in der Abwicklung
Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik
Frankfurt power plant Page 11
Wide variety of services and flexibility
Work on third contract this year is underway
Mechanical Technology Division
Joule Enerji Seite 12
Unser Partner in der Türkei
Gemeinsame Serviceaktivitäten weiten sich aus
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Joule Enerji Page 13
Our partner in Turkey
Joint service delivery expanded
Rotating Technology Division
Kraftwerk Gersteinwerk Seite 14
Kurzfristiger Einsatz zur Schadensbehebung
Schnelle Reaktion verhindert Leistungsausfall
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Gersteinwerk power plant Page 15
Emergency callout to repair damage
Swift response prevents stoppage
Rotating Technology Division
Kraftwerk Wilhelmshaven Seite 18
EAS-Konzept überzeugt
Laufradsanierung fristgemäß durchgeführt
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Wilhelmshaven power plant Page 19
EAS comes up with convincing concept
Rotor repair completed on time
Rotating Technology Division
Kraftwerk Schkopau Seite 22
ND-Turbinenrevision Block A
Ersatzteilbeschaffung inklusive
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Schkopau power plant Page 23
LP turbine overhaul of unit A
Spare parts procurement included
Rotating Technology Division
Hochtouriges Auswuchten Seite 26
Speisepumpenantriebsturbine im Wuchtbunker
Erfolgreiche Vorbereitung und Durchführung
Geschäftsbereich Maschinentechnik
High-speed balancing Page 27
Feed pump drive turbine in balancing facility
Successful project preparation and execution
Rotating Technology Division
Kraftwerk Plattling/E.ON Energy Projects Seite 34
Revision einer GE Frame 6 FA+e Gasturbine
Heißgaswegeinspektion
Mit gebündelter Kompetenz zum erfolgreichen Abschluss
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Plattling power plant/E.ON Energy Projects Page 35
GE Frame 6 FA+e gas turbine overhaul
Hot gas path inspection
Pooling competences for project delivery
Rotating Technology Division

04 E.ON Anlagenservice
Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik
Full-Service in Eigenregie
Eine Idee aus dem Kraftwerk Staudinger führte zu einer neuen Strategie
für die Instandhaltung der Mahlanlagen und Bekohlungswege. Der EAS-
Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik entwickelte dazu das richtige
Konzept und ist seit April 2013, im Rahmen einer durchsatzorientierten
Instandhaltung, für die Wartung der Kohlemühlen verantwortlich.
Der Vertrag läuft über einen Zeitraum von sechs Jahren und
bezieht sich auf die Komplettbetreuung der gesamten Anlage,
quasi vom Bunkerschieber bis an den Brennerflansch, in
Eigenregie. Die Abrechnung erfolgt über einen so genannten
Kohlecent je Tonne Kohledurchsatz und beinhaltet sowohl
die Leistungen im Schadensfall als auch gegebenenfalls
erforderliche Ersatzteile. Darüber hinaus garantieren wir für
unseren Verantwortungsbereich eine Verfügbarkeit von 98
Prozent.
In der Kraftwerksszene ist eine derartige Vereinbarung
ein absolutes Novum. Bisher war es üblich,
Instandhaltungsaufträge nach Aufwand oder zum Festpreis
abzurechnen. Der Austausch von Teilen verursachte
zusätzlich hohe Kosten, und so manche unvorhersehbare
Reparaturmaßnahme wirkte sich äußerst negativ auf die
ohnehin schon knappen Budgets der Betreiber aus.
Im Kraftwerk Staudinger ist der Aufwand im Bereich
der Kohlemühlen nun überschaubar. Zusätzliche Kosten für
Reparaturen oder Ersatzteile entfallen komplett und da eine
maximale Verfügbarkeit in beiderseitigem Interesse liegt, ist
das Kraftwerk auch hier auf der sicheren Seite.
Kraftwerk Staudinger / Staudinger power plant
Quelle/Source: E.ON
Liefergrenze Primärluft- und Kohlestaubleitungen
Battery limits of primary air and polarised coal lines

Journal 05
Mechanical Technology Division
A self-managed comprehensive service
An idea from the Staudinger power plant has led to a new
maintenance strategy for coal grinding and feeding systems.
The EAS Mechanical Technology Division developed a customised
throughput-based maintenance concept and in April 2013
assumed full responsibility for coal mill maintenance.
Under the contract, which has a term of six years, EAS is
taking care of the whole grinding and conveying plant from
the hopper gates and shafts to the burner flange under its
own direction. Payment is by a so-called 'coal cent' per tonne
of coal moved and covers all services required in the event
of any damage as well as any necessary spare parts. For this
part of the plant we also guarantee 98% availability.
This kind of contract is a first in the power plant industry.
Until now, maintenance contracts were billed on a time and
material basis or at a fixed price. Having to replace parts was
extremely costly, and many unscheduled repairs put further
pressure on the already stretched budgets of power plant
operators.
At Staudinger, coal grinder maintenance costs and now
easier to budget.
There are no additional costs for repairs or spare parts,
and with maximum availability being in everybody's interest,
the operator is also on the safe side.
This type of contract really differentiates us from other
service providers in the market. One of the EAS principles
has always been to think and act like an operator. Staudinger
now has it in writing.
The challenge
It is, of course, somewhat risky to take over responsibility for
a part of the power plant we do not fully know, as it was
previously maintained by a competitor. We are also aware
that this concept will not be profitable for us from the very
start, but this was factored in when we developed our new
approach.
Battery limits of coal grinding mills
Liefergrenze Kohlemühlen

06 E.ON Anlagenservice
Liefergrenze Kohlemühlengetriebe
Battery limits of grinding mill gearbox
Mit dieser Vertragskonstellation heben wir uns deutlich
von anderen Anbietern im Markt ab. Es war schon immer unser
Grundsatz, wie ein Betreiber zu denken und entsprechend zu
verfahren. Dem Kraftwerk Staudinger haben wir das jetzt
schriftlich gegeben.
Herausforderung für EAS
Es ist natürlich ein Risiko, unter diesen Gesichtspunkten
einen Anlagenbereich zu übernehmen, der vorher von einem
Mitbewerber gewartet wurde und den wir daher nicht im
Detail kennen. Wir gehen auch davon aus, dass die Rechnung
für uns in der ersten Zeit noch nicht wirklich aufgeht. Diese
Überlegung war jedoch von Anfang an Bestandteil unserer
Planung.
Wie bei allen unseren Projekten verfolgen wir auch hier
eine spezielle Strategie. Unser Ziel liegt in der Optimierung
der Anlage, indem wir Zug um Zug neue Technologien
einbringen, Prozesse verbessern und Material mit hoher
Standfestigkeit verbauen. Wir verarbeiten Werkstoffe, mit
denen wir bereits gute Erfahrungen gemacht haben und
visieren ein hohes Qualitätsniveau an.
Dadurch werden unsere Ausgaben anfangs höher
sein, sich auf die Zeit gesehen aber rentieren. Wenn die
Anlage möglichst störungsfrei läuft und wir durch gezielte
Maßnahmen die Standzeiten erhöhen können, reduziert sich
im Nachhinein unser Aufwand. Im Rahmen dieses long term
service agreements, bei dem uns die volle Verantwortung
übertragen wurde, ist so ein Vorgehen machbar und sinnvoll.
Liefergrenzen Mühlenbedampfung 10 – 40
Battery limits of grinding mill steam supplies 10 – 40

Journal 07
Battery limits of grinding mill chamber steam supply and seal air piping
Liefergrenze Mahlraumbedampfung und Sperrluft
As with all our projects, we pursue a specific strategy.
Our aim is to optimise the plant by gradually introducing
new technologies, improving processes and installing highly
resistant components. We rely on materials that we have used
successfully in the past and aim for high quality standards.
As a result, our costs will be higher to start with, but
this will pay off over the long term. Getting the plant to run
without any major problems and extending service lives
through targeted measures will reduce expenditure at the
end of the day.
Under this long-term service agreement, which gives us
full responsibility for the grinding and conveying plant, this
new maintenance approach is feasible and makes sense.
Course of action in the event of damage
We have a direct SAP link to the client, so any fault or
failure signal from any of the systems we look after will be
transmitted directly to us.
One of the EAS team members at the power plant
workshop is responsible, among other things, for monitoring
the coal feeding system. If a failure occurs, he will be the first
to report the problem to the Mechanical Technology Division
in Gelsenkirchen.
Gelsenkirchen will immediately take whatever action is
necessary to repair the damage as soon as possible. This may
mean despatching a specialist or an entire team to site or
procuring specific spare parts.
This works extremely well because our teams are flexibly
organised to be available even at weekends and provide
professional support at short notice. This professionalism
also shows in our ability to come up with and implement
innovative ideas even under immense time pressure.
A good example of this approach being applied was the
repair of a defective traction rod and bearing on a coal grinder
at Staudinger: the standard practice would have been to fully
dismantle all of the components, which would have caused
five days of downtime. Our team managed to complete the
repair during a normal shift (eight hours) without having to
dismantle any components.
This is one of the features that set us apart us from our
competitors and really pay off for the client.
We always explore new avenues and decide for ourselves
what is necessary and what we do not need to arrive at a
cost-efficient solution.
We have the experience and the experience it takes and
can rely on innovative people.

08 E.ON Anlagenservice
Ablauf im Schadensfall
Wir haben eine direkte SAP-Anbindung zum Kunden. Eine
Störungsmeldung zu den von uns betreuten Anlagenteilen
läuft direkt bei uns auf.
Aus dem Team der EAS-Werkstatt im Kraftwerk ist einer
der Mitarbeiter u. a für die Kontrolle der Bekohlungsanlage
zuständig. Dieser reagiert im Schadensfall als Erster und
berichtet an den Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik
in Gelsenkirchen. Hier organisieren die Verantwortlichen
umgehend alles Erforderliche für eine schnellstmögliche
Behebung des Schadens, ganz gleich, ob es um den Einsatz
von Spezialisten, einer kompletten Mannschaft oder die
Beschaffung von Ersatzteilen geht.
Das funktioniert bestens, denn unsere Teams sind selbst
an Wochenenden flexibel genug für kurzfristige Einsätze
und professionelle Leistungen. Die Professionalität spiegelt
sich besonders in der Eigenschaft wider, auch unter einem
enormen Zeitdruck zündende Ideen zu entwickeln und
umzusetzen.
Ein gutes Beispiel dafür zeigt die Reparatur eines Defekts
an einer Zugstange bzw. am Lager einer Kohlemühle im
Kraftwerk Staudinger: Bei der üblichen Vorgehensweise
wären die Komponenten komplett demontiert worden. Das
hätte zu einer Ausfallzeit von rund fünf Tagen geführt.
Unser Team hat es geschafft, diese Reparatur ohne
Demontage durchzuführen und innerhalb einer normalen
Schicht (acht Stunden) abzuschließen.
Das ist einer der Punkte, mit denen wir uns vom Wettbewerb
abheben und unseren Kunden Vorteile verschaffen. Wir gehen
immer wieder neue Wege, entscheiden selbst, was getan
werden muss und was nicht erforderlich ist und erzielen
damit wirtschaftliche Ergebnisse.
Dafür haben wir die Erfahrung, die Kompetenz und
innovative Teams.
Ein weiter Punkt liegt in der Material-/Ersatzteilbeschaffung.
In der Kraftwerkstechnik geht der Trend,
allein schon aus Budgetgründen, ganz klar hin zu Non-
OEM-Komponenten. Die Erfahrung hat gezeigt, dass wir von
unseren Unterlieferanten gleiche, teilweise sogar bessere
Qualität zu deutlich günstigeren Konditionen beziehen
können. Dieser Aspekt ist Bestandteil unserer Kalkulation für
eine durchsatzorientierte Instandhaltung und rechnet sich
umso mehr, wenn weitere Kraftwerke sich für dieses Konzept
entscheiden.
Davon gehen wir aus, denn diese Vertragsvariante
trägt als bedeutsamer Baustein zu mehr Effizienz in
Energieerzeugungsanlagen bei.
Die EAS geht als Partner auf unsere Kundenwünsche ein,
und so konnten bereits im Stillstand im Sommer erste
Optimierungen an den Zuteilern gemeinsam umgesetzt
werden.
Dr. Patrick Fleischer
Instandhaltungsleiter
Kraftwerk Staudinger

Journal 09
Fuel hopper / Kohlebunker
Battery limits of coal feed conveyor
Liefergrenzen Zuteiler Plattenband
Feed conveyor gear / Plattenbandantrieb
Another aspect is material/spare parts procurement.
In the power industry, there is a trend towards non-OEM
components, not least for cost reasons. Experience has
shown that our subcontractors can offer the same or even
higher quality standards at much lower prices. This aspect
is an integral part of our throughput-based maintenance
approach. It will become even more cost-effective, if other
power plants decide to follow suit. We expect they will,
because this contract option is an important element in
achieving greater efficiency for power generating facilities.
EAS is very good at tailoring its services to our
requirements as a client. This has allowed us to
complete the first modifications to the feed conveyors
in summer when the plant was down for the first time.
Dr. Patrick Fleischer
Head of Maintenance
Staudinger Power Plant

10 E.ON Anlagenservice
MHKW Frankfurt
Leistungsvielfalt und Flexibilität
Das Müllheizkraftwerk Frankfurt (MHKW) gehört zu den modernsten und
umweltfreundlichsten Müllverbrennungsanlagen Deutschlands. Die Kapazität der
vier Verbrennungslinien liegt bei rund 525.000 Tonnen Hausmüll pro Jahr. Mit
einer maximalen Leistung von 47 MW el
und 99 MW th
können etwa 47.000 Haushalte
mit elektrischer Energie und Fernwärme beliefert werden. Betrieben wird die
Anlage von der MHKW Frankfurt am Main GmbH, einer gemeinsamen Gesellschaft
der FES Frankfurter Entsorgungs- und Service GmbH und der Mainova AG.
Bereits mit der Abwicklung des ersten Auftrags überzeugte der EAS-
Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik seinen Neukunden MHKW. Die
Reparaturarbeiten an der Membranwand des Kessels verliefen nach den
Vorstellungen des Kunden. Alle Schweißarbeiten wurden mit einer Null-Fehler-
Quote abgeschlossen.
Der Kunde war sehr zufrieden mit den Abläufen auf der Baustelle, der
Qualität der Arbeiten und einer abschließenden Dokumentation.
In einem zweiten Auftrag stellten wir unser Leistungsportfolio an den
Verbrennungsrosten vor. Flexible Reaktion auf wechselnde Kundenansprüche
konnten wir unter anderem dadurch unter Beweis stellen, indem
wir zusätzliche Kapazitäten für Zerspanungsarbeiten in unserer Zentralwerkstatt
zur Verfügung stellten. Im Ergebnis konnte der Kunde
seine Anlage termingerecht in Betrieb nehmen.
Inzwischen bearbeiten wir mit der Teilsanierung des Müllbunkers den
dritten Auftrag im MHKW Frankfurt in diesem Jahr. Im Zuge dieser Teilsanierung
erbringen wir, unter dem hohen zeitlichen Druck eines Gesamtstillstandes,
Facharbeiten in Verbindung mit Stahl und auch Holz.
In diesem sehr sensiblen Bereich eines Müllheizkraftwerkes, unter
Berücksichtigung der Durchführung verschiedenster anderer Gewerke und
unter Einhaltung des Arbeitsschutzes, müssen die Arbeiten in sehr enger
Abstimmung mit dem Kunden und anderen Lieferanten durchgeführt
werden. Für diese Arbeiten wurde zusätzlich ein Autokran auf der Bunkersohle
eingesetzt.
Aufgrund der korrodierten Halterungen des Holzes entwickelten wir ein
spezielles Konzept, das zur Sicherung der Hölzer angewandt werden konnte,
um eine aufwändige Sanierung der Träger zu vermeiden (Bild 1).
In dem laufenden Projekt, das in der zweiten Hälfte August 2013
abgeschlossen sein wird, wurde der Stahlbau am Boden des Flachbunkers
bereits erneuert. Die Träger zur Bunkerschürze werden noch verschweißt
(Bild 2).
Im Außenbereich werden die Harthölzer mittels Bandsägen auf Maß
gesägt. Der erste Teil ist bereit zum Einbau (Bild 3).
Bild 4 zeigt das Verschweißen des Abschlussträgers mit der Bunkerschürze.
Die Wand am Müllabwurf ist bereits entkernt. Nachdem die Erneuerung
des Stahlbaus erfolgt ist, wird das Holz eingebaut (Bild 5).
Während der Projektabwicklung werden die laufenden Arbeiten immer
wieder zwischen Kunde, Fachbauleiter, Bauleiter und Projektierer abgestimmt
(Bild 6). Ein wichtiger Punkt dieser Besprechungen vor Ort ist darüber hinaus
die ständige Kontrolle der erforderlichen Sicherheitsvorkehrungen für eine
unfallfreie Durchführung aller Arbeiten.
Mit der Holzverarbeitung haben wir in diesem Projekt durchaus Neuland
betreten, gleichzeitig aber auch unser Konzept „Komplettleistung aus einer
Hand“ mehr als deutlich unterstrichen.
Bild / Fig. 1
Bild / Fig. 3
Bild / Fig. 5

Journal 11
Frankfurt power plant
Wide variety of services and flexibility
The waste-to-energy power plant in Frankfurt is one of the most modern and
environmentally friendly waste incineration plants in Germany. It is designed to
burn some 525,000 tonnes of household waste per year. With a maximum power
generating capacity of 47 MW el
and a thermal capacity of 99 MW th
, it can supply
about 47,000 households with electrical energy and district heat. The plant
operator is MHKW Frankfurt am Main GmbH, a joint-venture company established
by FES Frankfurter Entsorgungs- und Service GmbH and Mainova AG.
The EAS Mechanical Technology Division had already won over its new client
MHKW with its first contract – the repair of the boiler's membrane wall. This
job was completed to the client's full satisfaction, with a zero-defect rate for all
of the welding work.
The client was very happy with the processes on site, the quality of the work
and the final documentation.
A second contract gave us the opportunity to demonstrate our capabilities
on the firing grates. We showed that we can respond flexibly to changing
customer requirements by making additional machining capacities available
at our central workshop. In the end, the client was able to restart his plant
according to schedule.
EAS has meanwhile been awarded the third contract this year at MHKW
Frankfurt. It calls for a partial refurbishment of the waste bunker. As part of
this contract, which has to be delivered to a tight schedule, we are providing a
number of specialist services involving the use of steel and wood.
In this very sensitive area of a waste-to-energy power plant, all activities
have to be coordinated closely with the client and the other disciplines, with
due consideration for health and safety. For this work, EAS set up a truckmounted
crane on the floor of the waste bunker.
As the supports of the wooden structure were severely corroded, we
developed a special concept to save the wood without the need for an
extensive renewal of the supports (Fig. 1).
As part of the ongoing project, which will be completed during the second
half of August 2013, the steelwork on the floor of the flat bunker has already
been replaced. The beams are now being welded to the bunker panel (Fig. 2).
In the outside area, the hard wood sections are cut to size using band saws.
The first section is ready for installation (Fig. 3). Figure 4 shows the final beam
being welded to the bunker panel.
The wall at the waste dropping point has already been gutted. Once the
new steel is in place, the wood sections will be installed (Fig. 5).
Throughout the project, all work is constantly coordinated between the
client, the discipline supervisors, the construction manager and the design
engineers (Fig. 6). Another important element of these consultations are the
regular checks for compliance with applicable health and safety regulations to
ensure that the work is completed without any accidents.
While the wood processing work in this project was a first for EAS, it clearly
underlined the benefits of our "one-stop-shop" concept for all services.
Fig. / Bild 2
Fig. / Bild 4
Fig. / Bild 6

12 E.ON Anlagenservice
Joule Enerji
Unser Partner in der Türkei
Mit dem Ziel, in der Türkei einen leistungsfähigen Kraftwerksservice auf Non-OEM-Niveau
aufzubauen, gründete Kibar Dursun im Jahr 2010 in Osmangazi/Bursa das Unternehmen
Joule Enerji. Gleichzeitig suchte er einen Partner aus dem Non-OEM-Bereich für
gemeinsame Serviceaktivitäten. Nach einem ersten Kontakt mit der EAS erfolgte der
Startschuss für eine kooperative und ausbaufähige Zusammenarbeit.
Das Leistungsspektrum von Joule Enerji, die technische Ausrüstung
und die Anzahl der Mitarbeiter haben sich seit der Gründung rasant
entwickelt. Die Schwerpunkte liegen heute bei der Projektierung
und Durchführung von Montageleistungen in Kombi- und Kohlekraftwerken,
an Gasturbinen, Dampfturbinen und Generatoren
verschiedener Hersteller.
Angeboten werden Wartungs- und Revisionstätigkeiten, Ingenieurdienstleistungen
und die Lieferung von Ersatzteilen auf hohem
Qualitäts- und Arbeitssicherheitsniveau. Ingenieurleistungen
werden unter anderem gemeinsam mit dem EAS-Geschäftsbereich
Maschinentechnik/Konstruktion und Technik (MTK) nach Kundenwunsch
und Anforderung erbracht.
Die gemeinsame Zusammenarbeit begann im Sommer 2011 mit
dem ersten Projekt bei der ICDAS, einem Stahlwerk in Biga/
Canakkale, im Bereich der Schwingungsdiagnostik.
Das folgende Projekt im Kraftwerk Kemerköy, in dem wir ebenfalls
Schwingungsmessungen durchführten, wurde Anfang 2013
erfolgreich abgeschlossen. Hierbei erfolgte die Anforderung planmäßig
über Joule Enerji, sodass sämtliche Formalitäten, z. B. die
Erstellung eines Carnets und der Versand aller benötigten Messgeräte
und Werkzeuge von Gelsenkirchen in die Türkei, von uns erledigt
werden konnten.
In der Türkei nahmen Joule Enerji-Mitarbeiter die Lieferung in
Empfang und transportierten sie auf die Baustelle. Dort wurde die
Ausrüstung dann von uns installiert und in Betrieb genommen.
Nach Abschluss der Messungen vor Ort wurde das Schwingungsverhalten
des Dampfturbosatzes im Kraftwerk Kemerköy über ein
Online-Monitoring weiter beobachtet und in Deutschland ausgewertet.
Anbringung zusätzlicher Schwingungsgeber
Installation of additional vibration transducers
Kurz danach startete das Projekt im Kraftwerk Soma, das im Juni
2013 erfolgreich abgeschlossen wurde. Wir nahmen hier ebenfalls
Schwingungsmessungen am Dampfturbosatz vor und setzten anschließend
die Beobachtung und Auswertung des Schwingungsverhaltens
per Online-Monitoring in Deutschland fort.
Joule Enerji begann nach Abschluss der Arbeiten an Maschine 3
mit den Revisionsarbeiten an Maschine 4. Danach soll auch hier
eine Schwingungsmessung durchgeführt werden, da der Kunde
dies durchaus als eine Art Qualitätsnachweis für die erfolgreiche
Durchführung der Revision sieht.
Joule Enerji- und MTK-Personal im Kraftwerk Kemerköy
Joule Enerji and MTK personnel at the Kemerköy power plant
Nach den bisherigen guten Erfahrungen in der Zusammenarbeit
planen wir eine schrittweise Intensivierung und Erweiterung der
gemeinsamen Aktivitäten.
Es ist unser Ziel, in der Türkei einen starken und nachhaltigen
Non-OEM-Kraftwerksservice weiter auf- und auszubauen.

Journal 13
Joule Enerji
Our partner in Turkey
In 2010, Kibar Dursun founded Joule Enerji in Osmangazi/Bursa with a view
to building an efficient, high-quality non-OEM power plant service provider.
At the same time he was looking for a non-OEM partner to jointly deliver a
range of service support solutions. After a first contact with EAS, the two
sides decided to build a collaborative relationship.
The range of services offered by Joule Enerji, their technical
equipment and the number of staff has grown rapidly since the
launch of the company. Today, Joule Enerji focuses on installation
and assembly services for combined-cycle and coal-fired power
plants, gas turbines, steam turbines and generators of various
makes and sizes.
Services include maintenance and overhauls, engineering and
spare parts sourcing to high quality and health & safety standards.
Engineering services are delivered in cooperation with partners
such as the Mechanical Engineering Department (MTK) of the
EAS Rotating Technology Division to specification and in line with
specific customer needs.
Cooperation began in the summer of 2011 with a vibration
diagnostics project for ICDAS, a steelworks in Biga/Canakkale.
The next project at the Kemerköy power plant, where we also
conducted vibration measurements, was completed successfully in
early 2013. The service request was submitted by Joule Enerji
according to plan, so all formalities including the issuing of a carnet
and the shipment of all necessary tools and instruments from
Gelsenkirchen to Turkey could be handled by EAS.
In Turkey, the consignment was received by a Joule Enerji
employee and delivered to site where the equipment was installed
and put into operation by EAS.
After the completion of measurements on site, EAS continued to
monitor and analyse the vibration behaviour of the steam turbine
set at Kemerköy online from Germany.
This project was followed shortly afterwards by the Soma power
plant project, which was completed successfully in June 2013.
from left / von links: Nurija Kuduzovic, Kibar Dursun, Arndt Fischer
Again, EAS performed vibration measurements on the steam
turbine set on site and then continued monitoring and analysing
the vibration behaviour online from Germany.
After the work on engine 3, Joule Enerji started with the
overhaul of engine 4. This work was again followed by vibration
measurements which are seen as proof by the client that the
overhaul was successful.
To build on the positive experience gained so far, both sides are
planning to step up activities and strengthen their cooperation.
Our aim is to establish and broaden the range of services
delivered by EAS as a strong and sustainable non-OEM partner in
Turkey.
Vibration data being analysed by EAS and Joule Enerji personnel / Auswertung der Schwingungsdaten in Zusammenarbeit mit Joule Enerji-Mitarbeitern

14 E.ON Anlagenservice
Kraftwerk Gersteinwerk
Kurzfristiger Einsatz zur Schadensbehebung
Am Freitag, den 19. April 2013, trennte sich der Generator im Kraftwerk Gersteinwerk
Block K mit Läufer-Erdschlussschutz vom Netz. Bei einer visuellen Kurzinspektion
bei drehender Welle stellte das Betriebspersonal an den Lötverbindungen der
Drehstromwicklung des Haupterregerrotors Brandstellen fest. Die Vermutung, dass
Teilleiter abgeschmolzen waren, bestätigte die Befundaufnahme bei stehender
Welle. Die Wicklung des Erregerläufers war für den weiteren Leistungsbetrieb nicht
mehr geeignet.
Um den Ausfall von Block K so gering wie möglich zu halten,
musste der Schaden schnellstens behoben werden. Der EAS-
Geschäftsbereich Maschinentechnik/Generatoren (MTG) wurde
umgehend informiert und mit dem Austausch des Erregerläufers
durch einen vorhandenen Reserveläufer beauftragt.
Innerhalb kürzester Zeit disponierte MTG das erforderliche Personal
für einen Zweischichteinsatz. Nachdem die Turbine abgefahren
war und die Welle stillgesetzt werden konnte, wurden die Arbeiten
am 24. April aufgenommen.
Die Erregermaschine wurde demontiert und komplett – einschließlich
der Diodenräder, Anschlusslaschen, Lüfter und Wuchtebenen
– inspiziert. Zwei Lötverbindungen am Wickelkopf des
Haupterregerrotors zeigten Brandspuren sowie Kupferabschmelzungen
an den Wicklungsstäben (Bilder 1, 2).
keine weiteren Auffälligkeiten festgestellt. Insgesamt befand sich
der Läufer in einem guten Zustand. Der Läufer wurde kurzfristig
bearbeitet und fehlende Teile in der Werkstatt angefertigt, sodass
ein Einsatz im Gersteinwerk möglich war.
Bild / Fig. 2
Um eine einwandfreie Funktion des Reserveläufers sicherzustellen,
wurden elektrische Messungen durchgeführt. Die Messungen
zeigten ein zufrieden stellendes Ergebnis.
Die Wicklung des Haupterregerstators wurde von den Schmauchspuren
gereinigt und elektrisch gemessen. Die Messergebnisse
gaben keinen Anlass, diesen nicht weiter zu betreiben.
Bild / Fig. 1
Bei einer Inspektion der Spulenpakete-Abstützungen und elektrischen
Anschlussverbindungen ergaben sich keine weiteren Befunde.
Auch das Blechpaket, der Blechrücken, die Wickelköpfe
sowie die Rundverbindungen und Spulenaustritte des Hilfserregers
zeigten keine Auffälligkeiten.
Befundung Reserve-Erregerläufer
Der Läufer wurde zunächst komplett inspiziert. Mit Ausnahme eines
fehlenden Kennmelders an einer RG-Sicherung (Bild 3), eines
fehlenden Ringes für die Sperrluftabdichtung (Bilder 4a, 4b) und
der unterschiedlichen Stromführungsbolzen (Bilder 5, 6) wurden
Bild / Fig. 3
Fehlender Kennmelder
Missing indicator

Journal 15
Gersteinwerk power plant
Emergency callout to repair damage
On Friday, 19 April 2013, the generator of unit K at the Gersteinwerk power plant
tripped as a result of an earth fault. A brief visual inspection by operating
personnel with the shaft still rotating showed that the soldered connections of
the main exciter rotor‘s three-phase winding had suffered heat damage. The
assumption that some strands had actually molten was confirmed by a subsequent
inspection after the shaft had stopped. The state of the winding did not allow unit
operation to continue.
To minimise unit K downtime, the turbine had to be repaired as
quickly as possible. The operator immediately contacted the
Generator Department (MTG) of the EAS Rotating Technology
Division and asked them to replace the exciter rotor by a spare
rotor kept in stock.
Within no time, MTG had mobilised an expert team to site for
a two-shift emergency response mission. Work commenced on
24 April after the turbine had stopped and the shaft had been
locked in place.
The exciter engine was dismantled for a full inspection which
included the diode wheels, the connection straps, the fans and
the balancing planes. Two soldered connections on the coil end of
the main exciter rotor showed signs of heat damage and copper
melting on the winding bars (Fig. 1, 2).
Additional examination of the coil pack supports and electrical
connections revealed no other findings. The core, the core back, the
coil ends and the round connections and coil exits of the auxiliary
exciter appeared undamaged.
Inspection of spare exciter rotor
As a fist step, the rotor underwent a full inspection. Apart from a
missing indicator on a rotating rectifier exciter fuse (Fig. 3), a
missing seal air sealing ring (Fig. 4a, 4b) and the different terminal
bolts (Fig. 5, 6), nothing unusual was detected. On the whole, the
rotor was in a good condition. EAS did a workover at short notice
and fabricated missing parts in the workshop so that the rotor could
be used at Gersteinwerk.
Fig. / Bild 6
Spare exciter rotor
with terminal bolts
screwed in
Reserve-Erregerläufer
mit eingeschraubten
Stromführungsbolzen
Fig. / Bild 5
Dismantled exciter rotor
with inserted terminal
bolts
Demontierter Erregerläufer
mit gesteckten
Stromführungsbolzen
Missing seal air sealing
ring
Fehlender Ring für die
Sperrluftabdichtung
Fig. / Bild 4a
Fig. / Bild 4b

16 E.ON Anlagenservice
Induktor
Um sicherzustellen, dass bei der Schutzabschaltung der Induktor
nicht geschädigt wurde, wurden an diesem ebenfalls elektrische
Messungen durchgeführt. Nach Auswertung der Messergebnisse
konnte der Induktor für den weiteren Leistungsbetrieb freigegeben
werden.
Vor dem Austausch, der unter Verwendung des vorhandenen
Haupt- und Hilfserregerstators durchgeführt werden sollte, waren
diverse Reinigungsarbeiten an Haupt- und Hilfserregerstator sowie
sämtlichen Anbauteilen, inklusive der externen Kühlluftkanäle bzw.
Zuführungen erforderlich.
Anschließend wurde ein Maßabgleich des alten mit dem neuen
Erregerläufer vorgenommen. Die defekte RG-Sicherung wurde durch
eine gewichtsgleiche Reservesicherung ausgewechselt und die
Isolierstücke an die Stromführungsbolzen angepasst.
Anpassung der Sperrluft-Seitenwandabtrennung
Durch die konstruktiv unterschiedlichen Erregerläufer musste das
Spiel der Sperrluftabdichtung vergrößert werden. Gemeinsam mit
dem EAS-Fachbereich Konstruktion & Technik wurden Spaltmaße
festgelegt.
Diese Spielvergrößerung kann zu Änderungen in der Sperrluftbzw.
Kühlgasführung führen. Aufgrund dieses Umstandes war
bei der Inbetriebnahme verstärkt auf die Kalt- und Warmlufttemperaturen
des Erregersatzes zu achten. Im späteren Lastbetrieb
sollten in regelmäßigen Abständen Kontrollen durchgeführt
werden.
Nach erfolgreichem Abschluss aller Arbeiten, die selbstverständlich
unter Einhaltung aller erforderlichen Arbeitssicherheitsmaßnahmen
ausgeführt wurden, ging Block K im Gersteinwerk
am 29. April 2013 wieder ans Netz.
Der Fachbereich Generatoren von E.ON Anlagenservice hat unverzüglich auf
unsere Anforderung reagiert. Fachlich qualifiziertes Personal stand pünktlich
zur Aufnahme aller erforderlichen Maßnahmen bereit.
Mit Norbert Thiesmeier hatten wir einen versierten und umsichtigen Bauleiter
vor Ort, der mit seiner Montagecrew maßgeblich zum Gelingen der Arbeiten
beigetragen hat.
Die gesamte Abwicklung erfolgte so, wie wir uns das bei einem zuverlässigen
Auftragnehmer vorstellen: kompetent, zügig und unfallfrei. Block K konnte
schon nach wenigen Tagen wieder angefahren werden.
Hans Schmidt
Leiter Anlagenerhalt
RWE Generation SE
Kraftwerk Gersteinwerk

Journal 17
To ensure proper functioning, EAS also conducted a series of
electrical tests on the spare rotor with satisfactory results.
The smoke deposits on the main exciter stator winding where
removed and the winding checked. These measurements did not
reveal anything that would have prevented its continued use.
Inductor
To make sure that the safety trip had not damaged the inductor, it
too underwent a series of electrical tests. Following analysis of the
results, the inductor was approved for further operation.
Prior to the replacement, which relied on the use of the existing
main and auxiliary exciter stators, extensive cleaning work had to
be undertaken on both stators as well as all ancillary parts,
including the external cooling air ducts and supply lines.
After that, the dimensions of the old and new exciter rotors were
compared. The defective rotating rectifier exciter fuse was replaced
by a spare fuse of the same weight, and the insulators adapted to
the terminal bolts.
Modification of seal air side wall
Given the slightly different exciter rotor designs, the play of the
radial seal for the seal air had to be increased. The new gap
sizes were selected together with the Mechanical Engineering
Department of EAS.
This increase in play can lead to changes in the seal air and
cooling gas piping, which is why the cold and hot air temperatures
of the exciter set were observed very closely during commissioning.
These temperatures should be checked regularly during subsequent
load operation.
Following successful completion of all work, and, of course,
compliance with all safety rules and regulations, unit K of the
Gersteinwerk power plant was reconnected to the grid on 29 April
2013.
E.ON Anlagenservice‘s generator specialists responded promptly to our
request. Qualified experts were mobilised to site in time to start all
necessary work.
In Norbert Thiesmeier we had an experienced and prudent construction
manager on site. He and his team made a substantial contribution to the
success of this project.
The whole project was handled exactly as we would expect from a reliable
contractor: competently, swiftly and without any accidents. Unit K was
restarted after only a few days.
Hans Schmidt
Head of Maintenance
RWE Generation SE
Gersteinwerk Power Plant

18 E.ON Anlagenservice
Kraftwerk Wilhelmshaven
EAS-Konzept überzeugt
Der Turbosatz im Kraftwerk Wilhelmshaven wird seit der Inbetriebnahme
im September 1976 in der Mittel- und Grundlast eingesetzt. Im Rahmen einer
Modernisierungsmaßnahme wurde die Dampfturbine Ende der 90er Jahre
durch den OEM mit einer Zweigturbine (zwei zusätzliche ND-Teilturbinen
mit eigenem Generator) nachgerüstet, um nach 140.000 Betriebsstunden
für die weitere Laufzeit das Potenzial des „kalten Endes“ zu nutzen. Die
installierte Gesamtleistung konnte um 42 MW erhöht werden.
Nach Aufnahme des Zweigturbinenbetriebs kam es zu erhöhtem
Erosionsverschleiß an der Hauptturbine und Bauteilen der ND-
Teilturbinen. Im Bereich der letzten ND-Leitschaufelträger (L-0-Reihe)
war von erheblichen Tropfenschlag-Erosionsbefunden auszugehen.
Eine in 2007 durchgeführte Schweißreparatur im Übergangsbereich
vom Außenring des Leitschaufelträgers zum Schaufelblatt
hielt den Betriebsbelastungen - wie geplant - bis zur Revision in 2012
stand.
Bei nachfolgenden Inspektionsarbeiten wurden zunehmende
Erosionsschädigungen des L-0-Leitrades an allen vier Endstufen der
Niederdruckturbinen vorgefunden. Betroffen waren hauptsächlich
der Innenring, die Schweißnaht von der Leitschaufel (Hohlschaufel)
zum Außenring sowie der Leitschaufelrücken des Leitrades (Bilder
1, 2). Eine Decklage, die während einer Inspektion im Bereich der
Schweißnaht aufgebracht wurde, konnte den Erosionsabtrag im
Bereich des jeweiligen Außenringes nicht mindern.
Das Ausmaß der erodierten Stellen auf dem Leitschaufelrücken
und das Fortschreiten der jeweiligen Schädigung wurde jährlich,
während eines Kurzstillstandes, mittels Endoskop kontrolliert
(vier Referenzschaufeln). Im Laufe der Beobachtungen zeigten
sich im Bereich der erodierten Zonen lokale Durchbrüche in der
Schaufelwand.
Dampfturbosatz
Technische Daten
Typ
Siemens HMN
Fabrik-Nr. Turbosatz T 7088
Bauart
axiale
Kondensationsturbine
Zwischenüberhitzung
1-fach
Anzapfungen 6
Wellenstränge/Gehäuse/Abdampffluten 1/4/4/+2ND
Turbine bestimmt zum Antrieb
eines Generators
Nennleistung/Nachrüstung 1998 740 MW/ca. 800 MW
Drehzahl
3000 U/min
Frischdampfmassenstrom
640 kg/s
Frischdampfzustand (vor Ventilsatz) 197 bar/530 °C
HZÜ-Dampfzustand (vor Ventilsatz) 41 bar/534 °C
Abdampfdruck
0,0491 bar
Kühlwasser 10/14,2 °C
Bild / Fig. 1

Journal 19
Wilhelmshaven power plant
EAS comes up with convincing concept
The turbo generator set at the Wilhelmshaven power plant has been operated
at medium and base load ever since it was commissioned in September 1976.
After some 140,000 operating hours, the steam turbine had been fitted with
a branch turbine (two additional LP turbine sections with a separate generator)
in the 1990s as part of an OEM upgrade to be able to use the „cold end“ potential
for the remaining service life. This retrofit increased the turbo generator‘s
installed capacity by 42 MW.
After commissioning of the branch turbine, the main turbine and
some of the LP turbine section components had suffered serious
erosion-induced wear. Significant erosion caused by droplet impact
was therefore also to be expected in the area of the last LP guide
blade carrier (row L-0).
Repair welding carried out in the transition area between the outer
ring of the blade carrier and the blade in 2007 withstood operating
conditions as intended until the 2012 overhaul.
Subsequent inspections showed increasing damage from erosion
in the L-0 guide wheel on all four final stages of the LP turbine.
The areas mainly affected were the inner ring, the weld from the
hollow guide blade to the outer ring and the back of the guide wheel
blades (Fig. 1, 2). A cap pass applied in the area of the weld during
an inspection failed to reduce metal loss from erosion in the area of
the outer ring.
The size of the eroded areas on the back of the guide wheel
blades and general damage development were checked annually by
boroscope inspection (on four reference blades). Over time, actual
holes had developed in the blade wall.
Following an overhaul in 2007, the plant is now scheduled to run
until 2021. The operator had the choice of either repairing the guide
wheels or replacing them by new ones.
Repair would have required an extended shutdown and the
removal of the upper LP sections and the relevant rotor.
This would have been followed by measurements (to check
axial and radial clearances and align the couplings). There was also
the question of the repair scope, which depended on the planned
shutdown period and the related costs.
A boiler overhaul, for which the plant had to be down for about six
weeks (incl. shutdown and restart), was scheduled for 2012, so there
were two options:
(1) Install new guide wheels
This work could have been scheduled to coincide with the boiler
overhaul but the cost would have been a 7-digit figure, which was
well over budget.
(2) Repair guide wheels in the area of the inner ring
and the back of the blades
The costs of this option (a 6-digit figure) were far more acceptable,
but repairs were much more time-consuming, so the time window
seemed too short.
Steam turbine generator set
Technical data
Type
Siemens HMN
Serial no. of turbine generator set T 7088
Design
axial condensing turbine
Reheater
single-stage
Extraction points 6
Shaft trains/casings/exhaust steam flows 1/4/4/+2LP
Turbine designed to drive a generator
Nominal capacity/1998 retrofit
740 MW/approx. 800 MW
Speed
3,000 rpm
Live steam mass flow rate
640 kg/s
Live steam (upstream of valve set) 197 bar/530 °C
Reheated steam (upstream of valve set) 41 bar/534 °C
Exhaust steam pressure
0.0491 bar
Cooling water 10/14.2 °C
Fig. / Bild 2

20 E.ON Anlagenservice
Die Anlage wurde in 2007 revidiert und ist zunächst für einen
Einsatz bis 2021 eingeplant. Daher ergab sich nun folgende
Situation: Der Betreiber stand vor der Entscheidung, entweder
einen Austausch gegen neue Leiträder vorzunehmen oder
Sanierungsmaßnahmen einzuleiten.
Sanierungsmaßnahmen waren jedoch mit einem längeren
Anlagenstillstand verbunden. In diesem Fall musste, neben dem
Abfahren der ND-Oberteile, auch der jeweilige Läufer ausgefahren
werden, und dieses Vorgehen erforderte anschließende Messungen
(Axial-/Radial-Spiele, Ausrichtmessungen an den Kupplungen).
Darüber hinaus stellte sich die Frage nach Art und Umfang der
Sanierung, in Abhängigkeit von der geplanten Stillstandszeit sowie
den damit verbundenen Kosten.
In 2012 war eine Kesselrevision mit einem geplanten Anlagenstillstand
von rund sechs Wochen (inkl. An- und Abfahrt) vorgesehen.
Dabei ergaben sich folgende Möglichkeiten:
1. Einbau neuer Leiträder
Diese Maßnahme hätte innerhalb des Revisions-Zeitrahmens
ausgeführt werden können. Allerdings lagen die Kosten in einem
siebenstelligen Bereich und waren vom Budget her nicht vertretbar.
2. Sanierung der Leiträder im Bereich Innenring und
Schaufelrücken
Auf der Kostenseite - im sechsstelligen Bereich - bot sich damit
eine wesentlich attraktivere, jedoch auch zeitaufwändigere
Variante, sodass der verfügbare Zeitrahmen zu kurz erschien.
Eine Lösung der EAS für die Sanierung der Leiträder führte
schließlich zur Entscheidung. Der gemeinsam von den EAS-
Geschäftsbereichen Maschinentechnik und UK (Power Engineering
Services/PES, Birmingham) entwickelte Montage- und
Reparaturablaufplan überzeugte den Kunden.
Koordination
Entscheidend bei der Ausführung war die sorgfältige Abstimmung
der verschiedenen Arbeitsabläufe bei EAS und PES. Die
Vorgehensweise wurde genauestens analysiert und vor Ort mit den
jeweiligen Unterlieferanten, unter eingehender Betrachtung der
einzelnen Werkskapazitäten, zeitlich abgestimmt.
Für die Montagearbeiten im Kraftwerk wurden im Vorfeld
zusätzliche Hilfswerkzeuge beschafft und mobile Bearbeitungsfirmen
in Standby genommen. Kritisch war der Transport der
Leiträder vom Kraftwerk Wilhelmshaven nach Birmingham und
zurück. Sämtliche Transporte mussten im Vorfeld bezüglich der
Einschränkungen an Wochenenden, in der Ferienzeit und im
Hinblick auf die Fährzeiten exakt organisiert, angemeldet und
genehmigt werden. Alle nachfolgenden Arbeiten und Reparaturen
erfolgten nach den von EAS und PES erstellten Termin-, Bauprüfund
QS-Plänen, die zuvor von EKW geprüft und freigegeben worden
waren.
Die Arbeiten begannen am 6. August 2012. Nach Abfahren der
ND-Oberteile wurden alle Leitradoberteile (L-0) demontiert und zur
Sanierung nach Birmingham transportiert. Vier Tage später folgten
die Leitradunterteile.
Bei PES wurde der Außenring der Leiträder egalisiert und mit
einem neuen Ring (Segmente) aus verschleißfesterem Material
versehen (Bild 3). Die Segmente wurden angeschraubt und am
jeweiligen Stoß - von Segment zu Segment sowie Segment zum
Innenring - verschweißt.
Bild / Fig. 3
Quelle / Source: KW Wilhelmshaven, K. W. Möller/ENT
Ein Unterlieferant der PES war für die eigentliche Schaufelreparatur
zuständig. Bei diesem Verfahren wurde die beschädigte
Stelle an der Leitschaufel unter Beachtung der Wandstärke
ausgeschnitten und mit einem Füllstück aus artgleichem Material
verschlossen. Nach der Heftung des Füllstückes wurde dieses mit
der Schaufel verschweißt (Bild 4) und die Oberfläche anschließend
egalisiert. Aufgrund des bei allen Schweißarbeiten verwendeten
Schweißgutes (Ni-Basis) und des Schweißverfahrens war eine
Wärmebehandlung des jeweiligen Leitrades nicht erforderlich.
Während der Sanierungsarbeiten in Birmingham erfolgte
im Kraftwerk die Vorbereitung der Bauteile für die Remontage.
Zusätzlich wurden weitere Arbeiten, wie z. B. die Kontrolle aller
Traglager sowie eine Inspektion von jeweils zwei Ventilgruppen an
der HD- und MD-Turbine, durchgeführt.
Rücklieferung und Remontage
Die Leitradoberteile trafen fristgemäß nach vier Wochen wieder
im Kraftwerk Wilhelmshaven ein. Vor dem Ausbau im Kraftwerk
war die Lage zum jeweiligen Innengehäuse fixiert worden. Dadurch
konnte das ND-Innengehäuse einbaufertig vorbereitet und ein
zeitsparender Ablauf bei der Remontage gewährleistet werden.
Die Rücklieferung der Leitradunterteile erfolgte ebenfalls zum
vereinbarten Termin.
Aufgrund einer umsichtigen Planung, der termintreuen Durchführung
der Sanierungsarbeiten in Birmingham und einer reibungslosen
Transportorganisation, konnte der vorgegebene Montageendtermin
12. September eingehalten werden.
Die Anlage wurde am 15. September 2012 synchronisiert und
der Lastbetrieb wieder aufgenommen.

Journal 21
EAS eventually decided to repair the guide wheels. The repair and
assembly concept developed by the Rotating Technology Division in
collaboration with the Power Engineering Services/PES department
in Birmingham/UK convinced the client.
Coordination
Key to the work was the careful alignment of EAS and PES work
processes. The approach was analysed in detail and time lines
were agreed with the local subvendors with due consideration for
workshop availability.
Auxiliary tools were provided for disassembly on site, and mobile
contractors were asked to be on standby. The critical part was the
shipment of the guide wheels from Wilhelmshaven to Birmingham
and back.
This had to be carefully planned to take account of transportation
restrictions at weekends and during the holiday period as well as
ferry schedules.
In addition, the authorities had to be advised and had to approve
each shipment. All subsequent work and repairs were carried out
in accordance with the timetables, inspection programmes and QA
schedules prepared by EAS and PES, which had previously been
checked and approved by EKW.
Work started on 6 August 2012. Following the removal of the upper
LP sections, all upper guide wheel parts (L-0) were dismantled and
shipped to Birmingham for repair. The bottom guide wheel sections
followed four days later.
PES smoothed out the outer ring of the guide wheels which was
then fitted with a new ring made of a wear-resistant material (Fig. 3).
The segments were bolted on and welded at the joints to the next
segment and to the inner ring.
A PES subcontractor was tasked with the actual bade repair. The
repair process involved cutting the damaged section from the guide
vane with due consideration for the wall thickness and replacing it by
a filler section made of the same kind of material. This filler section
was first tack-welded and then properly welded to the blade (Fig.
4) and the surface was smoothened. Given the type of filler used (a
nickel-based material) and the welding method, the guide wheels did
not require heat treatment.
While the guide wheels were being repaired in Birmingham,
preparations on site were already underway for reassembly.
Additional activities included checking all journal bearings and
inspecting two valve sets on each of the HP and MP turbines.
Fig. / Bild 4
Quelle / Source: KW Wilhelmshaven, K. W. Möller/ENT
Return shipment and installation
The upper guide wheel sections were returned to the site in
Wilhelmshaven after four weeks as planned. Prior to disassembly, they
had been fixed in place relative to their inner casings. This allowed
the inner LP casings to be prepared in advance for installation, which
saved time during reassembly. The bottom guide wheel sections also
arrived back on site by the agreed date.
Thanks to careful planning, strict adherence to the repair schedule
in Birmingham and the smooth organisation of all shipments,
reassembly was completed by 12 September as planned.
The plant was synchronised and brought back on load on 15
September 2012.

22 E.ON Anlagenservice
Kraftwerk Schkopau
ND-Turbinenrevision Block A
Das Braunkohlekraftwerk Schkopau in Sachsen-Anhalt gehört
zu den modernsten KWK-Anlagen in Deutschland. Die Blöcke A
und B mit einem elektrischen Wirkungsgrad von rund 40 Prozent
und einer Nettoleistung von jeweils 450 MW wurden 1995/96 in
Betrieb genommen. Das Kraftwerk produziert elektrische Energie
für den benachbarten Chemiepark, die Deutsche Bahn und das
öffentliche Netz sowie Prozessdampf für die chemische Industrie.
Die große Revision der ND-Turbine in Block A begann planmäßig
mit dem Abfahren des Blocks am 16. September 2012. Im Vorfeld
stand fest, dass der Läufer zur Generalüberholung ins Herstellerwerk
geschickt werden musste.
Für die De- und Remontage war der EAS-Geschäftsbereich
Maschinentechnik zuständig, der den Auftrag nach einer
bundesweiten Ausschreibung mit einem Angebot in überzeugendem
Preis-/Leistungsverhältnis erhalten hatte.
Bereits am 18. September begann die EAS-Mannschaft mit der
Demontage der ND-Turbine. Der rd. 63 Tonnen schwere Turbinenläufer
wurde ausgebaut und für den Transport vorbereitet. Damit
waren alle Maßnahmen für den fristgemäßen Versand des Läufers
zum Herstellerwerk erfolgt.
Während der Demontage der ND-Turbine ergaben sich Befunde,
die aus einem vorhergehenden Schaden am Kompensator der
Überströmleitung resultierten.
Weitere wesentliche Ereignisse im Revisionsverlauf wurden bei
einer Befundaufnahme an den Bauteilen der ND-Turbine festgestellt.
Hier zeigten sich Schäden, die umfangreiche Reparaturmaßnahmen
erforderten.
Aufgrund der Ergebnisse mussten Oberteil und Unterteil des
ND-Innengehäuses ebenfalls komplett demontiert und zur Durchführung
der Reparaturen zum Werk des Herstellers transportiert
werden.
Dieser zusätzliche Aufwand war nicht vorhersehbar und daher
auch nicht Bestandteil der ursprünglichen Revisionsplanung. Infolgedessen
wurde der Zeitrahmen entsprechend erweitert.
Technische Informationen Turbine
Nr. techn. Informationen Format abgelesene Bemerkungen
Werte
1 Typ - DKYE-2N41A
2 Seriennummer - GM 00587
3 Nennwirkleistung MW 387,3
4 Nenndrehzahl rpm 3000
5 Baujahr 1996
6 Frischdampfdruck bar 253
7 Frischdampftemperatur °C 543,7
8 ZÜ-Druck bar 50,65
9 ZÜ-Temperatur °C 560
10 Kondensator-Druck bar abs. 0,047 oder Gegendruck
Terminplanung
Nr. Vorgang geplanter tatsächlicher
Termin Termin
1 Abfahren der Turbine 16.09.2012 16.09.2012
2 Wellenstillstand/ 19.09.2012 18.09.2012
Montagebeginn 8:00 Uhr 14:00 Uhr
3 Montageende/ 08.11.2012 16.11.2012
Maschine drehwerksbereit 16.00 Uhr 17:00 Uhr
4 Anfahren der Turbine 09.11.2012 21.11.2012
Quelle/Source: Peter Wölk

Journal 23
Schkopau power plant
LP turbine overhaul of unit A
The lignite-fired power plant in Schkopau/Saxony-Anhalt is one
of Germany‘s most modern CHP plants. Units A and B were
commissioned in 1995/96. They have a power generating efficiency
of some 40% and a net capacity of 450 MW each. The Schkopau plant
generates electricity for a neighbouring chemical factory, the
German railway operator Deutsche Bahn and the public grid as
well as process steam for the chemical industry.
The major overhaul of the LP turbine of unit A began with the
shutdown of the unit on 16 September 2012 according to schedule.
At that time it was already clear that the turbine rotor would have
to be shipped to the manufacturer’s workshop for a general
overhaul.
The contract for the disassembly and reassembly of the turbine
had gone to the Rotating Technology Division of EAS whose bid in a
Germany-wide tender had been selected for its compelling
price/performance ratio.
On 18 September EAS started stripping the LP turbine. The 63-
tonne turbine rotor was removed and prepared for shipping to
ensure on-time delivery to the manufacturer's workshop.
Disassembly of the LP turbine revealed previous damage to the
expansion joint in the crossover piping.
A number of other findings on several LP turbine components
during the course of the overhaul meant that extensive repairs
were required. On the basis of these findings, the upper and lower
sections of the inner LP casing were fully stripped and shipped
to the manufacturer’s workshop for repair. This additional work
was unexpected and therefore not included in the original project
schedule. As a result, the timeline had to be altered accordingly.
Turbine data
No. Technical information Unit Nameplate Comments
details
1 Type - DKYE-2N41A
2 Serial no - GM 00587
3 Rated output MW 387.3
4 Nominal speed rpm 3,000
5 Year built 1996
6 Live steam pressure bar 253
7 Live steal temperature °C 543.7
8 Reheater pressure bar 50.65
9 Reheater temperature °C 560
10 Condenser pressure bar abs. 0.047 or back-pressure
Schedule
No. Activity Scheduled date Actual date
1 Turbine shutdown 16 Sept. 2012 16 Sept. 2012
2 Shaft stopped/ 19 Sept. 2012 18 Sept. 2012
start of work 8 a.m. 2 p.m.
3 Work completed/ 8 Nov. 2012 16 Nov. 2012
turbine ready to turn 4 p.m. 5 p.m.
4 Turbine re-start 9 Nov. 2012 21 Nov. 2012
Quelle/Source: Peter Wölk

24 E.ON Anlagenservice
Anschließend setzte die EAS-Mannschaft die Revisionsarbeiten
im Kraftwerk fort und nahm unter anderem die Demontage des
Kompensators der Überströmleitung sowie der Dampfdurchführung
zum ND-Innengehäuse vor. Die Dampfdurchführung wurde
umgehend erneuert.
Ein Ersatz-Kompensator stand im Materiallager des Kraftwerks
nicht zur Verfügung. Gute Kontakte der EAS bewirkten jedoch, dass
kurzfristig ein neuer Kompensator beschafft und zügig eingebaut
werden konnte. Eine weitere Verlängerung der Revision wurde
dadurch vermieden.
Nach Rücklieferung aller instandgesetzten Bauteile stand für
die EAS-Mannschaft Präzisionsarbeit an, die schließlich zu einem
erfolgreichen Revisionsergebnis führte. Der ND-Turbinenläufer wurde
exakt eingebaut und die Remontage der ND-Turbine termingerecht
ausgeführt.
Block A nahm am 22. November 2012 den Betrieb auf und das
Kraftwerk Schkopau liefert seinen Kunden wieder zuverlässig und
mit voller Leistung elektrische Energie und Prozessdampf.
Remontage des ND-Turbinenläufers
Reassembly of the LP turbine rotor
Bauleiter/Site manager Oliver Gutkowski
Quelle/Source: Peter Wölk
Als Auftraggeber wissen wir den hohen Arbeitssicherheitsstandard der EAS
sehr zu schätzen.
Durch das umsichtige und verantwortungsvolle Handeln der gesamten
Mannschaft konnte ein unfallfreier Ablauf aller Arbeiten auf der Baustelle
realisiert werden.
Die EAS-Maschinentechnik reagierte umgehend auf zusätzliche Befunde und
führte die erforderlichen Maßnahmen kompetent und zuverlässig aus.
Mit der Qualität und der fachgerechten Ausführung des Auftrags sind wir in
hohem Maße zufrieden.
Sylvio Sauer
Technische Leitung
Kraftwerk Schkopau

Journal 25
Turbinenschnitt / Schaltbild
Turbine section / schematic diagram
Following these repairs, the EAS team continued its overhaul
activities on site, removing the expansion joint in the crossover
piping and the steam supply piping to the internal LP casing. The
steam supply piping was replaced immediately.
The warehouse on site did not have another expansion joint in
stock, so EAS used its contacts to obtain and install a new
expansion joint relatively quickly, thereby avoiding further delay.
Following the return of all repaired components to site, it was
time for some high-precision work which culminated in the
successful completion of the whole project with the LP rotor
installed and the LP turbine reassembled according to schedule.
Unit A was restarted on 22 November 2012 and the Schkopau
power plant returned to full capacity to reliably deliver electricity
and process steam to its customers.
As the client and plant operator, we have come to appreciate the health & safety
standards of EAS.
Thanks to the circumspect and responsible behaviour of the entire EAS team, the
work on site was completed without any accidents.
The EAS experts responded immediately to new findings during the course of the
overhaul and delivered a very competent and reliable service.
We are delighted with the high quality and professional workmanship provided
throughout this contract.
Sylvio Sauer
Technical Manager
Schkopau Power Plant

26 E.ON Anlagenservice
Hochtouriges Auswuchten
Speisepumpenantriebsturbine im Wuchtbunker
Im Juni 2013 erhielt der EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik den
Auftrag zur Revision/Reparatur einer Speisepumpenantriebsturbine
(SPAT) aus dem Gemeinschaftskraftwerk Veltheim. Die Revision sollte
die volle Funktionsfähigkeit und Betriebssicherheit des Turbosatzes
für die erwartete Restbetriebsdauer sichern.
Die axiale Kondensationsturbine (Typ Escher-Wyss) mit Regelrad ist
zum Antrieb einer Kesselspeisepumpe bestimmt.
• Nennleistung 9 MW
• Betriebsdrehzahlbereich von 2.000 bis 4.175 U/min
• Gewicht rund 6.800 kg
Projektbeschreibung
Zur Ausführung der mechanischen Arbeiten war der Turbinenrotor
in die EAS-Zentralwerkstatt transportiert worden (Bild 1 – Mechanische
Bearbeitung in der Zentralwerkstatt, Gelsenkirchen).
Als finaler Arbeitsgang stand ein hochtouriges Auswuchten des
Rotors an. Dabei schrieb der Kunde in seinem Leistungsverzeichnis
eine Wuchtgüte von mindestens G 1,6 gemäß DIN ISO 1940-1vor.
Diese Vorgabe allein wäre mit einer niedertourigen Auswuchtung
bei einem Unterlieferanten „um die Ecke“ erreichbar gewesen. Die
Auswuchtmaschinen für dieses niedertourige Auswuchten bei
geringen Drehzahlen sind recht häufig in mechanischen Werkstätten
vorhanden.
Um aber gleichzeitig das im Leistungsverzeichnis geforderte
Schwingungsverhalten (Gehäuseschwingungen: Bewertungszone
A nach DIN ISO 10816; Wellenschwingungen: Bewertungszone
A nach DIN ISO 7919) sicherzustellen, war aufgrund des wellenelastischen
Charakters der Turbine ein hochtouriges Auswuchten
bis zur maximalen Betriebsdrehzahl erforderlich.
Durch den hohen Betriebsdrehzahlbereich der SPAT - im
Gegensatz zu einer festen Betriebsdrehzahl bei „normalen“
Turbinen - kam dem hochtourigen Auswuchten eine besondere
Bedeutung zu.
Wahl des Unterlieferanten
Unter den potenziellen Partnern für hochtouriges Auswuchten
wählte EAS für diesen Auftrag ČKD KOMPRESORY in Prag. Das
Unternehmen verfügt über jahrzehntelange Erfahrung im
hochtourigen Auswuchten wellenelastischer Rotoren und hat sich
bereits mehrfach als zuverlässiger Partner erwiesen.
ČKD verfügt über die Maschinenkapazitäten für das hochtourige
Auswuchten von Rotoren mit einem Gewicht von 150 kg bis zu
24.000 kg und einem Rotordurchmesser bis zu 2.800 mm. Abhängig
vom Gewicht erreichen die Betriebsdrehzahlen bis zu 20.000
U/min.
Grundsätzlich sind EAS-Mitarbeiter bei Auswuchtvorgängen
in den Betrieben von Kooperationspartnern zugegen. Bei dem
Wuchtvorgang selbst ist eine Vielzahl von Details zu berücksichtigen,
die nachfolgend näher beschrieben werden.
Vorbereitungen
Nach Abschluss der mechanischen Arbeit in der Zentralwerkstatt
stand der Transport des Rotors nach Prag an (Bild 2 – Rotor im
Wuchtbunker).
Lange vor dem eigentlichen Wuchttermin waren alle erforderlichen
Daten, wie z. B. Lagerdurchmesser, Lagermittenabstand,
Gesamtlänge des Rotors, Rotormasse, größter Rotordurchmesser
usw. an ČKD übermittelt worden.
In dieser überaus wichtigen Phase können Fehler oder Versäumnisse
eine termingerechte Wuchtung gefährden. Dies soll
am Beispiel der Lagerung verdeutlicht werden (Bild 3 – Rotor in
den Lagerständern).
Bild / Fig. 1 Bild / Fig. 2

Journal 27
High-speed balancing
Feed pump drive turbine in balancing facility
In June 2013, the EAS Rotating Technology Division was
awarded a contract to overhaul/repair a feed pump drive turbine
at the Veltheim power plant. The aim of the overhaul was to
ensure the full functionality and operational safety of the turbine
generator set for the remainder of its service life.
The turbine – an Escher-Wyss axial condensation turbine with a
control wheel – is designed to drive a boiler feed pump.
• It has a rated output of 9 MW,
• is operated at speeds of 2,000 to 4,175 rpm, and
• weighs about 6,800 kg.
Project description
For the mechanical work, the turbine rotor had been shipped to the
central EAS workshop in Gelsenkirchen (Picture 1 – Mechanical work
at the central workshop). The final step was to balance the rotor at
high speed. The client specification called for a balancing grade of at
least G 1.6 according to DIN ISO 1940-1.
This requirement alone could have been met by simple low-speed
balancing at any workshop "around the corner". Low-speed balancing
machines are common in many workshops.
However, given the shaft’s elasticity, it was necessary to balance
the turbine at its maximum operating speed to achieve the vibration
characteristics detailed in the specification (casing vibration:
evaluation zone A according to DIN ISO 10816; shaft vibration:
evaluation zone A according to DIN ISO 7919).
In view of the high speed at which this turbine is operated (as
opposed to the fixed speeds of "normal" turbines), high-speed
balancing was critical.
Choice of subcontractor
Among the potential partners offering high-speed balancing, EAS
selected the Prague-based company ČKD KOMPRESORY for this
contract.
Fig. / Bild 3
ČKD has decades of experience in balancing elastic rotors at
high speeds and has proven to be a reliable partner on a number of
occasions.
ČKD's balancing facility is designed for rotors weighing 150 kg
to 24,000 kg with diameters of up to 2,800 mm. Depending on the
weight, operating speeds can be as high as 20,000 rpm.
Rotor balancing at a contractor’s workshop is always carried out
in the presence of EAS representatives. For the balancing process
itself, it is important to take account of a number of details which are
described below.
Preparations
Following the completion of the mechanical work at the central
workshop, the rotor was shipped to Prague (Picture 2 – Rotor inside
balancing facility).
All technical parameters including bearing diameter, distance
between centre points, total rotor length, rotor mass, largest rotor
diameter etc. had been submitted to ČKD long before the balancing
date.
This is a very critical phase where mistakes or omissions can lead
to the project deadline being missed. One area of crucial importance
are the bearings (Picture 3 – Rotor in bearing stand).
When mounted in balancing facilities, the rotor is normally
supported by journal bearings. The rotor is either delivered to the
workshop with its original bearings, or the balancing facility uses its
own bearings. Balancing contractors usually keep a wide stock of
journal bearings of different types and sizes.
The bearing of choice tends to be the so-called "lemon bearing"
which derives its name from its inside contour. To ensure proper
oil supply, it features oil grooves (oil pockets) on the side. A big
advantage of lemon bearings is that their internal diameter can be
easily adapted to the rotor to be balanced using a standard lathe.
However, this has to be done by an experienced lathe operator. To
ensure smooth running of the rotor, the internal bearing diameters
must be adapted to the rotor's bearing surfaces with accuracies of
0.01 mm.
Early information about the exact rotor bearing diameters is
therefore critical for meeting deadlines because despite the internal
machining option, these adjustments take time. Machining basically
involves boring out the bearing, which is why the internal diameter
of the "solid bearing" has to be smaller than the final dimension of
the modified bearing.
If the balancing facility does not have the right bearing in
stock, a bearing with a larger internal diameter will be lined with a
babbitt metal to reduce its internal diameter. This is then followed
by boring.

28 E.ON Anlagenservice
In der Auswuchtanlage werden Rotoren überwiegend in
Gleitlagern gelagert. Daraus ergeben sich zwei mögliche Abläufe:
Entweder werden die Originallager des Rotors mitgeliefert oder
es werden Lager der Wuchtanlage eingesetzt. Dazu verfügt jede
Wuchtanlage über ein umfangreiches Sortiment an Gleitlagern
unterschiedlicher Größen und Typen.
Bevorzugt werden so genannte „Zitronenlager“ benutzt. Die
Bezeichnung ergibt sich aus der inneren Kontur der Lager. Für
eine optimale Ölversorgung der Lager sind seitliche Ölnuten
(Öltaschen) erforderlich. Ein großer Vorteil dieser Zitronenlager
ist die einfache Anpassung der Lagerinnendurchmesser an den
auszuwuchtenden Rotor auf einer Standarddrehmaschine. Das
spezielle Know-how bei der spanenden Bearbeitung durch einen
erfahrenen Dreher ist eine absolute Voraussetzung. Für eine gute
Laufruhe müssen die Innendurchmesser der Lager im 0,01 mm-
Bereich an die Lagerstellen des Rotors angepasst werden.
Eine frühe Information über die exakten Lagerstellendurchmesser
des zu wuchtenden Rotors ist entscheidend für die termingerechte
Abwicklung, da diese Anpassarbeiten, trotz der Möglichkeit der
internen Bearbeitung, einige Zeit in Anspruch nehmen. Bei der
Anpassung handelt es sich im Wesentlichen um Ausdreharbeiten.
Das bedeutet, der Innendurchmesser des „Lagerrohlings“ muss
kleiner sein als das Fertigmaß des angepassten Lagers.
Sollte im Sortiment der Wuchtanlage kein geeignetes Lager
für diese Anpassung vorhanden sein, muss ein Lager mit einem
größeren Innendurchmesser mit einer neuen Weißmetallbeschichtung
ausgegossen werden, um dadurch einen kleineren Innendurchmesser
für das nachfolgende Ausdrehen zu erzeugen.
Da der Betrieb einer Gießerei mit hohen Umweltauflagen und
einer kostenintensiven Ausstattung verbunden ist, scheuen viele
Unternehmen den Unterhalt einer Gießerei. Das Ausgießen kann
dann nicht intern durchgeführt werden, und die Lager müssen für
diesen Arbeitsgang zu einer externen Gießerei versandt werden. Das
kann schon mal etwas länger dauern …
Für den Fall, dass die Originallager für das Auswuchten benutzt
werden sollen, sind spezielle Adapterringe für die Aufnahme der
Originallager in den Lagerständern der Wuchtanlage erforderlich.
Diese Ringe sind teuer und erfordern eine lange Fertigungszeit.
Daher sind Originallager beim Auswuchten eher die Ausnahme und
werden meistens nur auf ausdrücklichen Kundenwunsch oder zur
Erfüllung technischer Vorgaben eingesetzt.
Im vorliegenden Fall gab es diese Problematik nicht. Der
Direktanschluss des Rotors an den Antriebsmotor der Wuchtanlage
mittels Kardangelenkwelle war ohne vorherige Anfertigung einer
speziellen Adapterscheibe möglich (Bild 4 – Direktantrieb über
Kardangelenkwelle).
Abnahmespezifikation
Als Abnahmespezifikation an ČKD war ISO 11342 vorgeschrieben.
Diese Norm unterteilt Rotoren entsprechend ihren Auswuchtanforderungen
und legt Verfahren zur Beurteilung der Restunwucht
fest.
Unter Verwendung der Gütestufen in DIN ISO 1940/1 lassen
sich, unabhängig von den Eigenschaften des Wuchtbunkers,
zulässige Grenzwerte festlegen. Durch die Benutzung von modalen
Restunwuchten schlägt die Norm ISO 11342 dazu eine Brücke zu
ISO 1940/1.
ISO 1940/1 behandelt die Auswuchtgüte von starren Rotoren und
ist nicht ohne weiteres auf wellenelastische Rotoren übertragbar!
Um dennoch eine Nutzung der praxisbewährten Gütestufen aus
ISO 1940/1 für wellenelastische Rotoren zu ermöglichen, wurden
modale Unwuchten (Restunwuchten für spezielle Eigenformen)
eingeführt.
Modale Unwuchten
Modale Unwuchten stellen die Unwuchtverteilung als Funktion
der Unwucht in den Biegeeigenformen des Rotors dar. Sie werden
durch die Summenbildung der Produkte aus Einzelunwuchten in
den Radialebenen und dem zugehörigen Biegepfeil der Unwucht
in dieser Eigenform gebildet. Die Auslenkung jeder Eigenform ist
demnach durch die Unwuchten in dieser Eigenform bestimmt.
Die Größe der Auslenkung ist abhängig von
• Größe der modalen Unwucht
• Nähe der aktuellen Drehzahl zu einer Resonanzdrehzahl
• Dämpfung des Systems Rotor/Lagerung
Modale Unwuchten können aus den beim Auswuchtprozess
anfallenden Daten ermittelt werden; es ist also kein zusätzlicher
Messaufwand, sondern nur Rechenaufwand erforderlich.
Vereinfacht gesagt entsprechen modale Restunwuchten Unwuchtkennwerten
für jede relevante Drehzahl.
Durch eine Umrechnung der modalen Unwuchten auf einzelne,
vorhandene Ausgleichsebenen, erhält man die äquivalenten modalen
Restunwuchten, die zur Beurteilung für den wellenelastischen
Unwuchtzustand benutzt werden.
Die Verringerung der modalen Unwuchten durch das Anbringen
einer oder mehrerer Ausgleichsmassen in den Ausgleichsebenen
bewirkt eine Verringerung der modalen Anteile an der Durchbiegung
(Bild 5 – Ausgleichsebene 1/Bild 6 – Ausgleichsebene 2/Bild 7 –
Ausgleichsebene 3). Das ist das Prinzip der Norm ISO 11342.
Bild / Fig. 5 Bild / Fig. 6 Bild / Fig. 7

Journal 29
Operating a foundry means having to comply with numerous
environmental regulations and keeping expensive equipment on
standby which is why many contractors do not operate their own
foundry. The bearings then have to be shipped to an external foundry
for lining, which can take time …
If the original bearings are available for balancing, special adapter
rings are needed to hold the bearings in the bearing stands of the
balancing facility. These rings are expensive and take very long to
manufacture. This is why the use of original bearings tends to be
the exception rather than the rule, and they will only be used at
the express request of the customer or where specific technical
specifications have to be met.
In the case described, this problem did not occur. The rotor was
connected to the drive of the balancing facility using a cardan shaft,
so there was no need to manufacture a special adapter disc (Picture
4 – Direct cardan shaft connection).
Acceptance specification
ČKD's acceptance of specification was ISO 11342. This standard
classifies rotors according to their balancing requirements and
defines procedures for assessing residual unbalance.
The quality grades in DIN ISO 1940/1 can be used to specify
permissible thresholds regardless of the balancing facility's technical
characteristics. ISO 11342 uses modal residual unbalances to bridge
the gap to ISO 1940/1.
ISO 1940/1 deals with balancing grade requirements of rigid rotors
and is not directly applicable to elastic shaft rotors. Therefore, modal
unbalances (residual unbalances for special natural modes) were
introduced to be able to use the quality grades in ISO 1940/1, which
have been applied so successfully, also for elastic shaft rotors.
Fig. / Bild 4
These days, the use of electronic data processing makes modal
unbalances relatively easy to handle (Diagram 1 – Balancing planes
on rotor).
Diagram 1
drive side
plane I
zero mark
plane III
plane II
Modal unbalances
Modal unbalances show the unbalance distribution as a function of
the unbalance in the bending natural modes of the rotor. They are
determined by forming the sum of the products calculated from
individual unbalances in the radial planes and the associated deflection
of the unbalance in this natural mode. Accordingly, the deflection of
each natural mode is defined by the unbalances in that natural mode.
The magnitude of the deflection depends on
• the magnitude of the modal unbalance
• the proximity of a given speed to a resonance speed
• dampening of the rotor/bearing system
Modal unbalances can be derived from the data collected during rotor
balancing, which means there is no need for further measurements
(only additional calculations).
Broadly speaking, the modal residual unbalances correspond
to unbalance values for each relevant speed. Conversion of the
modal unbalances for individual, existing balancing planes gives
the equivalent modal residual unbalances, which are then used for
assessing the shaft-elastic unbalance condition.
Reducing the modal unbalances by attaching one or several
correction weights to the balancing planes reduces the modal shares
in the bending (Picture 5 – Balancing plane 1/Picture 6 – Balancing
plane 2/Picture 7 – Balancing plane 3). This is the principle of ISO
11342.
bearing I
bearing II
Balancing process
In a first step, the unbalances (gmm) were recorded at a low speed
(in this case 400 rpm) without there being any obvious, significant,
shaft-elastic deflection of the rotor.
The next step then was to determine the relevant balancing
speeds in a succession of test runs. According to ISO 11342 these are:
"… balancing speeds selected to ensure that within the operating
speed range each individual resonance speed always has a balancing
speech close to it" (DIN ISO 11342; Chapter 7.3). This is how the speed
of 2,700 rpm was selected as the speed closest to the 1st resonance
speed, and 4,175 rpm as the maximum operating speed.
Given the lack of rotor-dynamic information, nothing was known
about the deflection curve of this rotor. This tends to be the case
for almost all balancing jobs performed by EAS. For this reason,
test weights were attached to all three balancing planes and the
largest influential coefficients (most sensitive balancing plane) were
determined for each of the natural deflection modes in a series of
test runs during which the rotor speed was increased to the predefined
speeds. In this process, the influential coefficients reflect the
impact of a test weight in a balancing plane at a defined speed.

30 E.ON Anlagenservice
Durch die Einbeziehung moderner EDV-Programme ist die
Handhabung mit modalen Unwuchten leicht möglich (Grafik 1 –
Skizze des Rotors mit Position der Ausgleichsebenen).
Grafik 1
Antriebsseite
Ebene I
Nullmarke
Lager I
Ebene III
Ebene II
Lager II
Ablauf der Wuchtung
In einem ersten Schritt wurden bei niedriger Drehzahl (hier: 400 U/
min), ohne eine erkennbare signifikante wellenelastische Auslenkung
des Rotors, Unwuchtwerte (gmm) festgehalten.
Im nächsten Schritt wurden durch Testfahrten die weiteren
relevanten Auswuchtdrehzahlen festgelegt. Nach ISO 11342 bedeutet
das: „… Auswuchtdrehzahlen, die so gewählt werden, dass
innerhalb des Betriebsdrehzahlbereichs immer eine Auswuchtdrehzahl
dicht bei jeder einzelnen Resonanzdrehzahl liegt.“ (DIN ISO
11342; Kapitel 7.3). Auf diese Weise wurden die Drehzahlen 2.700 U/
min als Nähe zur 1. Resonanzdrehzahl und 4.175 U/min als maximale
Betriebsdrehzahl festgelegt.
Wegen fehlender rotordynamischer Informationen handelte es
sich um einen Rotor mit unbekannter Biegelinie. Dies ist in nahezu
100 Prozent aller Wuchtungen, die von EAS abgewickelt werden,
der Fall. Daher wurden in allen drei Ausgleichsebenen einzeln Testgewichte
gesetzt und durch Messläufe, mit Anfahren der vorab
festgelegten Drehzahlen, die jeweils größten Einflusskoeffizienten
(empfindlichste Ausgleichsebene) bei den einzelnen Biegeeigenformen
ermittelt. Die Einflusskoeffizienten geben dabei die
Wirkung eines Testgewichts in einer Ausgleichsebene bei einer
festgelegten Drehzahl wieder.
Bei den Messläufen wurden jeweils die Schwinggeschwindigkeiten
(mm/s) an den beiden Lagerständern bei festgelegten Auswuchtdrehzahlen
gemessen und protokolliert.
Einstellung der Schnellschlussbolzen
Neben dem hochtourigen Auswuchten mussten auch die beiden
Schnellschlussbolzen auf die korrekte Auslösedrehzahl eingestellt
werden.
Die Schnellschlussdrehzahl einer Turbine stellt eine maximale
Drehzahlgrenze dar. Ein Überschreiten dieser Drehzahl bedeutet
hohe Gefahr für Mensch und Maschine. Daher ist ein Schutzsystem
erforderlich, das ein Durchfahren dieser konstruktiv bedingten
Maschinendrehzahl sicher verhindert.
Teil dieser Schutzeinrichtung sind zwei mechanische Bolzen,
die über eine gespannte Feder im Rotor gehalten werden (Bild 8 –
Einbauöffnungen der Bolzen am Wellenende/Bild 9 – Ausgebaute
und gereinigte Bolzen). Der drehzahlunabhängigen Federkraft
wirkt die drehzahlabhängige Fliehkraft entgegen. Erreicht
oder überschreitet die Rotordrehzahl eine vorgegebene
Schnellschlussdrehzahl, wird die Fliehkraft größer als die
Federkraft, die Schnellschlussbolzen schnellen aus dem Rotor
hervor und erzwingen über eine Mechanik ein sofortiges
Schließen der Schnellschluss- und Regelventile.
Die Drehzahlerfassung für die Auslöse- und Einrückdrehzahl
der Schnellschlussbolzen wurde im Wuchtbunker von ČKD mit
berührungslosen Messaufnehmern, wie sie häufig zur Erfassung
von Wellenschwingungen benutzt werden, umgesetzt. Durch
das Vorschnellen und Zurückziehen der Bolzen ist auf dem
angeschlossenen Messgerät eine sprunghafte Änderung
des Messsignals zu registrieren und somit die Auslöse- und
Einrückdrehzahl festzustellen (Bild 10 – Messaufbau für
Schnellschlussbolzenmessung). Beide Bolzen mussten leicht
nachgestellt werden.
Ergebnis
Die Auswertung einer Wuchtung geschieht in einem ersten Schritt
durch die Bildung der äquivalenten Restunwuchten bei festgelegten
Auswuchtdrehzahlen. Ein anschließender Vergleich der
äquivalenten Restunwuchten mit den zulässigen Restunwuchten
gibt Aufschluss über den Erfolg der Wuchtung.
Die zulässige Restunwucht wird nach DIN ISO 1940/1 mit einer
vorgegebenen Gütestufe (G), der Rotormasse (m) und der max.
Drehzahl (n) berechnet (Grafik 2). Bei Drehzahlen in Resonanznähe
(hier: 2.700 U/min) wird mit einem Faktor gewichtet (meist 60
%). Dadurch verringert sich die zulässige Restunwucht an dieser
Stelle nochmals.
Grafik 2
Bild / Fig. 8

Journal 31
During the test runs, the vibration velocities (mm/s) at the bearing
stands were measured and recorded for specific balancing speeds.
Trip settings
In addition to high-speed balancing of the rotor, the two flybolts had
to have their trip speeds set. Every turbine has a maximum speed at
which it can be safely operated. The trip speed is the speed beyond
which turbine operation represents a serious hazard for man and
machine. This is why turbines are equipped with a protection system
that prevents the maximum permissible speed from being exceeded.
This protection system includes two mechanical bolts held in
place inside the rotor by a tensioned spring (Picture 8 – Apertures
for flybolts on shaft end/Picture 9 – Removed and cleaned flybolts).
The rotor speeds at which the flybolts shoot out from or withdraw
back into the rotor were recorded at the ČKD balancing facility
using non-contact transducers of the type normally employed for
measuring shaft vibration. Sudden outward or inward movement of
the flybolts is detected by the instruments as a sudden change of
signal, which indicates the bolt trip and withdrawal speeds (Picture
10 – Test configuration for flybolt tests). The flybolt settings had to be
slightly adjusted.
Result
Rotor balancing is analysed by determining, in a first step, the
equivalent residual unbalances at specific balancing speeds.
Subsequent comparison of the equivalent residual unbalances with
the permissible residual unbalances indicates how successful the
balancing operation actually was.
The permissible residual unbalance is calculated in accordance
with DIN ISO 1940/1 for a specified quality grade (G), the rotor mass
(m) and the maximum speed (n) (Diagram 2). At speeds close to
resonance (in this case 2,700 rpm), a weighting factor (usually 60%)
is used. This again reduces the permissible residual unbalance at this
position.
Diagram 2
Fig. / Bild 9
The centrifugal force, which is dependent on the rotor speed,
counteracts the spring force, which remains constant regardless
of the speed. If the rotor reaches or exceeds a set trip speed, the
centrifugal force exceeds the spring force, and the flybolts shoot
out from the rotor and immediately cause the slam-shut and control
valves to close.
During acceptance, all measured values are recorded in a table
and checked for compliance with the permissible residual unbalance.
In this case, the values were well below the maximum permissible
values.
Low-speed balancing for both bearing positions was completed
with a residual unbalance of 7,200 gmm and 3,760 gmm, respectively
(the maximum permissible unbalance being 12,442 gmm) (Diagram
3 – Low-speed balancing values during acceptance testing).
Diagram 3
Fig. / Bild 10

32 E.ON Anlagenservice
Während der Abnahme werden die relevanten Messwerte in
einer Tabelle erfasst und einer Überprüfung auf Einhaltung der
zulässigen Restunwuchten unterzogen. Bei der durchgeführten
Abnahme lagen die erreichten Werte weit unterhalb der zulässigen
Werte.
Das niedertourige Auswuchten wurde mit erreichten Restunwuchten
von 7.200 gmm bzw. 3.760 gmm (zulässig 12.442
gmm) für beide Lagerstellen abgeschlossen (Grafik 3 – Niedertourige
Abnahmewerte).
Die Werte der erreichten äquivalenten modalen Restunwuchten
für die einzelnen Prüfdrehzahlen (2.700 U/min und 4.175
U/min) lagen ebenfalls weit unter den zulässigen Werten und sind
aus dem Abnahmeprotokoll von ČKD (Grafik 4a) und der Tabelle
(Grafik 4b – Messwerte und Ergebnisse) ersichtlich. Die Werte
innerhalb der roten Umrandungen müssen identisch sein. Bei einer
zu erreichenden Gütestufe von höchstens G 1,6 wurde als
schlechtester Wert eine errechnete Gütestufe von G 0,47 erreicht.
Damit ist der Rotor in einem wuchttechnisch sehr guten Zustand.
Grafik 3
Grafik 4a
Grafik 4b
Fazit
Der EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik hat die hochtourige
Wuchtung des Turbinenrotors erfolgreich und termingerecht
durchgeführt. Nach dem Rücktransport des Rotors und der
Remontage läuft die SPAT im Gemeinschaftskraftwerk Veltheim
wieder auf einem niedrigen Schwingungsniveau.
Diese Leistungen übernimmt EAS/MTK auf Anforderung auch für
externe Kunden.

Journal 33
Diagram 4a
The equivalent modal residual unbalances reached for each of
the test speeds (2,700 rpm and 4,175 rpm) were also well below
the permissible values, as can be seen from ČKD's acceptance test
records (Diagram 4a) and the table (Diagram 4b – Recorded values
and results). The values inside the red lines have to be identical.
For a required quality grade of no more than G 1.6, the worst value
recorded was a calculated value of G 0.47. This means that the rotor
is very well balanced.
Diagram 4b
Conclusion
The EAS Rotating Technology Division completed the high-speed
balancing of the rotor with success and on time. The rotor was
shipped back and reinstalled at the Veltheim power plant and is now
once again running at very low vibration levels.
These services by EAS/MTK are also available for external clients.

34 E.ON Anlagenservice
Kraftwerk Plattling/E.ON Energy Projects
Revision einer GE Frame 6 FA+e Gasturbine
Heißgaswegeinspektion
Die umfangreiche Planung der Gasturbinenrevision ermöglichte eine
erfolgreiche und termingerechte Abwicklung des Auftrags mit
deutlichem Kostenvorteil für den Betreiber. Zusätzlicher Aufwand für
unerwartete Befunde wurde im Vorfeld bereits personell berücksichtigt,
wobei der wirtschaftliche Nutzen für E.ON immer im Vordergrund stand.
Der Fachbereich Gasturbinentechnik/EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik
setzte auch bei diesem Projekt die erfolgreiche
Zusammenarbeit mit Fortum Power Solutions fort. Erstmals waren
auch Kollegen des CHP-Teams (Combined Heat and Power) des
EAS-Geschäftsbereichs UK (PES/Power Engineering Services) mit
eingebunden. Sämtliche leittechnischen Arbeiten wurden mit
Unterstützung des EAS-Geschäftsbereichs Elektro-/Leittechnik
durchgeführt.
Heißgaswegeinspektion (HGPI)
In diesem Projekt wurde an der GE Frame 6 FA+e mit DLN 2.6
(Dry Low NOx) eine erweiterte HGPI durchgeführt. Der Umfang
der HGPI musste erweitert werden, da aufgrund der geänderten
Fahrweise „am Markt“ einige Teile am Kompressor getauscht werden
mussten. Dies war mit einem Ausheben des Rotors verbunden,
was normalerweise während einer HGPI nicht erforderlich ist
(Bild 1, 3 – Das Team EAS/Fortum bereitet das Ausheben des Rotors
vor / Bild 2 – Befundaufnahme).
Insgesamt konnte das gesamte Revisionsvolumen, einschließlich
zusätzlicher zerstörungsfreier Prüfungen und neu aufgetretener
TILs (technical information letters), zügig und effizient innerhalb
des vorgegebenen Zeitrahmens abgearbeitet werden, wobei der
gesteckte Zeitrahmen im Vergleich zu den OEM-Vorgaben deutlich
anspruchsvoller war.
Ein guter Grund für die Auftragsvergabe an EAS war sicherlich
die in relativ kurzer Zeit erreichte hohe Reputation des Fachbereichs
Gasturbinentechnik. Den Ausschlag gab jedoch letztlich
der Angebotspreis, der deutlich unter den OEM- bzw. Marktkonditionen
lag.
Kraftwerk Plattling / Plattling power plant
Quelle / Source: Rolf Sturm/ E.ON
Dieses sehr gute Preis-/Leistungsverhältnis konnte nur durch
die hohe technische Kompetenz von EAS/Fortum und die detaillierte
Vorbereitung der Revision, die gemeinsam mit dem
Kraftwerk Plattling und E.ON Energy Projects durchgeführt
worden ist, erreicht werden. Die vor Vertragsabschluss bekannten
durchzuführenden Maßnahmen aufgrund von TILs waren
im Standardumfang des Angebots enthalten. Vorab schwer
einschätzbare Risiken (z. B. Tuning) waren ebenfalls abgedeckt.
Die sorgfältige Planung im Vorfeld führte zu einer klaren
Aufgabenverteilung und somit zum optimalen Einsatz einer
schlanken Abwicklungsmannschaft.
Bild / Fig. 1

Journal 35
Plattling power plant / E.ON Energy Projects
GE Frame 6 FA+e gas turbine overhaul
Hot gas path inspection
A successful project performance with significant cost savings for the
customer was the result of a detailed planning and preparation of
a gas turbine inspection at the Plattling power plant. High flexibility
of the site team made it possible to react on unexpected findings
without endangering the project economics.
This turbine inspection was the next step to continue the successful
cooperation between the Gas Turbine Department of the EAS
Rotating Technology Division and Fortum Power Solutions. The
team was completed by colleagues from the EAS Power Engineering
Services (PES) Division in the UK. All instrumentation and control
work was carried out with support from the EAS E, C&I Technology
Division.
Hot gas path inspection (HGPI)
The work scope was an extended hot gas path inspection on a GE
Frame 6 FA+e gas turbine equipped with a DLN 2.6 (Dry Low NOx)
combustion system. The scope has to be extended because of
some compressor parts being close to operational limits due to the
changing operating profile of the unit in line with changing market
conditions. This required to lift the rotor, which is not standard part
of the HGPI scope (Fig. 1, 3 – EAS/Fortum team preparing for the rotor
to be lifted from the casing / Fig. 2 – Fact finding).
The team managed to complete the entire inspection including
all non-destructive tests and the additional work required under
new TILs (technical information letters) on a high performance level
within the planned time schedule. The schedule was much more
ambitious compared to the OEM standard timeframe.
The motivation for the customer to place an order to the EAS GT
team was the reputation the gas turbine specialists had gained in a
relatively short time period. The main reason, however, was the price
level which was more attractive compared to OEM/market prices.
Fig. / Bild 2
This excellent price and performance was realised by the technical
expertise of EAS/Fortum and the detailed project preparation in
cooperation with Plattling power plant und E.ON Energy Projects.
The scope of work coming from TILs was well known at an
early stage of the project. This scope was also included in the
contract as well as the handling of additional risks (e.g. tuning)
that are difficult to assess beforehand. Excellent project planning
at the beginning leads to clear responsibilities and a lean project
team.
Fig. / Bild 3

36 E.ON Anlagenservice
Ein weiterer finanzieller Vorteil für den Betreiber konnte
durch die teilweise Verwendung von Non-OEM Komponenten im
Turbinenbereich, die von E.ON Energy Projects evaluiert, beschafft
und beigestellt worden sind, erzielt werden. Daraus resultiert eine
Einsparung von rund 50 Prozent der Materialkosten bei vergleichbarer
bzw. teilweise sogar besserer Qualität.
Herausforderungen während der De- und Remontage
Im Zuge der Maßnahme wurden sowohl offene Mängel (warranty
claims) aus der Garantiezeit der Anlage als auch bisher noch nicht
bekannte Mängel aus der Fertigung der Gasturbine beseitigt (Bilder
4, 5).
Im Wesentlichen handelte es sich um folgende Positionen:
• Umbau und nachfolgende Lasttests (in Zusammenarbeit mit einer
zugelassenen Überwachungsstelle) an der Läufertraverse
• Zwei Laufschaufeln der letzten Kompressorstufe, welche bei der
Montage im Werk nicht exakt verstemmt wurden und dadurch
axial gewandert und angestriffen waren (Bild 4 – Laufschaufel der
Stufe 17)
- Diese wurden durch neue Schaufeln ersetzt und vorschriftsmäßig
verstemmt. Die Verstemmung der anderen Schaufeln
wurde kontrolliert bzw. auch nachgearbeitet.
• Eine Leitschaufel im Kompressor, welche um 180° gedreht montiert
war (Bild 5)
- Diese wurde demontiert, geprüft und korrekt installiert.
• Kurzfristige Anfertigung einer Ersatzkonstruktion für das defekte
Hydraulik-Werkzeug zum Lösen der Lastkupplung
• Erhöhter Arbeitsaufwand zur Korrektur der GT-Strangausrichtung.
Bild / Fig. 4
HSE
In regelmäßigen „toolbox-meetings“ wurden alle sicherheitsrelevanten
Themen zeitnah mit dem gesamten Team besprochen
und die Einhaltung aller Vorschriften genauestens überwacht. Das
Ergebnis zeigt einen unfallfreien Verlauf und eine Revision, die in
allen Details den Vorstellungen des Kunden entsprach.
Wir möchten die sehr gute Zusammenarbeit mit allen
Beteiligten vor und während der Revision hervorheben.
Eine hohe Kundenzufriedenheit ist der Beweis, dass die
Anforderungen hinsichtlich Sicherheit, Termintreue,
fachlicher Kompetenz und Wirtschaftlichkeit erfüllt
werden. Dies konnten wir gemeinsam in Plattling zeigen
und das ist unser Anspruch für zukünftige Projekte.
Kari Suhonen
Leiter Gasturbinenservice
Fortum
Wir möchten uns im Namen der Kraftwerk Plattling GmbH ganz herzlich für die erfolgreiche
Durchführung der Heißgaswegeinspektion bedanken.
Bei der Revision unserer GuD-Anlage wurden alle geplanten und die notwendigen ungeplanten
Maßnahmen termingerecht und unfallfrei erledigt, der anschließende Probebetrieb
unterbrechungsfrei absolviert und die Performance der Gasturbine verbessert.
Als Hauptauftragnehmer für die GE 6FA+e Gasturbine, das Herzstück unserer Anlage, hat Ihr
Team mit seinem hohen persönlichen Einsatz und seiner umfangreichen Fachkompetenz
wesentlich zu diesem großartigen Erfolg beigetragen.
Besonders hervorheben möchten wir
• die vorbildliche Arbeitsweise in allen Belangen der Arbeitssicherheit
Beispielhaft dafür sind die regelmäßigen Sicherheitsgespräche vor Kranarbeiten sowie
die Sofortmaßnahmen nach einem Beinaheunfall mit einer Gasflasche
• die hohe technische Kompetenz und Problemlösefähigkeiten
Beispielhaft dafür sind die kostengünstige Fehlerbeseitigung an den Kompressorschaufeln,
die Einstellung der IGVs, die Anpassung von Spezialwerkzeugen wie Rotortraverse und
Riverhawk
• die vertrauensvolle und konstruktive Zusammenarbeit aller Beteiligten von EAS, Fortum,
KWP und EEP auf der Baustelle.
Dafür gebührt Ihnen unsere Anerkennung, insbesondere Ihrem Baustellenteam mit seinen
Verantwortlichen Christian Busch (Projektleitung), Juha Turkia und Thom ter Stege (Technical
Advisor), Jukka Pippola (Schichtleiter), Timo Tervonen und Georg Kern (Befundaufnehmer/
Inspektor), Jari Kotilainen (MARK VI) und Adam Holden (Feldtechnik/EAS).
Für die Zukunft wünschen wir Ihnen und uns weiterhin eine erfolgreiche und unfallfreie
Zusammenarbeit.
Geschäftsführung der KWP
Thomas Schmidt und Rainer Bayerke

Journal 37
The installation of some non-OEM turbine components, which had
been assessed, obtained and made available by E.ON Energy Projects,
delivered additional financial benefit for the customer. Savings of
50% could be realized with a quality of the parts, comparable or even
better than standard parts.
Challenges during disassembly and reassembly
As part of the scope the team had to fix existing warranty claims as
well as previously unknown defects due to quality issues during the
manufacturing process by the OEM (Fig. 4, 5).
Main work packages:
• Modification and load test (in cooperation with a notified body) on
the rotor lifting beam.
• Removal of two blades on the last compressor stage (which had
not been caulked properly during assembly at the manufacturer’s
workshop and had therefore shifted and suffered some axial
rubbing – see stage 17 blade in figure 4). The two blades were
replaced by new ones properly caulked in accordance with
manufacturer’s instructions. All other blades were checked for
proper caulking, and some were reworked.
• Removal of one guide vane in the compressor section, which had
been installed in the wrong direction (turned 180°; see figure 5).
This guide vane is now correctly installed. This vane and vanes in
the area had been NDT tested.
• A defective hydraulic tool needed to remove the load coupling
was not working. A alternative tool had to be designed and
manufactured.
• Some extra work to correct GT alignment.
HSE
All safety issues were discussed promptly with the whole team during
regular toolbox talks, and compliance with all rules and procedures
had been continuously monitored. As a result, the project was without
any accident and fulfilled the client’s expectations.
Fig. / Bild 5
We would like to praise the great cooperation between
everyone involved before, during and after the overhaul.
The high level of customer satisfaction shows that all
requirements in terms of safety, on-time project delivery,
expertise and economic efficiency were fully met.
This achivement at Plattling defines our ambition for
future projects.
Kari Suhonen
Head of Gas Turbine Services
Fortum
On behalf of Kraftwerk Plattling GmbH we would like to thank you very much for the successful
execution of the hot gas path inspection.
All scheduled work and all necessary unscheduled activities were carried out as part of the CCGT
overhaul on time and without any accidents. The test run was successful and the gas turbine‘s
overall performance had been improved.
The GT Team as the main contractor for this inspection showed a high motivation driven
performance and an excellent level of Know-How. Therefore this team supported the great
success of this outage in a significant way.
Outstanding topics have been:
• the working methods, especially in terms of health & safety
(e.g. the regular safety audits prior to lifting activities and the measures taken immediately
after a near-miss event)
• the high level of technical expertise and problem-solving skills
(e.g. best practise corrective actions on the compressor blades, the re-calibration of the IGVs,
the modification of special tools like the rotor lifting beam and the Riverhawk hydraulic tools)
• The constructive cooperation between all EAS, Fortum, KWP and EEP personnel on site.
For this, you and especially your site team including Christian Busch (Project Manager), Juha
Turkia and Thom ter Stege (Technical Advisors), Jukka Pippola (Shift Leader), Timo Tervonen
and Georg Kern (inspectors), Jari Kotilainen (MARK VI) and Adam Holden (EAS field technician)
deserve our appreciation.
For the future, we wish you (and ourselves) that this successful and accident-free cooperation
will be continued.
KWP Management
Thomas Schmidt and Rainer Bayerke

38 E.ON Anlagenservice
An dieser Ausgabe wirkten mit:
Ralf Nüchter
Kesseldruckteil
Boiler pressure part
Geschäftsbereich Apparate-/
Kesseltechnik
Mechanical Technology Division
T +49 2 09-6 01-55 41
M +49 1 73-6 01-44 97
Andreas Schneidinger
Kesseldruckteil
Boiler pressure part
Geschäftsbereich Apparate-/
Kesseltechnik
Mechanical Technology Division
T +49 2 09-6 01-84 88
M +49 1 73-6 01-48 89
Klemens Tenk
Kesseldruckteil
Boiler pressure part
Geschäftsbereich Apparate-/
Kesseltechnik
Mechanical Technology Division
T +49 2 09-6 01-84 86
M +49 1 73-6 01-49 17
Arndt Fischer
Konstruktion und Technik
Mechanical Engineering
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Rotating Technology Division
T +49 2 09-6 01-82 89
M +49 1 75-1 89 29 20
Helmut Schlüter
Generatoren
Generators
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Rotating Technology Division
T +49 2 09-6 01-85 87
M +49 1 71-2 89 87 88
Michael Figge
Generatoren
Generators
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Rotating Technology Division
T +49 2 09-6 01-59 44
M +49 1 73-6 01-50 86

Journal 39
Contributing authors:
Denis Schlieper
Dampfturbinen
Steam Turbines
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Rotating Technology Division
T +49 2 09-6 01-83 55
M +49 1 51-15 16 11 92
Ulrich Ziegler
Dampfturbinen
Steam Turbines
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Rotating Technology Division
T +49 9 11-68 04-4 91
M +49 1 60-97 82 47 10
Henry Koßmann
Dampfturbinen
Steam Turbines
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Rotating Technology Division
T +49 30-43 57-25 49
M +49 1 51-54 42 51 85
Michael Spodick
Konstruktion & Technik
Mechanical Engineering
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Rotating Technology Division
T +49 2 09-6 01-57 65
M +49 1 51-16 78 22 56
Christian Busch
Gasturbinentechnik
Gas Turbine Technology
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Rotating Technology Division
T +49 84 57-75-12 11
M +49 1 70-8 53 20 31

Imprint
Published by:
E.ON Anlagenservice GmbH ©
Bergmannsglückstraße 41-43
45896 Gelsenkirchen
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Edited by:
Christian Mehrhoff
Editorial processing by:
Doris Geisbusch – DMG
Photographs:
Archive
Composition and print:
druck + graphik manumedia gmbh